Постановление N 644 от 04.11.2025 об утверждении Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы

НАЦИОНАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Руководств по электросетям

об эксплуатации передающей системы

№ 644  от  04.11.2025

 (в силу 09.12.2025) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 605-607 ст. 1061 от 09.12.2025

* * *

На основании ч.(3) ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии (Официальный монитор Республики Молдова, 2025, № 437-440, ст.598) Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике

ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Руководства по электросетям об эксплуатации передающей системы (прилагается).

2. Настоящее постановление вступает в силу с даты опубликования в Официальном мониторе Республики Молдова.

3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на подразделения Национального агентства по регулированию в энергетике.

Утверждены

Постановлением Административного совета Национального

агентства по регулированию в энергетике

№ 644/2025

РУКОВОДСТВА ПО ЭЛЕКТРОСЕТЯМ

об эксплуатации передающей системы

Руководства по электросетям об эксплуатации передающей системы перелагают Регламент Европейской Комиссии 2017/1485(ЕС) от 2 августа 2017 г. об установлении руководства по электросетям об эксплуатации системы передачи электроэнергии (Текст, имеющий отношение к ЕЭП), опубликованный в Официальном журнале Европейского Союза (JO) № L 220 от 25 августа 2017 г., СЕЛЕКС:32017R1485, в варианте, адаптированном и утвержденном Решением Министерского совета Энергетического сообщества № 2022/03//MC-EnC от 15 декабря 2022 года.

ЧАСТЬ ПЕРВАЯ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Раздел 1

Предмет и сфера применения

1. Руководства по электросетям об эксплуатации передающей системы (далее – Руководства по электросетям) устанавливает руководящие положения, касающиеся обеспечения надёжности функционирования, качества частоты и эффективного использования взаимосвязанной системы и связанных с ней ресурсов, а также подробные положения относительно:

1.1. требований и принципов, касающимся надёжности функционирования;

1.2. правил и обязанностей по координации и обмену данными между оператором передающей системы (далее – ОПС) и другими операторами передающих систем, между ОПС и оператором распределительной системы (далее – ОРС), а также между ОПС или ОРС и значимыми пользователями системы, в рамках оперативного планирования и работы в режиме, близком к реальному времени;

1.3. правил по обучению и сертификации эксплуатационного персонала;

1.4. требований по координации вывода из эксплуатации;

1.5. требований по координации графиков обмена между зонами контроля операторов передающих систем;

1.6. норм, направленных на создание рамок для настройки частоты-мощности и управления резервами, применимых на уровне Энергетического сообщества.

2. Настоящие Руководства по электросетям применимы к следующим системным пользователям, также именуемым значимыми пользователями системы (далее – ЗПС):

2.1. существующие и новые генерирующие модули, которые классифицируются или будут классифицированы как типы B, C и D в соответствии с критериями, установленными в разделе 2 главы I Книги II Части первой Кодекса электрических сетей о подключении к электрическим сетям, утвержденного Постановлением Административного совета НАРЭ № 423/2019 (далее – Кодекс подключения);

2.2. существующие и новые места потребления, подключенные к передающей системе, а также существующие и новые места потребления, не подключенные к передающей системе, но с точками подключения на уровне напряжения 110 кВ или выше;

2.3. существующие и новые закрытые системы распределения, подключенные к передающим электрическим сетям;

2.4. новые и существующие места потребления, закрытые системы распределения и третьи стороны, если они предоставляют услуги диспетчируемого потребления непосредственно ОПС в соответствии с критериями, предусмотренными подразделом 1 раздела 1 главы III Книги III Части первой Кодекса о подключении;

2.5. поставщики услуг редиспетчеризации генерирующих модулей или мест потребления через агрегацию и поставщиков резервов активной мощности в соответствии с Книгой VII Части четвертой настоящих Руководств по электросетям;

2.6. новые и существующие высоковольтные системы постоянного тока ("HVDC") в соответствии с критериями, предусмотренными в п.339 Кодекса о подключении.

3. Настоящие Руководства по электросетям применимы ко всем передающим электрическим сетям и межсистемным соединениям с соседними передающими системами странах, входящих в Энергетическое сообщество, и государств-членов Европейского Союза (далее – передающая система), всем электрическим сетям распределения (далее – системы распределения), а также к региональным координационным центрам, за исключением частей электрических передающих сетей и электрических сетей распределения, которые не функционируют синхронно с синхронной зоной континентальной Европы.

4. В случае если на территории Республики Молдова будут осуществлять свою деятельность два или более ОПС, настоящие Руководства по электросетям должны будут применяться ко всем ОПС в Республике Молдова. Если ОПС не будет выполнять одну или несколько функций, относящихся к одному или нескольким обязательствам, предусмотренным настоящими Руководствами по электросетям, соответствующие обязательства должны будут осуществляться одним или несколькими ОПС в Республике Молдова, в соответствии с функциями, возложенными постановлением НАРЭ, осуществляющим полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

5. Если требования, изложенные в настоящих Руководствах по электросетям, должны быть установлены соответствующим системным оператором, который не имеет качества ОПС, ответственность за установление соответствующих требований может быть возложена на ОРС в соответствии с решением Агентства, принятым в этом отношении.

6. В настоящих Руководств по электросетям применяются понятия, предусмотренные в Законе № 174/2017 об энергетике, в Законе № 164/2025 об электроэнергии, в Руководствах по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками, утвержденных Постановлением НАРЭ № 641/2025, в Руководствах по электросетям о распределении мощностей на долгосрочном рынке, утвержденных Постановлением НАРЭ № 643/2025, в Кодексе о подключении, в Постановлении НАРЭ № 299/2017 о представлении ENTSO-E информации о рынке электрической энергии Республики Молдова и ее опубликовании, а также следующие понятия и определения:

Агент по планированию – субъект или субъекты, на которых возложена задача передавать графики участников рынка ОПС или, в зависимости от обстоятельств, третьим лицам.

Агент по планированию выводов из эксплуатации – субъект, на которого возложена задача планирования доступности соответствующего модуля генерации, соответствующего места потребления или соответствующего элемента сети.

Агрегированный график внешних чистых обменов – график, который обеспечивает агрегирование графиков внешних обменов всех ОПС и графиков внешних коммерческих обменов между двумя зонами планирования или между зоной планирования и группой других зон планирования.

Адекватность – способность источников энергии в зоне покрывать потребление в этой зоне.

Активный резерв питания – доступные балансировочные резервы для поддержания частоты.

Анализ безопасности функционирования – вся область компьютеризированных, ручных и автоматических действий, выполняемых для оценки эксплуатационной безопасности передающей системы и корректирующих мер, необходимых для поддержания эксплуатационной безопасности.

Анализ непредвиденных обстоятельств – компьютерное моделирование непредвиденных обстоятельств, содержащихся в списке непредвиденных обстоятельств.

Автоматические РВЧ – РВЧ, которые могут быть активированы устройством автоматической настройки.

Близко в реальном времени – разница во времени между последним закрытием внутрисуточных ворот и реальным временем, которая не превышает 15 минут.

Блок регулировки частоты и мощности (блок РЧМ) – часть синхронной зоны или вся синхронная зона, физически ограниченная точками измерения на линиях межсистемного соединения с другими блоками РЧМ, которая состоит из одной или нескольких зон РЧМ и управляется одним или несколькими ОПС, которые отвечают за выполнение регулирования частоты-мощности.

Виртуальная линия межсистемного соединения – дополнительная входная величина регуляторов в задействованных зонах РЧМ, что имеет тот же эффект, что и вводимая величина, основанная на измеренном значении физической линии межсистемного соединения и позволяющая обмениваться электроэнергией между соответствующими областями.

Внешнее непредвиденное обстоятельство – непредвиденное обстоятельство, которое имеет место вне зоны контроля ОПС и которое не включает линии межсистемного соединения, создающее фактор влияния, превышающий пороговое значение влияния непредвиденных обстоятельств.

Внутреннее непредвиденное обстоятельство – непредвиденное обстоятельство, которое имеет место в зоне регулирования ОПС, в том числе на линиях межсистемного соединения.

Возмущение – незапланированное событие, которое может вызвать отклонение передающей системы от нормального функционального состояния.

Время автоматической активации РВЧ – временной интервал между установлением нового эталонного значения центральным регулятором обмена частоты-мощности и началом физической поставки автоматического РВЧ.

Время срабатывания состояния предупреждения – время, необходимое для активации состояния предупреждения.

Гибкие передающие системы переменного тока (ГПСПТ) – оборудование для передачи электроэнергии переменного тока, с целью усиления контрольной способности и увеличения пропускной способности активной мощности.

Государство-член – территория Европейского Союза, упомянутая в статье 27 Договора о Европейском Союзе.

График – набор установленных значений, которые представляют производство, потребление или обмен электроэнергии в заданный период времени.

График внешних коммерческих обменов – график, представляющий коммерческие обмены электроэнергией между участниками рынка в различных зонах планирования.

График внешних обменов ОПС – график, который представляет собой обмен электроэнергией между ОПС в разных зонах планирования.

График внутренних коммерческих обменов – график, представляющий коммерческий обмен электроэнергией в зоне планирования, который происходит между различными участниками рынка.

График генерации – график производства электроэнергии генерирующим модулем или группой генерирующих модулей.

График потребления – график, представляющий потребление места потребления или группы мест потребления.

Группа поставки резервов – совокупность генерирующих единиц, единиц потребления и/или единиц поставки резервов, подключенных более чем к одной точке подключения, которые соответствуют требованиям поставки РСЧ, РВЧ или РЗ.

Данные для оценки качества частоты – набор данных, позволяющий рассчитать критерии оценки качества частоты.

Данные о мгновенном ОРВЧ – набор данных ОРВЧ из блока РЧМ с периодом измерения меньшим или равным 10 секундам, используемый для оценки качества частоты.

Данные о среднем значении ОРВЧ – набор данных, состоящий из среднего значения ОРВЧ, зарегистрированного мгновенно из зоны РЧМ или из блока РЧМ в заданный период времени.

Данные, относящиеся к мгновенной частоте – набор измеренных значений, относящихся к общей частоте системы в синхронной зоне с периодом измерения меньшим или равным одной секунде, используемых для оценки качества частоты.

Диапазон ОРВЧ уровня 1 – первый диапазон, используемый для оценки качества частоты системы на уровне блока РЧМ, в пределах которого ОРВЧ должно поддерживаться в течение определенной части времени.

Диапазон ОРВЧ уровня 2 – второй диапазон, используемый для оценки качества частоты системы на уровне блока РЧМ, в пределах которого ОРВЧ должно поддерживаться в течение определенной части времени.

Динамическая устойчивость – общий термин, который включает угловую стабильность ротора, устойчивость частоты и напряжения.

Дисбалансы в блоке РЧМ – сумма между ОРВЧ, активированным РВЧ и активированным РЗ внутри блока, и обменом мощностью для компенсации дисбалансов, передачей мощности при восстановлении частоты и передачей замещающей мощности из этого блока РЧМ с другими блоками РЧМ.

Допустимые переходные перегрузки – временные перегрузки на элементах передающей системы, которые допускаются в течение ограниченного периода времени и которые не вызывают физического повреждения элементов передающей системы, пока соблюдаются определенные продолжительность и ограничения.

Единица поставки резервов – единый модуль генерации и/или потребляющая единица или их совокупность, подключенная к общей точке подключения, которая отвечает требованиям поставки РСЧ, РВЧ или РЗ.

За одну неделю раньше – за неделю до календарной недели функционирования.

Запланированное значение регулируемой обменной мощности – последовательность эталонных значений чистой обменной мощности, относящейся к одной зоне РЧМ или к блоку РЧМ посредством линий межсистемного соединения переменного тока ("ПТ").

Затронутый ОПС – оператор передающей системы, которому для анализа и поддержания безопасности функционирования необходима информация об обмене резервами и/или совместном использовании резервов и/или процессе устранения дисбалансов и/или процессе трансграничной активации.

Зона мониторинга – часть синхронной зоны или вся синхронная зона, физически ограниченная точками измерения на линиях межсистемного соединения и управляемая одним или несколькими операторами передающих систем, выполняющими обязательства, применимые к зоне мониторинга.

Зона наблюдения – собственная передающая система ОПС вместе с соответствующими частями распределительных систем и передающих систем соседних ОПС, для которых ОПС реализует мониторинг и моделирование в реальном времени для поддержания безопасности функционирования в своей зоне регулирования включая линии межсистемного соединения.

Зона планирования – зона, в которой применяются обязательства оператора передающей системы с точки зрения планирования, в связи с операционными или организационными потребностями.

Зона регулирования частоты-мощности или (зона РЧМ) – часть синхронной зоны или вся синхронная зона, физически ограниченная точками измерения на линиях межсистемного соединения с другими зонами РЧМ, управляемая одним или несколькими ОПС, ответственными за регулирование частоты-мощности.

Инцидент определения размера – наибольший ожидаемый дисбаланс активной мощности, мгновенно возникающий в блоке РЧМ, как в положительном, так и в отрицательном направлении.

Исключительное непредвиденное обстоятельство – одновременное возникновение нескольких непредвиденных обстоятельств, имеющих общую причину.

К фактору зоны РЧМ или блока РЧМ – значение, выраженное в мегаваттах на герц ("МВт/Гц"), большее или максимально близкое к сумме саморегулирования производства, саморегулирования потребления и резервного вклада для стабилизации частоты, соответствующей максимальному отклонению частоты в стационарном режиме.

Критерий (N-1) – правило, согласно которому элементы, оставшиеся работе в зоне регулирования ОПС после возникновения непредвиденного обстоятельства, могут сохранять свое рабочее состояние в новой оперативной ситуации без нарушения пределов эксплуатационной безопасности.

Критерии оценки качества частоты – набор расчетов, в которых используются измеренные значения частоты системы и которые позволяют оценить качество частоты системы отношению к целевым параметрам качества частоты.

Критическое время устранения неисправности – максимальная продолжительность устранения неисправности, в течение которой передающая система поддерживает стабильный режим функционирования.

Максимальное отклонение мгновенной частоты – максимальное абсолютное ожидаемое значение отклонения мгновенной частоты после возникновения дисбаланса, меньшего или равного эталонному инциденту, значение, при котором должны быть активированы меры чрезвычайной ситуации.

Максимальное отклонение частоты в стационарном режиме – ожидаемое максимальное значение отклонения частоты после возникновения дисбаланса, меньшего или равного эталонному инциденту, при котором планируется, что система будет функционировать в стабильном режиме.

Местное состояние – является определяющим фактором состояния предупреждения, чрезвычайной ситуации или коллапса, при отсутствии риска продолжения последствий за пределами зоны контроля, в том числе на линиях межсистемного соединения подключенных к этой зоне контроля.

На один год раньше – в год, предшествующий календарному году функционирования.

Неисправность – все типы коротких замыканий (однофазные, двухфазные и трехфазные, с заземлением или без него), разрыв проводника, обрыв цепи или прерывистое соединение, вызывающее неспособность функционирования пораженного элемента в передающей системе.

Несовместимость при планировании вывода из эксплуатации – состояние, в котором сочетание доступности одного или нескольких соответствующих элементов сети, соответствующих модулей генерации и/или мест потребления и наилучшей оценки прогнозируемого состояния электрической сети приводит к нарушению пределов эксплуатационной безопасности, принимая во внимание меры по исправлению положения, доступные для ОПС, которые не требуют затрат.

Нормальное непредвиденное обстоятельство – возникновение непредвиденного обстоятельства на одной стороне или отдельном узле впрыска мощности.

Нормальное функциональное состояние – ситуация, когда передающая система находится в пределах эксплуатационной безопасности в ситуации с N элементами в работе и после возникновения любой непредвиденной ситуации из списка непредвиденных обстоятельств, с учетом влияния имеющихся мер по исправлению положения.

Область координации выводов из эксплуатации – совокупность зон контроля, для которых ОПС определяют процедуры мониторинга и, при необходимости, координации доступности соответствующих активов для всех временных горизонтов.

Обязательство начального РСЧ – количество РСЧ, выделенное ОПС на основе ключа распределения.

Обязательный РСЧ – та часть всех РСЧ, за которую отвечает ОПС.

Ограничение – ситуация, требующая подготовки и принятия мер по исправлению положения для соблюдения пределов эксплуатационной безопасности.

Оперативное соглашение в блоке РЧМ – многостороннее соглашение между всеми операторами передающих систем в блоке РЧМ, если блок РЧМ управляется более чем одним оператором передающей системы и означает, что операционная методология блока РЧМ которая должна быть принята в одностороннем порядке соответствующим оператором передающей системы если блок РЧМ управляется одним оператором передающей системы.

Операционные испытания – испытания, выполняемые ОПС или ОРС для поддержания и развития операционных практик и соответствующего обучения, а также сбора информации о поведении передающей системы в ненормальных условиях функционирования, в том числе испытания, выполняемые ЗПС на их собственных установках для аналогичных целей.

Опорное значение частоты – целевое значение частоты, используемое в ПВЧ, определенное как сумма номинальной частоты системы и значения компенсации, необходимой для уменьшения отклонения электрического времени.

ОПС, получающий регулирующую мощность – оператор передающей системы, который рассчитывает резервную мощность с учетом резервной мощности, доступной через ОПС, поставляющего регулирующую мощность, в соответствии с условиями соглашения о совместном использовании резервов.

ОПС, поставляющий регулирующую мощность – оператор передающей системы, который запускает активацию своей резервной мощности для ОПС, получающего регулирующую мощность, в соответствии с условиями соглашения о совместном использовании резервов.

ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов – оператор передающей системы, который отвечает за принятие мер для единицы поставки резервов или группы поставки резервов для активации РВЧ и/или РЗ.

ОПС с подключенными резервами – оператор передающей системы, отвечающий за зону мониторинга, к которой подключена единица поставки резервов или группа поставки резервов.

ОПС-получатель резерва – оператор передающей системы, участвующий в обмене с ОПС с подключенными резервами и/или с единицей поставки резервов или группой поставки резервов, подключенной к другой зоне мониторинга или РЧМ.

ОРС с подключенными резервами – ОРС, отвечающий за распределительную сеть, к которой подключена единица поставки или группа поставки резервов, которые поставляют резервы одному оператору передающей системы.

Ответственный за мониторинг блока РЧМ – оператор передающей системы, ответственный за сбор данных о критериях оценки качества частоты и за применение этих критериев в блоке РЧМ.

Ответственный за мониторинг синхронной зоны – оператор переда... (примечание: исходный текст определения был неполным)

Отклонение мгновенной частоты – набор измеренных значений, относящихся к отклонениям частоты всей системы в синхронной зоне, с периодом измерения меньшим или равным одной секунде, используемых для оценки качества частоты.

Отклонение регулирования при восстановлении частоты (ОРВЧ) – отклонение регулирования для ПВЧ которое равно РОЗ в зоне РЧМ или равно отклонении частоты, если зона РЧМ географически соответствует синхронной зоне.

Отклонение частоты – разница между фактической и номинальной частотой в синхронной зоне, которая может быть положительной или отрицательной.

Отклонение частоты в стационарном режиме – абсолютное значение отклонения частоты после возникновения дисбаланса, после стабилизации частоты системы.

Отклонение частоты для полной активации РСЧ – номинальное значение отклонения частоты, при котором РСЧ в синхронной зоне полностью активируется.

Отклонение электрического времени – временное несоответствие между синхронным временем и всемирным координированным временем (UTC).

Оценка динамической устойчивости – оценка безопасности функционирования с точки зрения динамической устойчивости.

Оценка эксплуатационной безопасности – классификация, используемая ОПС для мониторинга эксплуатационной безопасности на основе показателей эксплуатационной безопасности.

Параметр, определяющий качество частоты – основные переменные частоты системы, определяющие принципы качества частоты.

Передача замещающей мощности – мощность, замещающая между зонами РЧМ в процессе активации трансграничного РЗ.

Передача мощности для компенсации дисбалансов – мощность, которая передается между зонами РЧМ в процессе компенсации дисбалансов.

Передача мощности при восстановлении частоты – мощность, которая передается между зонами РЧМ в процессе активации трансграничного РВЧ.

Период изменения нагрузки – период времени, определяемый фиксированной начальной точкой и продолжительностью, в течение которой вход и/или выход активной мощности увеличивается или уменьшается.

План безопасности – план, содержащий оценку риска критических активов ОПС в случае сценариев основных физических и компьютерных угроз и оценку потенциальных последствий.

План доступности – комбинация всех ожидаемых состояний доступности соответствующего актива в течение определенного периода времени.

План защиты системы – комплекс технических и организационных мер, которые необходимо предпринять для предотвращения распространения возмущения или нарушения в передающей системе, чтобы избежать возмущения на уровне состояния расширенной зоны и состояния коллапса.

Показатели эксплуатационной безопасности – показатели, используемые ОПС для мониторинга эксплуатационной безопасности с точки зрения состояния системы, а также дефектов и возмущений, влияющих на эксплуатационную безопасность.

Полное время активации ручного РВЧ – период времени между изменением эталонного значения и соответствующей активацией или деактивацией ручного РВЧ.

Порог влияния непредвиденных обстоятельств – числовое предельное значение, по которому проверяются влияющие факторы; в отношении этого значения считается, что возникновение непредвиденного обстоятельства за пределами зоны контроля ОПС с фактором влияния, превышающим пороговое значение влияния непредвиденного обстоятельства, существенно влияет на зону регулирования ОПС, включая линии межсистемного соединения.

Поставщик резервов – юридическое лицо, имеющее юридическое или договорное обязательство предоставлять РСЧ, РВЧ или РЗ, с использованием хотя бы одной единицы поставки резервов или как минимум одной группы поставки резервов.

Правила определения размера РВЧ – технические характеристики процесса определения размера РВЧ в блоке РЧМ.

Правила определения размера РЗ – технические характеристики процесса определения размера РЗ в блоке РЧМ.

Предварительная квалификация – процесс проверки соответствия единицы поставки резерва или группы поставки резервов требованиям, установленным ОПС.

Пределы стабильности – пределы, допускаемые для работы передающей системы с точки зрения соблюдения пределов стабильности напряжения, угловой стабильности ротора и стабильности частоты.

Принудительный вывод из эксплуатации – незапланированный вывод из эксплуатации соответствующего актива по любой причине, характерной для чрезвычайной ситуации, которая не находится под оперативным контролем оператора этого соответствующего актива.

Продолжительность восстановления частоты – максимальная ожидаемая продолжительность после возникновения мгновенного дисбаланса активной мощности, меньшая или равная эталонному инциденту, при которой частота системы возвращается к допустимым значениям повторного определения частоты – в случае синхронных зон с одной зоной РЧМ и, соответственно, максимальная ожидаемая продолжительность после возникновения мгновенного дисбаланса активной мощности в зоне РЧМ, в которой этот дисбаланс компенсируется - в случае синхронных зон с более чем одной зоной РЧМ.

Продолжительность полной активации автоматического РВЧ – период времени между установлением нового эталонного значения центральным регулятором частоты-мощности и соответствующее включение или выключение автоматического РВЧ.

Продолжительность полной активации РСЧ – период времени между возникновением эталонного инцидента и соответствующей полной активацией РСЧ.

Процесс активации трансграничного РВЧ – процесс, согласованный между операторами передающих систем, участвующими в процессе, который позволяет активировать РВЧ, подключенные к другой зоне РЧМ, соответствующим образом корректируя задействованный вклад ПВЧ.

Процесс активации трансграничного РЗ – процесс, согласованный между операторами передающих систем, участвующими в процессе, который позволяет активировать РЗ, подключенные к другой зоне РЧМ путем надлежащего исправления вовлеченного вклада ПЗР.

Процесс восстановления частоты (ПВЧ) – процесс, направленный на возвращение частоты к номинальной частоте сети, а в синхронных областях, охватывающих более одной зоны RFP, процесс, направленный на восстановление баланса мощности до запланированного значения.

Процесс замещения резервов (ПЗР) – процесс восстановления активированных РВЧ.

Процесс компенсации дисбалансов – процесс, согласованный между операторами передающих систем, который позволяет избежать одновременной активации РВЧ в противоположных направлениях, принимая во внимание соответствующие ОРВЧ, а также активированные РВЧ, и соответствующим образом корректируя вовлеченный вклад ПВЧ.

Процесс корректировки времени – процесс корректировки, который направлен на сведение к нулю отклонения электрического времени, которое проявляется между синхронным временем и UTC.

Процесс применения критериев – процесс расчета целевых параметров для синхронной зоны, для блока РЧМ, а также для зоны РЧМ, на основе данных, полученных в процессе сбора и предоставления данных.

Процесс сбора и предоставления данных – процесс сбора набора данных, необходимого для соответствия критериям оценки качества частоты.

Процесс сопряжения частот – согласованный процесс между всеми операторами передающих систем двух синхронных зон, который позволяет коррелировать активацию РСЧ путем адаптации перетоков HVDC между синхронными зонами.

Процесс стабилизации частоты (ПСЧ) – процесс, направленный на стабилизацию частоты системы путем компенсации дисбалансов за счет соответствующих резервов.

Региональный координационный центр – региональный координационный центр, предусмотренный законом № 164/2025 об электроэнергии.

Регулирование напряжения – действия ручной или автоматической настройки, выполняемые в производственном узле, в узлах в конце линий ПТ или систем HVDC, в трансформаторах или другими средствами, предназначенными для поддержания установленного уровня напряжения или установленного значения реактивной мощности.

Регулировочное отклонение зоны контроля (РОЗ) – сумма регулировочного отклонения составляющей активной мощности ("ΔP"), то есть разность, полученная в реальном времени между мгновенным значением измеренной в реальном времени обменной мощности ("P"), и запланированным значением регулируемой обменной мощности ("P0"), относящиеся к конкретной зоне РЧМ или конкретному блоку РЧМ, и регулировочное отклонение частотной составляющей ("KΔf"), которая представляет собой результат коэффициента K и отклонения частоты, относящиеся к соответствующей зоне РЧМ или соответствующему конкретному блоку РЧМ, где регулировочное отклонение зоны регулирования равно ΔP+KΔf.

Резервная мощность – количество РСЧ, РВЧ или РЗ которое должно быть предоставлено ОПС.

Резервный обмен – возможность для ОПС иметь доступ к резервной мощности, подключенной к другой зоне РЧМ, блоку РЧМ или синхронной зоне для пополнения своих собственных резервов в соответствии с требованиями к резервам, вытекающими из собственного процесса определении размера РСЧ, РВЧ или РЗ, причем эта резервная мощность предназначена исключительно для соответствующего ОПС, без расчета на нее каких-либо других ОПС в целях соблюдения собственных резервных требований, вытекающих из соответствующих процессов определении размера резервов.

Резерв реактивной мощности – реактивная мощность, которая доступна для поддержания напряжения.

Резервы для восстановления частоты (РВЧ) – доступные резервы активной мощности для приведения частоты к ее номинальному значению и, в случае синхронной зоны, состоящей из более чем одной зоны РЧМ, – для восстановления баланса мощности до запланированного значения.

Резервы для стабилизации частоты (РСЧ) – доступные резервы активной мощности для стабилизации частоты системы после возникновения дисбаланса.

Резервы замещения (РЗ) – резервы активной мощности, доступные для восстановления или поддержания необходимого уровня РВЧ для подготовки к устранению следующих дисбалансов системы, включая резервы генерации.

Системная частота – частота электрического тока в системе, которая может быть измерена во всех точках синхронной зоны, исходя из предположения о согласованном значении во всей системе в диапазоне секунд, с присутствием небольших различий между различными точками измерения.

Ситуация с (N-1) элементами в эксплуатации – та ситуация в передающей системе, при которой возникает непредвиденное обстоятельство, содержащееся в списке непредвиденных обстоятельств.

Ситуация с N элементами в работе – ситуация, при которой ни один элемент передающей системы не является нефункциональным из-за возникновения непредвиденных обстоятельств.

Скорость изменения нагрузки – скорость изменения активной мощности одного модуля генерации, места потребления или системы HVDC.

Совместное использование резервов – механизм, в котором несколько операторов передающей системы используют одну и ту же резервную мощность, РСЧ, РВЧ или РЗ, для пополнения своих собственных резервов в соответствии с требованиями к резервам, вытекающими из их собственных процессов определения размера резервов.

Соседние ОПС – ОПС, подключенные напрямую как минимум через одну линию межсистемного соединения переменного или постоянного тока.

Соответствующий актив – соответствующее место потребления, соответствующий модуль генерации или соответствующий элемент сети, участвующие в координации выводов из эксплуатации.

Соответствующий внутренний актив – соответствующий актив, который является частью зоны контроля ОПС или соответствующий актив распределительной системы, включая закрытую распределительную систему, который прямо или косвенно связан с зоной контроля, соответствующего ОПС.

Соответствующий модуль генерации – модуль генерации, который участвует в координации вывода из эксплуатации и доступность которого влияет на эксплуатационную безопасность на трансграничном уровне.

Соответствующий элемент сети – любая составная часть передающей системы, включая линии межсистемного соединения, или распределительной системы, включая закрытую распределительную систему, например, единую линию, с единой цепью, единым трансформатором, единым трансформатором фазового сдвига, или установку регулирования напряжения, которая участвует в процессе согласовании вывода из эксплуатации и доступность которой влияет на эксплуатационную безопасность на трансграничном уровне.

Соответствующее место потребления – место потребления, которое участвует в процессе согласования вывода из эксплуатации и доступность которого влияет на эксплуатационную безопасность на трансграничном уровне.

Состояние восстановления – состояние передающей системы, при котором целью всех действий в передающей системе является восстановление функционирования системы и поддержание безопасности функционирования после состояния коллапса или чрезвычайной ситуации.

Состояние доступности – способность элемента сети, генерирующего модуля или места потребления предоставлять услугу в течение определенного периода времени, вне зависимости от того, работает он или нет.

Состояние коллапса – состояние передающей системы, характеризующееся полным отказом части передающей системы или всей передающей системы.

Состояние предупреждения – состояние, при котором передающая система находится в пределах эксплуатационной безопасности, но при котором было обнаружено одно непредвиденное обстоятельство, содержащееся в списке непредвиденных обстоятельств, при наступлении которой, для поддержания нормального функционирования, доступных мер по исправлению положения недостаточно.

Состояние расширенной зоны – состояние предупреждения, чрезвычайной ситуации или коллапса, которое представляет риск распространения на уровне передающих систем межсистемного соединения.

Состояние системы – оперативное состояние передающей системы по отношению к пределам эксплуатационной безопасности, которое может быть состоянием нормального функционирования, состоянием предупреждения, состоянием чрезвычайной ситуации, коллапса или восстановления.

Состояние чрезвычайной ситуации – состояние передающей системы, при котором нарушены один или несколько действующих пределов эксплуатационной безопасности.

Список непредвиденных обстоятельств – список непредвиденных обстоятельств, которые должны быть смоделированы для проверки соблюдения пределов эксплуатационной безопасности.

Справочный инцидент – максимальное положительное или отрицательное отклонение, которое происходит мгновенно между производством и потреблением в синхронной зоне, учитываемой при определении размера РСЧ.

Среда данных оперативного планирования ENTSO-E – набор компьютерного оборудования и приложений, разработанных для обеспечения хранения, обмена и управления данными, используемыми для процессов оперативного планирования между ОПС.

Стабильность напряжения – способность передающей системы поддерживать допустимые напряжения на всех узлах передающей системы как в ситуации с N элементами в работе, как и после возникновения возмущения.

Стабильность частоты – передающей системы поддерживать стабильную частоту как в ситуации с N элементами в работе, так и после возникновения возмущения.

Стандартное отклонение частоты – абсолютное значение отклонения частоты, ограничивающее стандартный диапазон частот.

Стандартный частотный диапазон – симметрично определенный диапазон вокруг номинальной частоты, в котором считается, что системная частота работает в синхронной зоне.

Структура активации процессов – структура, необходимая для классификации процессов, относящихся к различным типам резервов активной мощности, с точки зрения их роли и активации.

Структура ответственности за процессы – структура, необходимая для установления ответственности и обязательств в отношении резервов активной мощности на основе структуры регулирования в синхронной зоне.

Структура регулирования частоты-мощности – базовая структура, которая учитывает все соответствующие аспекты регулирования частоты-мощности, в частности, в отношении связанных с ними обязательств и ответственности, а также категорий и ролей активных резервов мощности.

Топология – данные о способе соединения различных элементов, передающих или распределительных систем, включая электрическую конфигурацию и положение переключателей и разделителей.

Требования доступности РВЧ – набор требований, определенных операторами передающих систем в блоке РЧМ в отношении доступности РВЧ.

Требования доступности РЗ – набор требований, определенных операторами передающих систем в блоке РЧМ в отношении доступности РЗ.

Угловая стабильность ротора – способность синхронных машин оставаться в синхронизме как в ситуации с N элементами в работе, так и после возникновения возмущения.

Фактор влияния – числовое значение, используемое для количественной оценки наиболее сильного влияния вывода из эксплуатации элемента передающей системы, расположенного за пределами зоны контроля ОПС, которая не включает линии межсистемного соединения, в отношении изменения потоков мощности или напряжения, вызванных выводом из эксплуатации любого элемента передающей системы. Величина эффекта увеличивается прямо пропорционально значению.

Целевой параметр качества частоты – основной целевой показатель частоты, в соответствии с которым оценивается поведение процессов активации РСЧ, РВЧ и РЗ в нормальном функциональном состоянии.

Целевые параметры для ОРВЧ – основные целевые переменные блока РЧМ, на основе которых определяются и оцениваются критерии определения размера для РВЧ и РЗ в блоке РЧМ, которые используются для отражения поведения блока РЧМ при нормальных условиях функционирования.

Чистая позиция зоны переменного тока – чистая агрегированная величина всех внешних графиков обменов зоны переменного тока.

Чрезвычайное непредвиденное обстоятельство – одновременное возникновение нескольких непредвиденных обстоятельств, которые не имеют общей причины, или потеря нескольких генерирующих единиц, приводящая к полной потере мощности, превышающей эталонный инцидент.

Эксплуатационная безопасность – способность передающей системы поддерживать нормальное функциональное состояние или возвращаться в него в кратчайшие сроки, характеризуемая пределами эксплуатационной безопасности.

Элемент передающей системы – любая составная часть передающей системы

Раздел 2

Цели и сфера регламентирования

7. Цели настоящих Руководств по электросетям:

7.1. установление требований и общих принципов надёжности функционирования;

7.2. установление общих принципов оперативного планирования во взаимосвязанной системе;

7.3. установление общих процессов настройки частоты-мощности и структур настройки;

7.4. обеспечение условий для поддержания надёжности функционирования во всем Энергетическом сообществе и Европейском Союзе;

7.5. обеспечение условий для поддержания общего уровня качества частоты для всех синхронных зон всего Энергетического сообщества и Европейского Союза;

7.6. содействие координации эксплуатации сети и оперативному планированию;

7.7. обеспечение и повышение прозрачности и надежности информации об эксплуатации передающей системы;

7.8. вклад в эффективное функционирование и развитие передающей системы и электроэнергетических секторов договаривающихся частей Энергетического сообщества и государств-членов Европейского Союза.

8. При внедрении положений настоящих Руководств по электросетям, НАРЭ, другие компетентные органы и системные операторы должны:

8.1. применять принципы пропорциональности и недискриминации;

8.2. обеспечивать прозрачность;

8.3. применять принцип оптимизации между максимальной эффективностью и наименьшими общими затратами для всех вовлеченных сторон;

8.4. обеспечивать максимально возможное использование со стороны ОПС рыночных механизмов для обеспечения безопасности и стабильности электрических передающих сетей;

8.5. соблюдать ответственность, возложенную на ОПС в целях обеспечения безопасности передающей системы в соответствии с нормативными актами в данной сфере;

8.6. проконсультироваться с ОРС и учесть потенциальное влияние на системы распределения;

8.7. учитывать стандарты и технические спецификации, согласованные на европейском уровне.

Раздел 3

Термины и условия или методологии ОПС

9. В соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, ОПС должен применять термины, условия и/или методологии (далее – ТУМ), предусмотренные пунктами 19 – 21, разработанными и утвержденными в соответствии с настоящим разделом и разделом 4 Части первой.

10. В соответствии со ст.39 Закона № 164/2025 об электроэнергии, ОПС обязан применять ТУМ, утвержденные на общеевропейском уровне, утверждённые Агентством по сотрудничеству регуляторов энергетики (далее – ACER), предусмотренные п.19, а также ТУМ, утвержденные Комитетом по регулированию энергетического сообщества (далее – ECRB). ОПС должен разработать и представить НАРЭ на утверждение Список решений об утверждении соответствующих ТУМ, подлежащих применению со стороны ОПС. Постановление НАРЭ о применении оператором передающей системы ТУМ в соответствии со Списком решений об утверждении ТУМ публикуется в Официальном мониторе Республики Молдова, а соответствующие ТУМ публикуются на веб-сайте ОПС и на официальном сайте НАРЭ.

11. В случаях и в сроки, предусмотренные настоящими Руководствами по электросетям, ОПС и/или операторы передающих систем других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов (далее – операторы соответствующих передающих систем) разрабатывают ТУМ и представляют их на утверждение НАРЭ и/или регулирующим органам других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов (далее – соответствующие регулирующие органы), ECRB, и, если участвуют государства-члены, – ACER. В исключительных случаях, в частности, в случаях, когда срок не может быть соблюден по причинам, не зависящим от ОПС, предельный срок для разработки ТУМ, предусмотренный в п.21, может быть продлён согласно решении НАРЭ по запросу ОПС. В случае, если, в соответствии с п.20, предложение по ТУМ требует утверждения НАРЭ совместно с другими соответствующими регулирующими органами, НАРЭ координирует с соответствующими регулирующими органами решение о продлении предельного срока разработки предложения по ТУМ. Если ECRB утверждает ТУМ в случаях, предусмотренных настоящими Руководствами по электросетям, предельный срок продлевается в соответствии с решением ECRB.

12. ОПС обязан тесно сотрудничать с одним или несколькими операторами соответствующих передающих систем, если, в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, ОПС обязан разработать предложение по ТУМ совместно с операторами соответствующих передающих систем. ОПС совместно с операторами соответствующих передающих систем через ENTSO-E, в меру возможностей, а также НОРЭЭ и соответствующие НОРЭЭ обязаны регулярно информировать НАРЭ и соответствующие регулирующие органы, ECRB и, если участвуют государства-члены, – ACER, о прогрессе, достигнутом в разработке предложений по ТУМ. При принятии решений о предложении по ТУМ, которое должно быть разработано и согласовано между ОПС и соответствующими операторами передающих систем, применяются положения, установленные пунктами 13 – 16. Проект ТУМ подлежит процедуре консультаций в соответствии с разделом 8 Части первой.

13. В случае, если ОПС и соответствующие операторы передающих систем, которые принимают решение о предложении по ТУМ, предусмотренному в п.20, не могут прийти к соглашению, а рассматриваемые регионы состоят из более чем пяти сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, ОПС и соответствующие операторы передающих систем принимают решение путем голосования квалифицированным большинством. Принятие квалифицированным большинством предложений по ТУМ, предусмотренное в п.20, требует соблюдения следующих требований в совокупности:

13.1. наличие большинства голосов операторов передающих систем, представляющих не менее 72% договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или соответствующих государств-членов;

13.2. наличие большинства голосов операторов передающих систем других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, представляющих не менее 65% населения соответствующего региона.

14. Считается, что существует блокирующее меньшинство для принятия решений о предложениях по ТУМ, предусмотренного в п.20, когда имеется голос минимального числа операторов передающих систем, представляющих более 35 % населения договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или соответствующих государств-членов, а также голос операторов передающих систем, представляющих дополнительно как минимум одну договаривающуюся сторону Энергетического сообщества и/или соответствующее государство-член. В противном случае квалифицированное большинство считается достигнутым.

15. Решения о предложениях по ТУМ, предусмотренных в п.20, касающихся регионов, состоящих не более чем из пяти договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, требуют консенсуса операторов передающих систем.

16. При принятии решений операторами передающих систем о предложениях по ТУМ, предусмотренных пунктами 13–14, каждой договаривающейся стороне Энергетического сообщества или каждому государству-члену назначается один голос. Если на территории договаривающейся стороны Энергетического сообщества или государства-члена находится несколько операторов передающих систем, соответствующая договаривающаяся сторона Энергетического сообщества или государство-член распределяют право голоса между соответствующими операторами передающих систем.

17. Если ОПС и/или операторы соответствующих передающих систем не представляют НАРЭ и/или соответствующим регулирующим органам либо ECRB или ACER, в предельные сроки, установленные в настоящих Руководствах по электросетям, первоначальное или измененное предложение по ТУМ в соответствии с разделами 4 и 5 Части первой, он/они должны представить соответствующие предложения по ТУМ указанным органам, а также объяснить причины, по которым соглашение не было достигнуто. В этом случае ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, действуя в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, информирует Секретариат Энергетического сообщества и Европейскую комиссию, и в сотрудничестве с НАРЭ и соответствующими регулирующими органами расследуют причины неудачи и впоследствии сообщает Секретариату Энергетического сообщества и Европейской комиссии о выводах по этому поводу. Секретариат Энергетического сообщества или, если затронуты государства-члены, – Европейская комиссия принимают необходимые меры для обеспечения принятия необходимых ТУМ в течение 4 месяцев со дня получения информации.

Раздел 4

Принятие терминов и условий или методологий ОПС

18. После представления ОПС предложения по ТУМ, предусмотренного пунктами 20 – 21, НАРЭ утверждает соответствующие ТУМ постановлением, принятым по этому поводу. Перед утверждением ТУМ НАРЭ рассматривает, при необходимости, предложение по ТУМ, консультируясь с ОПС, чтобы убедиться, что соответствующие ТУМ соответствуют цели настоящих Руководствам по электросетям, а также убедиться в том, что это предложение способствует интеграции рынка, недискриминации, эффективной конкуренции и надлежащему функционированию рынков электроэнергии.

19. ОПС должен применять ТУМ, используемые на уровне Европейского Союза и включенные в национальную нормативную базу в соответствии с п.10, следующим образом:

19.1. ключевые организационные требования, роли и обязанности по обмену данными, связанными с надёжностью функционирования;

19.2. методология разработки общих сетевых моделей;

19.3. методология координации анализа надёжности функционирования;

20. ОПС предлагает на утверждение НАРЭ и применяет следующие ТУМ внедрённые на уровне Европейского Союза в соответствии с решениями всех регулирующих органов соответствующего региона:

20.1. методология для синхронной зоны континентальной Европы, необходимая для определения минимальной инерции;

20.2. методология оценки релевантности активов для координации выводов из эксплуатации;

20.3. методологии, условия и значения, включенные в операционные соглашения по синхронной зоне, касающиеся:

20.3.1. параметров, определяющих качество частоты, и целевого параметра качества частоты;

20.3.2. правил определения размера для РСЧ;

20.3.3. дополнительных характеристик РСЧ;

20.3.4. минимального периода активации, который должны обеспечить поставщики РСЧ;

20.3.5. предположений и методологии анализа затрат и выгод;

20.3.6. ограничения на объем обмена РВЧ между синхронными зонами и ограничения на объем совместного использования РВЧ между синхронными зонами;

20.3.7. ограничения на объем обмена РЗ между синхронными зонами и ограничения на объем совместного использования РЗ между синхронными зонами;

20.4. если блок РЧМ включает зоны РЧМ государств-членов и договаривающихся сторон Энергетического сообщества, методологии и условия, включенные в операционные соглашения в блоке РЧМ, касающиеся:

20.4.1. ограничения по линейному изменению производства активной мощности;

20.4.2. координационных меры, направленных на снижение ОРВЧ;

20.4.3. меры по снижению ОРВЧ путем запроса изменения в производстве электроэнергии модулями генерации или потреблении потребляющих единиц;

20.4.4. правил определения величины РВЧ;

20.5. мер по смягчению последствий для каждой синхронной зоны.

21. Предложения по следующим ТУМ, а также любые их изменения подлежат утверждению НАРЭ совместно с соответственными регулирующими органами затрагиваемого региона:

21.1. общие положения для каждой области расчета мощности для региональной координации надёжности функционирования, предусмотренные в разделе 5 Книги II Части третьей;

21.2. если блок РЧМ включает только зоны РЧМ договаривающихся сторон Энергетического сообщества – методологии и условия, включенные в операционные соглашения в блоке РЧМ, предусмотренные разделом 2 Книги I Части четвертой, касающиеся:

21.2.1. ограничения по линейному изменению производства активной мощности в соответствии с разделом 11 Книги II Части четвертой;

21.2.2. мер координации, направленных на снижение ОРВЧ, в соответствии с п, 528;

21.2.3. мер по снижению ОРВЧ путем запроса изменения генерации электроэнергии модулями генерации или потребления потребляющих единиц, в соответствии с п.530;

21.2.4. правил определения размера РВЧ в соответствии с разделом 1 Книги VI Части четвертой;

21.3. меры по смягчению последствий для каждого блока РЧМ в соответствии с разделом 12 Книги II Части четвертой;

21.4. совместное предложение по определению блоков РЧМ, согласно п.459.

22. Предложения по следующим ТУМ, а также любые их изменения подлежат утверждению НАРЭ:

22.1. область применения обмена данными с ОРС и ЗПС, в соответствии с п.147;

22.2. дополнительные требования к группам поставок РСЧ, в соответствии с п.535;

22.3. исключение групп поставок РСЧ из предоставляющих РСЧ, в соответствии с п.536;

22.4. для синхронной зоны континентальной Европы предложение, касающееся минимального промежуточного периода активации, который должен быть обеспечен поставщиками РСЧ, предложенное ОПС, в соответствии с п.558;

22.5. технические требования к РВЧ, определенные ОПС, в соответствии с п.568;

22.6. отказ группам поставок РСЧ в предоставлении РСЧ, в соответствии с п.578;

22.7. технические требования к подключению единиц поставки РЗ и групп поставки РЗ, определенные ОПС, в соответствии с п.587;

22.8. отказ группам поставок РЗ в предоставлении РЗ, в соответствии с п.595;

23. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, договаривающаяся сторона Энергетического сообщества или государство-член может представить НАРЭ заключение относительно предложения по ТУМ, предусмотренного в п.20, которое НАРЭ должно рассмотреть.

24. В случае, если в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям отдельному соответствующему системному оператору или ОПС будет предписано или разрешено уточнить, или дать свое согласие в отношении требований, не подпадающих под действие п.22, соответствующие требования, а также любые их изменения подлежат утверждению НАРЭ, в соответствии с его функциями, изложенными в ч.(3) ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

25. Предложения по ТУМ должны включать предлагаемый график их реализации, а также описание предполагаемого воздействия ТУМ в свете целей настоящих Руководств по электросетям. Предложения по ТУМ, подлежащие утверждению НАРЭ совместно с другими соответствующими регулирующими органами, должны быть переданы в ECRB и, если затронуты государства-члены, – ACER, одновременно с их передачей соответствующим регулирующим органам.

26. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, по запросу НАРЭ и/или других соответствующих регулирующих органов ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, в течение 3 месяцев публикуют мнение о предложении по ТУМ.

27. Если утверждение ТУМ, как предусмотрено п.21, или внесение изменений в ТУМ в соответствии с пунктами 33 - 38, требует совместного решения НАРЭ и соответствующих регулирующих органов, НАРЭ консультируется и тесно сотрудничает с соответствующими регулирующими органами, чтобы единогласно прийти к соглашению относительно этого предложения по ТУМ, в соответствии с ч.(12) ст.39 Закона № 164/2025 об электроэнергии. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, если ECRB или ACER высказывают мнение, это мнение должно учитываться НАРЭ и соответствующими регулирующими органами.

28. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, НАРЭ и другие соответствующие регулирующие органы, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER принимают решение о предложении по ТУМ, предусмотренном в соответствии с п.22, в течение шести месяцев после получения соответствующего предложения по ТУМ НАРЭ или последним соответствующим регулирующим органом, ECRB или ACER. Шестимесячный срок исчисляется со дня, следующего за днем, когда соответствующее предложение по ТУМ было подано в НАРЭ или в последний соответствующий регулирующий орган, в случае ТУМ, предусмотренных п.21, или в ECRB либо ACER в случае ТУМ, предусмотренных п.19.

29. Если в течение срока, предусмотренного в п.28, НАРЭ и соответствующие регулирующие органы не смогли прийти к единодушному соглашению относительно предложения по ТУМ, либо по совместному запросу соответствующих регулирующих органов, либо по инициативе ACER, действующего в соответствии нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER принимает решение относительно предложения по ТУМ в течение 6 месяцев с даты обращения.

30. Если предложение по ТУМ подлежит одобрению НАРЭ в соответствии с пунктами 22 или 24, НАРЭ рассматривает соответствующее предложение по ТУМ и принимает соответствующее решение в течение 6 месяцев со дня получения соответствующего предложения по ТУМ. Шестимесячный срок исчисляется со дня, следующего за днем, когда соответствующее предложение по ТУМ было подано в НАРЭ, в соответствии с пунктами 22 или 24.

31. Решение НАРЭ об утверждении ТУМ публикуется в Официальном мониторе Республики Молдова, а утвержденное ТУМ – на веб-сайте ОПС, а также на официальном веб-сайте НАРЭ.

32. Любая сторона может сформулировать жалобу на ОПС или другого соответствующего системного оператора индивидуально в связи с обязательствами или решениями, предусмотренными настоящими Руководствам по электросетям. Жалобу можно направить в НАРЭ, которое, действуя в качестве органа по урегулированию споров в соответствии со ст.142 Закона № 164/2025 в отношении электроэнергии, должно вынести решение в течение 2 месяцев после регистрации жалобы. Этот срок может быть продлен на 2 месяца при наличии обоснования, если НАРЭ запросит дополнительную информацию. Срок рассмотрения жалобы может быть дополнительно продлен при условии согласия заявителя по этому поводу. Решение НАРЭ по предполагаемому спору является обязательным до вынесения возможного безотзывного решения суда вследствие рассмотрения обжалования.

Раздел 5

Внесение изменений в ТУМ

33. ТУМ, разработанные и утвержденные в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, могут быть изменены:

33.1. в случае ТУМ, предусмотренных в п.22, – по инициативе ОПС или по запросу НАРЭ;

33.2. в случае ТУМ, предусмотренных в п.21, – по совместному запросу НАРЭ и других соответствующих регулирующих органов;

33.3. по запросу ECRB или, если затронуты государства-члены, – по запросу ACER.

34. Если НАРЭ и другие соответствующие регулирующие органы совместно запрашивают внесения изменений в ТУМ, предусмотренные в п.21, ОПС и другие операторы соответствующих передающих систем обязаны представить на утверждение предложение о внесении изменений в ТУМ в течение 2 месяцев после получения соответствующего запроса. ОПС должен сотрудничать с другими операторами передающих систем в разработке изменений ТУМ, предусмотренных в п.20. НАРЭ и соответствующие регулирующие органы должны рассмотреть предложение о внесении изменений в ТУМ, предусмотренные в п.20, и принять соответствующее решение в течение 2 месяцев после его представления.

35. Когда НАРЭ запрашивает представление предложения о внесении изменений в ТУМ в соответствии с пунктами 22 или 24, ОПС обязан представить на утверждение предложение по ТУМ в течение 2 месяцев после получения такого запроса. НАРЭ должно рассмотреть соответствующее предложение о внесении изменений в ТУМ и принять соответствующее решение в течение 2 месяцев после его представления.

36. Если НАРЭ и соответствующие регулирующие органы не достигнут в течение 2 месяцев соглашения относительно предложения по внесению изменений в ТУМ, предусмотренного п.21, или по совместному запросу соответствующих регулирующих органов, или по инициативе ACER, действующего в соответствии нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER принимает решение относительно предложения по внесению изменений в ТУМ в течение 6 месяцев с даты обращения.

37. Если ОПС и операторы соответствующих передающих систем, в случае ТУМ, предусмотренного в п.21, или ОПС, в случае ТУМ, предусмотренного в п.22, не представляет предложения о внесении изменений в ТУМ, применяются положения п.17.

38. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, НАРЭ совместно со всеми соответствующими регулирующими органами в случае ТУМ, предусмотренных п.20, или НАРЭ в случае ТУМ, предусмотренных п.21, имеют право запросить от ОПС и/или операторов соответствующих передающих систем, где это уместно, или НОРЭЭ и/или соответствующих НОРЭЭ сформулировать предложения по изменению соответствующих ТУМ и установить крайний срок для представления этих предложений. ОПС или, где применимо, ОПС совместно с операторами соответствующих передающих систем, ответственными за разработку предложений по ТУМ, могут представить НАРЭ или, где применимо, НАРЭ и соответствующим регулирующим органам, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, предложения по изменению ТУМ.

39. Предложение о внесении изменений в ТУМ подлежит процедуре консультаций, изложенной в разделе 8 Части первой, и утверждению с соблюдением процедуры, изложенной в разделах 3 и 4 Части I. Решение НАРЭ об утверждении изменений в ТУМ публикуется в Официальном мониторе Республики Молдова, а утвержденные изменения ТУМ – на веб-сайте ОПС, а также на официальном веб-сайте НАРЭ.

Раздел 6

Публикация ТУМ на веб-сайте

40. ОПС должен опубликовать на своем веб-сайте ТУМ, предусмотренные в настоящих Руководствах по электросетям после их утверждения НАРЭ, или если такое одобрение не требуется, после их разработки/изменения, если эта информация не считается конфиденциальной в соответствии с разделом 9 настоящей Части.

41. ОПС должен также опубликовать на своем веб-сайте информацию, касающуюся:

41.1. усовершенствования инструментов эксплуатации сети, в соответствии с пп.194.5;

41.2. целевых параметров ОРВЧ, в соответствии с разделом 2 Книги II Части четвертой;

41.3. ограничения по линейному изменению на уровне синхронной зоны, в соответствии с п.449;

41.4. ограничения по линейному изменению на уровне блока РЧМ, в соответствии с п.451;

41.5. мер, принимаемых в состоянии предупреждения в связи с недостаточными резервами активной мощности, согласно п.525;

41.6. запроса ОПС с подключенными резервами поставщику РСЧ, о предоставлении информации в режиме реального времени, в соответствии с п.543.

Раздел 7

Возмещение затрат

42. Расходы, понесенные ОПС в связи с выполнением обязательств, предусмотренных настоящими Руководствами по электросетям, рассматриваются НАРЭ в соответствии с методологией расчета, утверждения и применения регламентируемых тарифов на услуги по передаче электроэнергии, предусмотренной в п.k) ч.(1) ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

43. Затраты, оцененные НАРЭ как разумные, эффективные и соразмерные, возмещаются за счет тарифов на услуги по передаче электроэнергии или посредством других соответствующих механизмов, установленных НАРЭ в соответствии с Законом № 164/2025 об электроэнергии.

44. По запросу НАРЭ, ОПС представляют в течение трех месяцев после подачи заявки информацию, необходимую для облегчения проверки и оценки понесенных затрат.

Раздел 8

Общественные консультации

45. ОПС, где уместно, операторы соответствующих передающих систем, ответственные за представление предложений по ТУМ или предложений по их изменению, в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям консультируются с заинтересованными сторонами, включая соответствующие органы договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов, относительно проектов предложений по ТУМ, предусмотренных пунктами 20 и 21. Общественные консультации должны длиться не менее одного месяца.

46. Для предложений по ТУМ с региональной применимостью консультации должны проводиться как минимум на региональном уровне. Стороны, которые подают предложения на двустороннем или многостороннем уровне, должны проводить общественные консультации как минимум в договаривающихся сторонах Энергетического сообщества и/или в соответствующих государств-членов.

47. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, перед представлением предложений по ТУМ на утверждение НАРЭ и, при необходимости, соответствующим регулирующим органам, ОПС и операторы соответствующих передающих систем должны учитывать мнения заинтересованных сторон, высказанные в результате общественных консультаций. Предложения по ТУМ, представленные на утверждение, во всех случаях должны сопровождаться обоснованным разъяснением причин принятия или отклонения мнений, полученных в результате общественных консультаций, которое публикуется своевременно, до или одновременно с публикацией предложения по ТУМ.

Раздел 9

Обязательства по соблюдению конфиденциальности

48. Вся конфиденциальная информация, полученная, измененная или переданная в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, подпадает под требования сохранения профессиональной тайны, предусмотренные в пунктах 49 – 51.

49. Обязанность хранить профессиональную тайну распространяется на всех сотрудников ОПС, НАРЭ или сотрудников другого юридического лица, юридических лиц или органов, которые получили информацию в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям. ОПС, юридические лица, субъекты или соответствующие органы обязаны принять все необходимые меры для обеспечения конфиденциальности, целостности и защиты соответствующей информации, а также меры, направленные на предотвращение ненадлежащего использования этой информации и несанкционированного доступа к ней.

50. Конфиденциальная информация, полученная ОПС, НАРЭ, юридическими лицами, субъектами или органами, предусмотренными п.49, в рамках и в связи с осуществлением своих обязанностей не может быть раскрыта ни одному другому лицу, субъекту или органу, за исключением случаев, предусмотренных настоящими Руководствами по электросетям или другими нормативными актами.

51. Без ущерба для случаев, регулируемых национальными нормативными актами или законодательством Энергетического сообщества, ОПС, НАРЭ, субъекты или лица, получающие конфиденциальную информацию в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, могут использовать ее только в целях выполнения своих обязанностей в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, за исключением случаев, предусмотренных другими национальными нормативными актами или нормативной базой Энергетического сообщества.

Раздел 10

Соглашения с операторами передающих систем, не подпадающими

под действие настоящих Руководств по электросетям

52. Если синхронная зона, частью которой является национальная передающая система, включает в себя операторов передающих систем как договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, так и оператора/операторов передающих систем третьих странах, ОПС совместно с операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов должны приложить все усилия для заключения сделки с оператором/операторами передающих систем соседних третьих стран, которые не применяют принципы, аналогичные изложенным в настоящих Руководствах по электросетям, устанавливающего как основу их сотрудничества в области безопасной эксплуатации передающих систем, так и необходимые меры для обеспечения того, чтобы оператор/операторы передающих систем третьих стран соблюдали требования, изложенные в настоящих Руководствах по электросетям. В понятиях настоящего пункта, под третьей страной понимается страна, не являющаяся государством-членом или договаривающейся стороной Энергетического сообщества.

Раздел 11

Мониторинг

53. ОПС обязан предоставить Секретариату Энергетического сообщества и ENTSO-E информацию, необходимую этим органам для выполнения своих обязанностей по мониторингу внедрения настоящих Руководств по электросетям. Эта информация включает, помимо прочего, показатели надёжности функционирования, регулирование частоты-мощности и оценку региональной координации.

54. Информация, которую должен передать ОПС для мониторинга со стороны ENTSO-E, включает как минимум следующие аспекты:

54.1. показатели надёжности функционирования;

54.2. настройка частоты-мощности;

54.3. оценка региональной координации;

54.4. выявление расхождений в связи с общенациональным применением настоящих Руководств по электросетям в отношении ТУМ, предусмотренных в п.19;

54.5. выявление любых дополнительных улучшений инструментов и услуг в соответствии с подпунктами 194.1 и 194.2, помимо улучшений, выявленных ОПС в соответствии с пп.194.5;

54.6. выявление любых необходимых улучшений в годовом отчете по шкале классификации инцидентов, которые необходимы для обеспечения устойчивой и долгосрочной надёжности функционирования;

54.7. выявление любых трудностей, связанных с сотрудничеством с ОПС третьих стран с точки зрения надёжности функционирования системы.

55. ОРС должен, по запросу НАРЭ, предоставить ОПС соответствующую информацию, за исключением случаев, когда эта информация уже доступна ОПС, НАРЭ или ENTSO-E в связи с их задачами мониторинга внедрения, с целью предотвращения дублирования информации.

Раздел 12

Годовая отчетность по показателям надёжности функционирования

56. Ежегодно, до 1 марта, ОПС обязан передавать ENTSO-E данные и информацию, необходимые ей для подготовки в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества годового отчета на основе шкалы классификации инцидентов, который также охватывает Республику Молдова и другие Договаривающиеся стороны Энергетического сообщества. Данные, предоставленные ОПС, охватывают предыдущий календарный год.

57. ОПС, в рамках отчетности перед ENTSO-E должен провести анализ инцидентов в системе передачи в соответствии с процессом, предусмотренным ENTSO-E при установлении шкалы классификации инцидентов. ОПС обязан заранее информировать НАРЭ, в кратчайшие сроки о начале анализа по этому поводу. НАРЭ и ECRB могут быть привлечены к участию в этом анализе.

Раздел 13

Годовой отчет о настройки частоты-мощности

58. Ежегодно, до 1 марта, ОПС обязан передавать ENTSO-E данные и информацию, необходимые ей для подготовки в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества годового отчета о настройки частоты-мощности, который также охватывает Республику Молдова. ОПС должен представить следующую информацию, касающуюся предыдущего года:

58.1. информация для определения блока РЧМ, зоны РЧМ и зоны мониторинга, к которой он принадлежит;

58.2. информация для определения блока РЧМ, который находится не на территории Республики Молдова, но содержит зоны РЧМ и зоны мониторинга, находящиеся в Республике Молдова;

58.3. информация для определения синхронной зоны, к которой принадлежит передающая система ОПС;

58.4. данные, относящиеся к критериям оценки качества частоты для синхронной зоны и блока РЧМ, указанных в подпунктах 58.1 – 58.3, охватывающие каждый месяц не менее двух предыдущих календарных лет;

58.5. обязательства по РСЧ и первоначальные обязательства по РСЧ каждого ОСП, охватывающие каждый месяц как минимум двух предыдущих календарных лет;

58.6. описание и дата внедрения мер по смягчению последствий и требований к линейному изменению для смягчения определённых отклонений частоты, принятых в предыдущем календарном году в соответствии с разделами 11 и 12 Книги II, Части четвертой, в которой участвовали ОПС договаривающихся сторон.

59. Данные, предоставленные ОПС, охватывают предыдущий год. Информация о синхронных зонах, блоках РЧМ, зонах РЧМ и зонах мониторинга, указанных в подпунктах 58.1 – 58.3, сообщается только один раз. В случае изменения этих зон эта информация должна быть представлена ​​до 1 марта следующего года.

60. ОПС должен сотрудничать с другими операторами передающих систем синхронной зоны и/или блока РЧМ для сбора данных, перечисленных в п.58.

ЧАСТЬ ВТОРАЯ

НАДЁЖНОСТЬ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

КНИГА I

ТРЕБОВАНИЯ К НАДЁЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

Глава I

СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ, КОРРЕКТИРУЮЩИЕ МЕРЫ И

ПРЕДЕЛЫ НАДЁЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

Раздел 1

Классификация состояний системы

61. Передающая система находится в нормальном функциональном состоянии при совокупном выполнении следующих условий:

61.1. напряжения и потоки мощности находятся в пределах надёжности функционирования, определенных в соответствии с разделом 8 настоящей главы;

61.2. частота соответствует следующим критериям:

61.2.1. отклонение частоты в стационарном режиме системы находится в пределах стандартного диапазона частот (±50 МГц);

61.2.2. абсолютное значение отклонения частоты в стационарном режиме системы не превышает максимального отклонения частоты в стационарном режиме (±200 МГц), и не достигаются пределы частоты системы, установленные для состояния предупреждения,;

61.3. резервы активной и реактивной мощности достаточны для того, чтобы выдерживать непредвиденные обстоятельства из списка непредвиденных обстоятельств, определенного в соответствии с разделом 1 главы V настоящей Книги, без нарушения пределов надёжности функционирования;

61.4. функционирование зоны контроля ОПС находится и должна оставаться в пределах надёжности функционирования после активации корректирующих мер после возникновения непредвиденной ситуации из списка непредвиденных обстоятельств, определенного в соответствии с разделом 1 главы V настоящей Книги.

62. Передающая система находится в состоянии предупреждения, когда:

62.1. напряжения и потоки мощности находятся в пределах надёжности функционирования, определенных в соответствии с разделом 8 настоящей главы, и одновременно происходит одно из следующих событий:

62.2. резервная мощность ОПС снижена более чем на 20% в течение более 30 минут, и отсутствуют средства для компенсации этого снижения при функционировании в режиме реального времени системы; или

62.3. частота соответствует следующим критериям:

62.3.1. абсолютное значение отклонения частоты в стационарном режиме системы находится в диапазоне 50 – 200 МГц в течение периода, не превышающего 15 минут; а также

62.3.2. абсолютное значение отклонения частоты в стационарном режиме непрерывно превышает 50% максимального отклонения частоты в стационарном режиме в течение периода времени, превышающего время срабатывания состояния предупреждения (5 мин), или стандартный диапазон частот (50 МГц) в течение периода времени, превышающего время восстановления частоты (15 мин); или

62.4. как минимум одно непредвиденное обстоятельство из списка непредвиденных обстоятельств, определенного в соответствии с разделом 1 главы V настоящей Книги приводит к нарушению пределов надёжности функционирования ОПС, даже после активации корректирующих мер.

63. Передающая система находится в чрезвычайной ситуации при выполнении хотя бы одного из следующих условий:

63.1. имеется хотя бы одно нарушение пределов надёжности функционирования ОПС, определенных в соответствии с разделом 8 настоящей главы;

63.2. частота не соответствует критериям нормального функционального состояния и состояния предупреждения, определяемым в соответствии с пунктами 61 и 62;

63.3. активирована хотя бы одна мера плана защиты системы ОПС;

63.4. произошел сбой в работе инструментов, средств и оборудования, определенных в соответствии с п.81, приводящий к недоступности этих инструментов, средств и оборудования в течение более 30 минут.

64. Передающая система находится в состоянии коллапса при выполнении хотя бы одного из следующих условий:

64.1. потеря более 50 % потребления в зоне контроля ОПС;

64.2. полное отсутствие напряжения в течение как минимум трех минут в зоне контроля ОПС, приводящее к запуску плана восстановления передающей системы.

65. Передающая система находится в состоянии восстановления, когда ОПС, передающая система которого находится в состоянии чрезвычайной ситуации или в состоянии коллапса, начала активировать меры плана восстановления передающей системы.

Раздел 2

Мониторинг и определение состояний системы ОПС

66. ОПС должен определять в ходе функционирования в режиме реального времени состояние своей передающей системы.

67. ОПС должен отслеживать следующие параметры передающей системы в своей зоне контроля в режиме реального времени на основе телеметрических измерений в режиме реального времени или расчетных значений в своей зоне наблюдения, с учетом структурных и оперативных данных в соответствии с разделом 2 главы II Книги II:

67.1. потоки активной и реактивной мощности;

67.2. напряжение на шинах;

67.3. частота и отклонение настройки при восстановлении частоты в зоне РЧМ;

67.4. резервы активной и реактивной мощности;

67.5. генерация и потребление.

68. Для определения состояния системы ОПС должен проводить анализ непредвиденных обстоятельств не реже одного раза в 15 минут, отслеживая параметры передающей системы, определенные в соответствии с п.69, в соответствии с пределами надёжности функционирования, определенными в соответствии с разделом 8 главы I Книги I Части второй, и критериями состояний системы, определенными в соответствии с разделом 1 настоящей главы. ОПС также должен отслеживать уровень доступных резервов в сравнении с резервной мощностью. При проведении анализа непредвиденных обстоятельств ОПС должен учитывать влияние корректирующих действий и мер, предусмотренных планом защиты передающей системы.

69. Если его передающая система не находится в нормальном функциональном состоянии и если это состояние системы квалифицируется как состояние расширенной зоны, ОПС должен:

69.1. информировать всех операторов передающих систем о состоянии своей передающей системы с помощью информационного инструмента для обмена данными в реальном времени на общеевропейском уровне;

69.2. предоставить этим операторам передающих систем дополнительную информацию об элементах своей передающей системы, которые входят в зону наблюдения других операторов передающих систем.

Раздел 3

Корректирующие меры в процессе эксплуатации системы

70. ОПС должен принять необходимые меры для обеспечения того, чтобы передающая система оставалась в нормальном функциональном состоянии, и нести ответственность за управление нарушениями надёжности функционирования. Для достижения этой цели ОПС должен разрабатывать, подготавливать и активировать корректирующие меры с учетом их доступности, времени и ресурсов, необходимых для их активации, а также любых внешних по отношению к передающей системе условий, которые имеют отношение к каждой корректирующей мере.

71. Корректирующие меры, применяемые ОПС в процессе эксплуатации системы в соответствии с п.70 и разделами 4 – 6 настоящей главы должны соответствовать корректирующим мерам, учитываемым при расчете мощностей, в соответствии с разделом 11 главы 1 Книги II Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками.

Раздел 4

Принципы и критерии, применимые к корректирующим мерам

72. ОПС должен применять следующие принципы при активации и координации корректирующих мер в соответствии с разделом 6 настоящей главы:

72.1. в ситуациях несоблюдения надёжности функционирования, управление которыми не требует скоординированного управления, ОПС должен разработать, подготовить и активировать корректирующие меры для возвращения системы в нормальное функциональное состояние и предотвращения распространения состояния предупреждения или чрезвычайной ситуации за пределы зоны контроля ОПС из категорий, определенных в разделе 5 настоящей главы;

72.2. в ситуациях несоблюдения надёжности функционирования, управление которыми требует скоординированного управления, ОПС должен разработать, подготовить и активировать корректирующие меры совместно с другими заинтересованными операторами передающих систем, следуя методологии подготовки корректирующих мер скоординированным образом в соответствии с пп.264.2 и с учетом рекомендации региональных координационных центров в соответствии с п.267.

73. При выборе соответствующих корректирующих мер, ОПС должен применять следующие критерии:

73.1. активировать наиболее эффективные и экономически целесообразные корректирующие меры;

73.2. активировать корректирующие меры, максимально приближенные к реальному времени, учитывая ожидаемое время активации и срочность ситуации в работе системы, которую они намерены разрешить;

73.3. учитывать риски отказа в случае применения корректирующих мер и их влияние на надёжность функционирования, такие как: риски отказа или короткого замыкания, вызванные изменением топологии, риски вывода из эксплуатации, вызванные изменениями активной или реактивной мощности в генерирующих модулях или местах потребления, а также риски неисправности, вызванные поведением оборудования;

73.4. отдавать предпочтение корректирующим мерам, которые обеспечивают максимальную межзональную мощность для распределения мощностей, соблюдая при этом все лимиты надёжности функционирования.

Раздел 5

Категории корректирующих мер

74. ОПС должен использовать следующие категории корректирующих мер:

74.1. изменение продолжительности запланированного вывода из эксплуатации или повторного ввода в эксплуатацию элементов передающей системы для достижения эксплуатационной доступности этих элементов передающей системы;

74.2. активное изменение потоков мощности посредством: переключения ответвлений силовых трансформаторов, переключения ответвлений фазоповоротных трансформаторов и изменения топологии;

74.3. настройка напряжения и управление реактивной мощностью посредством:

74.3.1. переключения ответвлений силовых трансформаторов;

74.3.2. переключения конденсаторов и реакторов;

74.3.3. переключения устройств на базе силовой электроники, используемых для управления напряжением и реактивной мощностью;

74.3.4. выдачи распоряжений ОРС, подключенным к передающей системе, и в ЗПС блокировать автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности трансформаторов или активировать на своих объектах корректирующие меры, предусмотренные в пунктах 74.3.1 - 74.3.3, если падение напряжения ставит под угрозу надёжность функционирования или грозит привести к коллапсу напряжения в передающей системе;

74.3.5. запроса на изменение выходной реактивной мощности или уставки напряжения синхронных генерирующих групп, подключенных к передающей системе;

74.3.6. запроса на изменение выходной реактивной мощности преобразователей несинхронных генерирующих групп, подключенных к передающей системе;

74.4. пересчет межзональных мощностей на сутки и внутрисуточных мощностей в соответствии с Руководствами по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками;

74.5. редиспетчеризация пользователей системы, подключенных к передающей системе или системе распределения, в пределах зоны контроля ОПС, между двумя или более системными операторами;

74.6. встречная торговля между двумя или более зонами подачи предложений;

74.7. корректировка потоков активной мощности через системы HVDC;

74.8. активация процедур управления отклонениями частоты;

74.9. ограничение, в соответствии с ч.(2) ст.44 Закона № 164/2025 об электроэнергии, уже распределённой межзональной мощности в чрезвычайной ситуации, когда использование этой мощности угрожает надёжности функционирования, если все операторы передающих систем на определенной линии межсистемного соединения согласны с такой корректировкой, и редиспетчеризация или встречная торговля невозможны;

74.10. при необходимости применение ручного отключения нагрузки, в нормальном функциональном состоянии или в состоянии предупреждения.

75. При необходимости и обосновании для поддержания надёжности функционирования ОПС может подготовить и активировать дополнительные корректирующие меры. ОПС обязан сообщать о соответствующих случаях в НАРЭ и обосновывать их, не реже одного раза в год после активации дополнительных корректирующих мер. Соответствующие отчеты и обоснования также публикуются на веб-сайте ОПС. Секретариат Энергетического сообщества или Регулирующий комитет Энергетического сообщества могут запросить у НАРЭ дополнительную информацию об активации дополнительных корректирующих мер в тех случаях, когда они затрагивают соседнюю передающую систему.

Раздел 6

Подготовка, активация и координация корректирующих мер

76. ОПС должен подготовить и активировать корректирующие меры в соответствии с критериями, установленными в п.73, для предотвращения ухудшения состояния системы на основе следующих элементов:

76.1. мониторинг и определение состояний системы в соответствии с разделом 2 настоящей главы;

76.2. анализ непредвиденных обстоятельств в режиме реального времени в соответствии с разделом 2 главы V настоящей Книги;

76.3. анализ непредвиденных обстоятельств в оперативном планировании в соответствии с разделом 1 Книги II Части третьей.

77. При подготовке и активизации корректирующих мер, включая редиспетчеризация или встречную торговлю в соответствии с разделом 11 главы I Книги II и разделом 1 главы III Книги II Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками или процедуры защиты системы ОПС, затрагивающей других операторов соответствующих передающих систем, ОПС должен оценить, совместно с заинтересованными операторами передающих систем, влияние таких корректирующих мер или действий в пределах и за пределами своей зоны контроля, в соответствии с п.263, пп.264.2 и п.266, п.267 и п.269 - 271, и предоставить заинтересованным операторам передающих систем информацию об этом влиянии.

78. При подготовке и активации корректирующих мер, оказывающих влияние на ЗПС и ОРС, подключенных к передающей системе, ОПС должен, если его передающая система находится в нормальном функциональном состоянии или в состоянии предупреждения, оценить влияние корректирующих мер совместно с затронутыми ЗПС и ОРС и выбрать корректирующие меры, способствующие поддержанию нормального функционального состояния и безопасной работе всех вовлеченных сторон. Все затронутые ЗПС и ОРС должны предоставить ОПС всю информацию, необходимую для такой координации.

79. При подготовке и активации корректирующих мер ОПС должен, в случаях, когда его передающая система не находится в нормальном функциональном состоянии или находится в состоянии предупреждения, по мере возможности координировать такие корректирующие меры с затронутыми ЗПС и ОРС, подключенными к передающей системе, для поддержания надёжности функционирования и целостности передающей системы. Когда ОПС активирует корректирующие меры, все ЗПС и ОРС, подключенные к передающей системе, должны выполнять инструкции, данные ОПС.

80. Если ограничения оказывают влияние только на локальное состояние в зоне контроля ОПС, и нарушение надёжности функционирования не требует скоординированного управления, ОПС может решить не активировать корректирующие меры, связанные с затратами.

Раздел 7

Доступность средств, инструментов и установок ОПС

81. ОПС должен обеспечить доступность, надежность и резервирование следующих элементов:

81.1. установки для мониторинга состояния передающей системы, включая приложения для оценки состояния, и установки для настройки частоты-мощности;

81.2. средства для настройки переключения автоматических выключателей, выключателей-разъединителей, переключателей ответвлений и другое оборудование, служащее для настройки элементов передающей системы;

81.3. средства связи с диспетчерскими других операторов передающих систем и с региональными координационными центрами;

81.4. инструменты анализа надёжности функционирования;

81.5. инструменты и средства связи, необходимые ОПС для облегчения трансграничных операций на рынке.

82. В случае, если инструменты, средства и установки ОПС предусмотренные в п.81, влияют на ОРС или ЗПС, подключенных к передающей системе и участвующие в предоставлении услуг балансировки, системных услуг или услуг защиты либо восстановления, или в предоставлении оперативных данных в режиме реального времени в соответствии с разделом 2 главы III Книги II и разделом 3 главы IV Книги II, разделами 2-3 главы V Книги II и разделом 1 главы VI Книги II, ОПС, а также соответствующие ОРС и ЗПС должны сотрудничать и координировать свои действия для определения и обеспечения доступности, надежности и резервирования этих инструментов, средств и установок.

83. ОПС должен принять план обеспечения непрерывности бизнеса, подробно описывающий его действия в случае утраты критически важных инструментов, средств и установок, содержащий положения об их техническом обслуживании, замене и развитии. ОПС должен не реже одного раза в год пересматривать свой план обеспечения непрерывности бизнеса и обновлять его по мере необходимости, а также в случае любого существенного изменения критически важных инструментов, средств и установок или соответствующих условий эксплуатации системы. ОПС должен предоставить заинтересованным операторам ОРС и ЗПС целевые части плана обеспечения непрерывности бизнеса, которые их затрагивают.

Раздел 8

Пределы эксплуатационной безопасности

84. ОПС должен определить пределы надёжности функционирования для каждого элемента своей передающей системы, принимая во внимание как минимум следующие физические характеристики:

84.1. пределы напряжения в соответствии с разделом 1 главы II настоящей Книги;

84.2. пределы тока короткого замыкания в соответствии с главой III настоящей Книги;

84.3. предельные значения тока нагрева, включая допустимые переходные перегрузки.

85. При определении пределов надёжности функционирования ОПС должен учитывать характеристики ЗПС по предотвращению отключения их от сети в результате изменения диапазонов напряжения и частот в нормальном функциональном состоянии и состоянии предупреждения.

86. В случае изменения одного из элементов передающей системы ОПС должен проверить и, при необходимости, обновить пределы надёжности функционирования.

87. Для каждой линии межсистемного соединения ОПС должен согласовать с соседним ОПС общие пределы надёжности функционирования, в соответствии с п.84.

Раздел 9

План безопасности для защиты критически важной инфраструктуры

88. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ОПС должен разработать конфиденциальный план безопасности, который содержит оценку рисков, содержащий оценку рисков для активов, принадлежащих или эксплуатируемых ОПС, и охватывающий основные сценарии физических или кибернетических угроз. ОПС должен сотрудничать с компетентными национальными органами и разработать план безопасности в соответствии с положениями Закона № 48/2023 о кибербезопасности. План безопасности должен содержать список критических инфраструктур и мер безопасности. При выявлении, отборе и определении мер безопасности должно учитываться следующее:

88.1. постоянные меры обеспечения безопасности определяют необходимые инвестиции в безопасность, применяются на постоянной основе и включают технические меры (включая установку устройств обнаружения доступа, разграничение прав доступа, меры защиты и профилактики),

88.2. организационные меры (включая процедуры оповещения и управления кризисными ситуациями), меры инспекции и проверки, обмен информацией,

88.3. меры по повышению осведомленности и обучению,

88.4. меры безопасности информационных систем.

89. План обеспечения безопасности учитывает потенциальное воздействие на соседние взаимосвязанные передающие системы и включает в себя организационные и физические меры, направленные на снижение выявленных рисков.

90. ОПС должен регулярно пересматривать план безопасности для учета изменений сценариев угроз и отражения развития передающей системы.

Глава II

КОНТРОЛЬ НАПРЯЖЕНИЯ И УПРАВЛЕНИЕ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТЬЮ

Раздел 1

Обязанности ОПС в отношении предельных значений напряжения

91. В соответствии с разделом 1 главы I настоящей Книги, ОПС должен стремиться обеспечить, чтобы в нормальном функциональном состоянии напряжение в точках подключения передающей системы оставалось стабильным в пределах, установленных в настоящем пункте. В передающей системе используются эталонные значения 110 кВ, 220 кВ, 330 кВ и 400 кВ для обозначения значений на единицу. При нормальном функциональном состоянии значения уровней напряжения в точках подключения установок ОРС и потребителей, подключенных к передающей системе, должны оставаться в следующих допустимых диапазонах:

91.1. диапазоны напряжения в точке подключения с номинальными напряжениями 110 кВ и 220 кВ: 0,90 отн. ед. - 1,118 отн. ед.;

91.2. диапазоны напряжения в точке подключения с номинальным напряжением 330 кВ: 0,90 отн. ед. - 1,1 отн. ед.;

91.3. диапазоны напряжения в точке подключения с номинальным напряжением 400 кВ 0,90 отн. ед. - 1,05 отн. ед.;

92. Для напряжения 110 кВ допускается отклонение напряжения за пределы, установленные в п.91, до 126 кВ в интервале до 60 минут. Для напряжения 330 кВ допускается отклонение напряжения за пределы, установленные в п.91, до 380 кВ в интервале до 20 минут. Для напряжения 400 кВ допускается отклонение напряжения за пределы, установленные в п.91, до 440 кВ в интервале до 60 минут.

93. ОПС должен принять меры для обеспечения того, чтобы в процессе нормального функционирования и после возникновения нештатной ситуации напряжение оставалось в более широких диапазонах в течение ограниченных периодов эксплуатации, при наличии соглашения о таких более широких диапазонах напряжения с ОПС, подключенными к передающей системе, с владельцами генерирующих установок в соответствии с пунктом 57 Кодекса подключения или с владельцами систем HVDC в соответствии с пунктами 361 – 364 Кодекса подключения.

94. ОПС должен установить по согласованию с ОРС и ЗПС, подключенными к передающей системе, диапазоны напряжения в точках подключения ниже 110 кВ, если эти диапазоны напряжения необходимы для поддержания пределов надёжности функционирования. ОПС должен принять необходимые меры для обеспечения поддержания напряжения в согласованном диапазоне при нормальной эксплуатации и после возникновения нештатных ситуаций.

Раздел 2

Обязанности ЗПС по настройки напряжения и управлению

реактивной мощностью при эксплуатации системы

95. По запросу ОПС, после вступления в силу настоящих Руководств по электросетям, все ЗПС, являющиеся подключенными к передающей системе модулями генерации, но не подпадающие под действие пунктов 56–59 Кодекса о подключении, или являющиеся системами HVDC, но не подпадающие под действие пунктов 361–364 Кодекса о подключении, обязаны информировать ОПС о своих характеристиках относительно требований к напряжению, установленных в пунктах 56–59 Кодекса о подключении, или, соответственно, в пунктах 361 – 364 Кодекса о подключении, объявив свои характеристики относительно напряжения и продолжительности времени, в течение которого они могут выдержать без отключения.

96. ЗПС, являющиеся местами потребления, подпадающими под действие требований, предусмотренных пунктами 195–197 Кодекса о подключении, не должны отключаться от электрической сети из-за возмущения в диапазонах напряжения, предусмотренных в разделе 1 настоящей главы. По запросу ОПС, после вступления в силу настоящих Руководств по электросетям, ЗПС, являющиеся местами потребления, подключенными к передающей системе и не подпадающие под действие требований, предусмотренных пунктами 195–197 Кодекса о подключении, должны информировать ОПС о своих характеристиках относительно требований к напряжению, определенных в приложении 2 к Кодексу о подключении, указав свои характеристики относительно напряжения и время, которое они могут выдержать без отключения.

97. Каждый ЗПС, являющийся местом потребления, подключенный к передающей системе должен поддерживать заданные значения реактивной мощности, диапазоны коэффициентов мощности и заданные значения напряжения для настройки напряжения в диапазоне, согласованном с ОПС, в соответствии с разделом 1 настоящей главы.

Раздел 3

Обязанности ОПС по настройки напряжения и управлению

реактивной мощностью при эксплуатации системы

98. Если напряжение в точке подключения к передающей системе выходит за пределы диапазонов, определенных в приложении 1, ОПС должен применить корректирующие меры по контролю напряжения и управлению реактивной мощностью, в соответствии с пп.74.3, для восстановления напряжения в точке подключения в пределах диапазона, указанного в приложении 1, и в течение периода времени, предусмотренного пунктами 56–59 и пунктами 195–197 Кодекса о подключении.

99. При проведении анализа надёжности функционирования ОПС должен учитывать значения напряжения, при котором ЗПС, подключенные к передающей системе, не подпадающие под требования, предусмотренные в Кодексе о подключении, могут отключаться.

100. ОПС должен обеспечивать резерв реактивной мощности с достаточным объемом и временем реагирования для поддержания напряжения в своей зоне контроля и на линиях межсистемного соединения в диапазонах, указанных в приложении 1.

101. ОПС совместно с соседними ОПС, соединенными линиями межсистемного соединения переменного тока, должны совместно определить адекватный режим управления напряжением для обеспечения соблюдения общих пределов надёжности функционирования, установленных в соответствии с п.87.

102. ОПС должен согласовывать с каждым подключенным к передающей системе ОРС заданные значения реактивной мощности, диапазоны коэффициента мощности и заданные значения напряжения для настройки напряжения в точке соединения между ОПС и ОРС в соответствии с пунктами 217–220 Кодекса о подключении. Для обеспечения поддержания этих параметров каждый ОРС, подключенный к передающей системе, должен использовать свои ресурсы реактивной мощности и иметь право отдавать распоряжения по управлению напряжением ЗПС, подключенным к распределительной системе.

103. ОПС имеет право использовать все доступные возможности реактивной мощности, подключенные к передающей системе в пределах своей зоны контроля, для эффективного управления реактивной мощностью и поддержания диапазонов напряжения, установленных в приложении 1.

104. ОПС должен, прямо или косвенно, в координации с ОРС, подключенным к передающей системе, управлять, где это применимо, ресурсами реактивной мощности в пределах своей зоны контроля, включая блокировку автоматического регулирования напряжения/реактивной мощности трансформаторов, снижение напряжения и отключение потребления по критерию падения напряжения для поддержания пределов надёжности функционирования и предотвращения обрушения напряжения передающей системы.

105. ОПС должен установить меры по настройки напряжения совместно с подключенными к передающей системе ЗПС и ОРС, а также в сотрудничестве с соседними ОПС.

106. В случае необходимости настройки напряжения и управления реактивной мощностью передающей системы, ОПС может в координации с ОРС потребовать от ЗПС, подключенного к распределительной системе, следовать распоряжениям по регулированию напряжения.

Глава III

УПРАВЛЕНИЕ ТОКОМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

107. ОПС должен установить:

107.1. максимальный ток короткого замыкания, при котором повышается номинальная мощность автоматических выключателей и другого оборудования;

107.2. минимальный ток короткого замыкания, необходимый для корректной работы защитного оборудования.

108. ОПС должен выполнять расчет тока короткого замыкания для оценки влияния соседних ОПС, ЗПС и распределительных систем, подключенных к передающей системе, включая закрытые распределительные системы, на уровни тока короткого замыкания в передающей системе. В тех случаях, когда подключенная к передающей системе, включая замкнутую распределительную систему, оказывает влияние на уровни тока короткого замыкания, это должно быть включено в расчет тока короткого замыкания в передающей системе.

109. При выполнении расчетов тока короткого замыкания ОПС должен:

109.1. использовать наиболее точные и качественные доступные данные;

109.2. учитывать международные стандарты;

109.3. рассматривать в качестве основы для расчета максимального тока короткого замыкания такие эксплуатационные условия, которые обеспечивают максимально возможный уровень тока короткого замыкания, включая ток короткого замыкания от других передающих систем и систем распределения, включая закрытые распределительные системы.

110. ОПС должен применять эксплуатационные или иные меры для предотвращения отклонения от максимальных и минимальных пределов тока короткого замыкания, предусмотренных в настоящем разделе, во все временные интервалы и для всего защитного оборудования. В случае такого отклонения, ОПС должен инициировать корректирующие меры или применить иные меры для обеспечения восстановления пределов, предусмотренных в настоящем разделе. Отклонение от этих пределов допускается только во время коммутационных циклов.

Глава IV

УПРАВЛЕНИЕ ПОТОКОМ МОЩНОСТИ

111. ОПС должен установить допустимую постоянную нагрузку и переходную перегрузку для каждого элемента передающей системы в пределах своей зоны контроля. Для элементов, не находящихся под непосредственным управлением ОПС, допустимые постоянные значения и значения переходных перегрузок ОПС должен предоставить ОРС и другие субъекты, управляющие элементами в пределах зоны контроля ОПС.

112. ОПС должен поддерживать потоки мощности в пределах надёжности функционирования, определенных, когда система находится в нормальном состоянии и после возникновения непредвиденных обстоятельств из списка непредвиденных обстоятельств, предусмотренного в п.114.

113. В ситуации с (N-1) действующими элементами в нормальном функциональном состоянии ОПС должен поддерживать потоки мощности в пределах допустимых временных перегрузок, предусмотренных в пп.84.3, подготовив корректирующие меры, которые должны быть применены и выполнены во временном интервале разрешенным для допустимых временных перегрузок.

Глава V

АНАЛИЗ И УПРАВЛЕНИЕ НЕПРЕДВИДЕННЫМИ ОБСТОЯТЕЛЬСТВАМИ

Раздел 1

Список непредвиденных обстоятельств

114. ОПС должен установить список непредвиденных обстоятельств, который включает внутренние и внешние непредвиденные обстоятельства в пределах его зоны наблюдения, представляют ли какие-либо из этих обстоятельств угрозу эксплуатационной безопасности в пределах зоны контроля ОПС. Список непредвиденных обстоятельств должен включать как обычные непредвиденные обстоятельства, так и исключительные непредвиденные обстоятельства, выявленные с применением методологии, разработанной в соответствии с разделом 4 Книги II Части третьей.

115. Для составления списка непредвиденных обстоятельств ОПС должен классифицировать каждое непредвиденное обстоятельство на основе того, является ли оно обычным, исключительным или выходящим за рамки допустимого, учитывая вероятность его возникновения и следующие принципы:

115.1. каждый ОПС должен классифицировать непредвиденные обстоятельства для своей зоны контроля;

115.2. если эксплуатационные или погодные условия значительно увеличивают вероятность возникновения исключительной непредвиденной ситуации, ОПС должен включить эту исключительную непредвиденную ситуацию в свой список непредвиденных обстоятельств;

115.3. для учета исключительных непредвиденных обстоятельств, оказывающих значительное влияние на его собственные или соседние передающие системы, ОПС должен включить такие исключительные непредвиденные обстоятельства в свой список непредвиденных обстоятельств.

116. Каждый ОРС и ЗПС, подключенный к передающей системе, являющийся энергогенерирующей установкой, должны предоставлять всю информацию, относящуюся к анализу непредвиденных обстоятельств, по запросу ОПС, включая прогнозные и оперативные данные, с возможным агрегированием данных в соответствии с п.180.

117. ОПС должен координировать свой анализ непредвиденных обстоятельств, используя согласованные списки непредвиденных обстоятельств, как минимум, с операторами передающих систем в пределах своей зоны наблюдения, в соответствии с разделом 4 Книги II Части третьей.

118. ОПС должен информировать операторов передающих систем в пределах своей зоны наблюдения о внешних непредвиденных обстоятельствах, включенных в собственный список непредвиденных обстоятельств.

119. ОПС должен достаточно заблаговременно информировать операторов передающих систем в пределах своей зоны наблюдения о любых предполагаемых топологических изменениях элементов своей передающей системы, которые включены в списки непредвиденных обстоятельств соответствующих операторов передающих систем в качестве внешних непредвиденных обстоятельств.

120. ОПС должен обеспечить достаточную точность данных в режиме реального времени для обеспечения сходимости расчетов потокораспределения, выполняемых при анализе непредвиденных обстоятельств.

Раздел 2

Анализ непредвиденных обстоятельств

121. ОПС должен проводить анализ непредвиденных обстоятельств в пределах своей зоны наблюдения с целью выявления непредвиденных обстоятельств, которые ставят под угрозу или могут поставить под угрозу надёжность функционирования его зоны контроля, а также определения корректирующих мер, которые могут потребоваться для устранения непредвиденных обстоятельств, включая смягчение последствий исключительных непредвиденных обстоятельств.

122. ОПС должен убедиться, что потенциальные нарушения пределов эксплуатационной безопасности в его зоне контроля, выявленные в ходе анализа непредвиденных обстоятельств, не ставят под угрозу надёжность функционирования его передающей системы или взаимосвязанных передающих систем.

123. ОПС должен проводить анализ непредвиденных обстоятельств на основе прогнозных эксплуатационных данных и эксплуатационных данных в режиме реального времени в пределах своей зоны наблюдения. Отправной точкой анализа непредвиденных обстоятельств в ситуации с N действующими элементами является соответствующая топология передающей системы, которая должна включать плановые выводы из эксплуатации на этапах оперативного планирования.

Раздел 3

Управление непредвиденными обстоятельствами

124. ОПС должен оценить риски, связанные с непредвиденными обстоятельствами, после моделирования каждой непредвиденной ситуации из своего списка непредвиденных обстоятельств и после оценки возможности поддержания своей передающей системы в пределах надёжности функционирования в ситуации с (N-1) действующими элементами.

125. Если ОСП оценивает, что риски, связанные с непредвиденной ситуацией, настолько значительны, что он не сможет своевременно подготовить и активировать корректирующие меры для предотвращения несоответствия критерию (N-1) или что существует риск распространения возмущения во взаимосвязанной передающей системе, ОПС должен как можно скорее подготовить и привести в действие корректирующие меры для обеспечения соответствия критерию (N-1).

126. В случае возникновения ситуации с (N-1) действующими элементами, вызванной возмущением, ОПС должен активировать корректирующие меры для обеспечения скорейшего восстановления передающей системы до нормального функционального состояния и превращения этой ситуации с (N-1) действующими элементами в новую ситуацию с N действующими элементами.

127. ОПС не обязан соблюдать критерий (N-1) в следующих ситуациях:

127.1. во время коммутационных циклов;

127.2. в течение периода времени, необходимого для подготовки и реализации корректирующих мер.

Глава VI

ЗАЩИТА

Раздел 1

Общие требования к защите

128. ОПС должен эксплуатировать свою передающую систему с использованием защитного и резервного оборудования для автоматического предотвращения распространения возмущений, которые могут поставить под угрозу эксплуатационную безопасность собственной передающей системы и взаимосвязанной передающей системы.

129. ОПС должен не реже одного раза в 5 лет пересматривать свою стратегию и концепции защиты и обновлять их при необходимости для обеспечения корректной работы защитного оборудования и поддержания надёжности функционирования.

130. После срабатывания защиты, которое оказало воздействие за пределами зоны контроля ОПС, включая линии межсистемного соединения, соответствующий ОПС должен оценить, сработало ли защитное оборудование в его зоне контроля в соответствии с планом, и при необходимости принять корректирующие меры.

131. ОПС должен определить уставки для защитного оборудования своей передающей системы, обеспечивающие надежное, быстрое и избирательное устранение неисправностей, включая резервную защиту для устранения неисправностей в случае неисправности основной системы защиты.

132. Перед вводом в эксплуатацию оборудования защиты и резервной защиты или после любых модификаций ОПС должен согласовать с соседними ОПС определение уставок защиты для линий межсистемного соединения и координировать действия с этими операторами передающих систем перед изменением значений.

133. Если ОПС использует специальную схему защиты, он должен:

133.1. обеспечить избирательное, надежное и эффективное функционирование каждой специальной схемы защиты;

133.2. оценить на момент разработки специальной схемы защиты последствия для передающей системы в случае ее некорректного функционирования, с учетом воздействия на соответствующих операторов передающих систем;

133.3. убедиться, что специальная схема защиты имеет надежность, сопоставимую с надежностью систем защиты, используемых для первичной защиты элементов передающей системы;

133.4. эксплуатировать передающую систему со специальной схемой защиты в пределах надёжности функционирования, установленных в соответствии с разделом 8 главы I Книги I Части второй;

133.5. координировать функции специальной схемы защиты, принципы активации и контрольные значения с соседними ОПС и с ОРС, подключенными к затронутой передающей системе, включая закрытые распределительные системы и ЗПС, подключенных к затронутой передающей системе.

Раздел 2

Мониторинг и оценка динамической устойчивости

134. ОПС должен контролировать динамическую устойчивость передающей системы с помощью исследований, проведенных в офлайн-режиме, согласно п.139. ОПС должен обмениваться соответствующими данными для мониторинга динамической устойчивости передающей системы передачи с другими операторами передающих систем своей синхронной зоны.

135. ОПС должен проводить оценку динамической устойчивости не реже одного раза в год для определения пределов устойчивости и возможных проблем устойчивости в своей передающей системе. ОПС и все операторы передающих систем синхронной зоны должны координировать оценки динамической устойчивости, которые должны охватывать синхронную зону целиком или частично.

136. При проведении скоординированных оценок динамической устойчивости ОПС и соответствующие операторы передающих систем должны установить:

136.1. объем скоординированной оценки динамической устойчивости, как минимум, в рамках общей модели сети;

136.2. набор данных, которыми необходимо обмениваться между ОПС и соответствующими операторами передающих систем для проведения скоординированной оценки динамической устойчивости;

136.3. список согласованных сценариев, касающихся скоординированной оценки динамической устойчивости;

136.4. список непредвиденных обстоятельств, установленных по обоюдному согласию, или возмущений, влияние которых оценивается путем скоординированной оценки динамической устойчивости.

137. В случае проблем с устойчивостью, вызванных плохо демпфированными межзональными колебаниями, влияющими на несколько операторов передающих систем в пределах синхронной зоны, каждый оператор передающей системы должен как можно скорее принять участие в скоординированной оценке динамической устойчивости на уровне синхронной зоны и предоставить необходимые данные для этой оценки. Такая оценка должна быть инициирована и проведена заинтересованными операторами передающих систем или ENTSO-E.

138. Когда ОПС определяет потенциальное влияние на стабильность напряжения, стабильность угла ротора или стабильность частоты по отношению к другим взаимосвязанным передающим системам, ОПС должен координировать методы, используемые при оценке динамической устойчивости, предоставляя необходимые данные, планируя совместные корректирующие меры, направленные на улучшение стабильности, включая процедуры сотрудничества с операторами соответствующих передающих систем.

139. При выборе методов, используемых при оценке динамической устойчивости, ОПС должен применять следующие правила:

139.1. если в соответствии с перечнем непредвиденных обстоятельств пределы устойчивого состояния достигаются раньше пределов устойчивости, ОПС должен основывать оценку динамической устойчивости только на исследованиях устойчивости в режиме офлайн, проведенных на этапе долгосрочного оперативного планирования;

139.2. если в условиях планового вывода из эксплуатации, в соответствии с списком непредвиденных обстоятельств, пределы устойчивого состояния и пределы устойчивости близки друг к другу или пределы устойчивости достигаются раньше пределов устойчивого состояния, ОПС должен провести оценку динамической устойчивости на этапе оперативного планирования на сутки вперед, с сохранением этих условий. ОПС должен планировать корректирующие меры, которые будут применяться в режиме реального времени при необходимости;

139.3. если передающая система находится в ситуации с N действующими элементами, в соответствии со списком непредвиденных обстоятельств и пределы режима устойчивости достигаются раньше, чем пределы устойчивого состояния, ОПС должен провести динамическую оценку устойчивости на всех этапах оперативного планирования и повторно оценить пределы устойчивости как можно скорее после обнаружения существенного изменения в состоянии с N действующими элементами.

Раздел 3

Управление динамической устойчивостью

140. Если оценка динамической устойчивости указывает на нарушение пределов устойчивости, ОПС совместно с операторами передающих систем, в зоне контроля которых произошло нарушение, должны разработать, подготовить и принять корректирующие меры для поддержания устойчивости передающей системы. Эти корректирующие меры могут включать в себя привлечение ЗПС.

141. ОПС должен убедиться, чтобы время устранения неисправностей, которые могут привести к нестабильности состояния расширенной зоны передающей системы, было короче критического времени устранения неисправностей, рассчитанного ОПС при оценке динамической устойчивости, выполненной в соответствии с разделом 2 настоящей главы.

142. В отношении требований к минимальному уровню инерции, которые важны для стабильности частоты на уровне синхронной зоны, ОПС должен:

142.1. участвовать совместно с операторами передающих систем синхронной зоны в совместном исследовании синхронной зоны, чтобы определить необходимость установления минимально необходимой инерции, учитывая затраты и выгоды, а также потенциальные альтернативы;

142.2. проводить, совместно со всеми операторами передающих систем в синхронной зоне, периодический анализ и обновление исследования, предусмотренного в пп.142.1, раз в 2 года;

142.3. передать НАРЭ исследование, предусмотренное в пп.142.1;

142.4. если исследование, указанное в пп.142.1, демонстрирует необходимость определения необходимой минимальной инерции, ОПС совместно со всеми операторами передающих систем синхронной зоны должны разработать методологию определения минимальной инерции, необходимой для поддержания эксплуатационной безопасности и предотвращения нарушения пределов устойчивости. Эта методология должна соответствовать принципам эффективности и пропорциональности, быть разработана в течение шести месяцев после завершения исследования, предусмотренного в пп.142.1, и должна быть обновлена в течение шести месяцев после обновления и предоставления соответствующего исследования;

142.5. использовать в режиме реального времени минимальную инерцию в своей зоне контроля в соответствии с определенной методологией и результатами, полученными в соответствии с пп.142.4.

КНИГА II

ОБМЕН ДАННЫМИ

Глава I

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОБМЕНУ ДАННЫМИ

Раздел 1

Организация, роли, обязанности и качество обмена данными

143. Обмен данными и информацией, осуществляемый в соответствии с настоящей Книгой, должен максимально отражать реальную и прогнозируемую ситуацию в передающей системе.

144. ОПС несет ответственность за предоставление и использование высококачественных данных и информации.

145. ОПС должен собирать следующую информацию о своей зоны наблюдения и обмениваться этими данными с соответствующими операторами передающих систем в той степени, в которой это необходимо для проведения анализа эксплуатационной безопасности, в соответствии с разделом 1 Книги II Части третьей:

145.1. генерация;

145.2. потребление;

145.3. графики;

145.4. балансировочные позиции;

145.5. запланированные выводы из эксплуатации и топологии трансформационных станций;

145.6. прогнозы.

146. ОПС должен представлять информацию, предусмотренную в п.145 в качестве ввода и вывода в каждом узле индивидуальной сетевой модели ОПС, упомянутой в разделе 1 Книги I Части третьей.

147. ОПС должен, в координации с ОРС и ЗПС определить применимость и объем обмена данными на основе следующих категорий:

147.1. структурные данные в соответствии с разделом 1 главы V настоящей Книги;

147.2. данные планирования и прогнозирования, в соответствии с разделом 2 главы V настоящей Книги;

147.3. данные в режиме реального времени в соответствии с разделом 2 главы III настоящей Книги, разделом 3 главы IV настоящей Книги и с разделом 2 главы V настоящей Книги;

147.4. определения, в соответствии с разделом 3 главы V настоящей Книги и с разделами 1-2 главы VI настоящей Книги.

148. ОПС должен применять организационные требования, роли и обязанности в отношении обмена данными, применяемые на уровне ENTSO-E.

149. ОПС должен, по согласованию с ОРС, установить соответствующие эффективные, действенные и соразмерные процессы для предоставления и управления обменом данными между ними, включая, в случае необходимости для эффективной работы сети, предоставление данных, касающихся распределительных систем и ЗПС. Без ущерба для формата представления данных и информации, установленного в контексте п.148, ОПС должен согласовать с соответствующими ОПС формат обмена данными.

150. ЗПС, подключенные к передающей системе, должны иметь доступ к данным, касающимся сетевых установок, введенных в эксплуатацию в соответствующей точке подключения.

151. ОПС должен установить по согласованию с подключенными к передающей системе ОРС объем дополнительной информации, которой они будут обмениваться в отношении введенных в эксплуатацию сетевых установок.

152. ОРС, имеющие одну точку подключения к передающей системе, имеют право получать от соответствующих ОПС соответствующую структурную, плановую и оперативную информацию, а также собирать соответствующую структурную, плановую и оперативную информацию от соседних ОРС. Соседние ОРС должны скоординировано определять объем информации, которой они могут обмениваться.

Глава II

ОБМЕН ДАННЫМИ МЕЖДУ ОПС

Раздел 1

Обмен структурными и прогнозными данными

153. ОПС должен обмениваться структурной информацией с соседними ОПС в пределах своей зоны наблюдения, которая должна включать как минимум:

153.1. обычную топологию трансформаторных подстанций и другие соответствующие данные по уровням напряжения;

153.2. технические данные о линиях электропередачи;

153.3. технические данные о трансформаторах, соединяющих ОРС, ЗПС, являющиеся местами потребления, и блочные трансформаторы генераторов ЗПС, являющихся объектами генерации электроэнергии;

153.4. максимальные и минимальные значения активной и реактивной мощности ЗПС, являющихся генерирующими модулями;

153.5. технические данные по фазоменяющим трансформаторам;

153.6. технические данные о системах HVDC;

153.7. технические данные о реактивных катушках, конденсаторах и статических компенсаторах реактивной мощности (VAR);

153.8. пределы надёжности функционирования, определенные каждым ОПС в соответствии с разделом 8 главы I Книги I Части второй.

154. Для координации защиты своих передающих систем, ОПС и соседние ОПС должны обмениваться уставками защиты линий, для которых непредвиденные обстоятельства включены в их списки непредвиденных обстоятельств как внешние.

155. Для координации анализа надёжности функционирования и создания общей модели сети в соответствии с разделами 4–7, Книги I Части третьей, ОПС должен обмениваться, как минимум, со всеми другими операторами передающих систем из той же синхронной зоны, как минимум следующими данными:

155.1. топология передающих систем с напряжением не менее 220 кВ и выше в своей зоне контроля;

155.2. модель или эквивалент передающей системы с напряжением менее 220 кВ, оказывающей значительное влияние на его собственную передающую систему;

155.3. тепловые пределы элементов передающей системы;

155.4. совокупный, прогнозируемый, реалистичный и точный объем ввода и отбора энергии по каждому первичному источнику энергии в каждом узле передающей системы для различных временных интервалов.

156. Для координации оценок динамической устойчивости в соответствии с пунктами 135 и 137, ОПС и другие операторы передающих систем той же синхронной зоны или с ее соответствующей части должны обмениваются следующими данными:

156.1. данные о ЗПС, являющихся модулями генерации, включая, помимо прочего:

156.1.1. электрические параметры генератора, пригодные для оценки динамической устойчивости, включая общую инерцию;

156.1.2. модели защиты;

156.1.3. генератор и первичный агрегат;

156.1.4. описание повышающего трансформатора;

156.1.5. минимальная и максимальная реактивная мощность;

156.1.6. модели напряжения и модели регулятора скорости;

156.1.7. модели первичного агрегата и модели систем возбуждения, подходящие для больших возмущений;

156.2. данные о типе регулирования и диапазоне регулирования напряжения для переключателей ответвлений, включая описание существующих переключателей ответвлений под нагрузкой, а также данные о типе регулирования и диапазоне регулирования напряжения для повышающих и сетевых трансформаторов;

156.3. данные о системах HVDC и устройствах ГПСПТ, относящиеся к динамическим моделям системы или устройству, связанному с ним регулированию, подходящему для больших возмущений.

Раздел 2

Обмен данными в режиме реального времени

157. В соответствии с разделами 1-2 главы I Книги I Части второй, ОПС и другие операторы передающих систем в той же синхронной зоне должны обмениваться следующими данными о состоянии своей системы передачи, используя ИТ-инструмент для обмена данными в режиме реального времени на общеевропейском уровне, как это предусмотрено ENTSO-E:

157.1. частота;

157.2. отклонение настройки при восстановлении частоты;

157.3. измеренные передачи активной мощности между зонами РЧМ;

157.4. информация об агрегации генерации;

157.5. состояние системы в соответствии с разделом 1 главы I Книги I Части второй;

157.6. уставка регулятора нагрузки-частоты;

157.7. обмен электроэнергией по виртуальным линиям межсистемного соединения.

158. ОПС и другие операторы передающих систем в его зоне наблюдения должны обмениваться следующими типами данных, о своей передающей системе, используя обмен данными в режиме реального времени между системами контроля наблюдения и сбора данных (SCADA) операторов передающих систем и системами управления энергопотреблением (EMS):

158.1. фактическая топология трансформационной станции;

158.2. активная и реактивная мощность в ячейке линии, включая линии передачи, распределения и линии, соединяющие ЗПС;

158.3. активная и реактивная мощность в ячейке трансформатора, включая передачу, распределение и трансформаторы между ЗПС;

158.4. активная и реактивная мощность в ячейке электростанции;

158.5. положения регулирования трансформаторов, в том числе фазоменяющих трансформаторов;

158.6. измеренное или расчетное напряжение сборной шины;

158.7. реактивная мощность в ячейке катушки реактивного сопротивления и конденсатора или от статического компенсатора реактивной мощности;

158.8. ограничения на возможности активного и реактивного производства энергии в зоне наблюдения.

159. ОПС имеет право запрашивать у всех операторов передающих систем из своей зоны наблюдения моментальные снимки оценочных данных о состоянии в режиме реального времени из зоны контроля соответствующего ОПС, если это имеет значение для эксплуатационной безопасности передающей системы запрашивающего ОПС.

Глава III

ОБМЕН ДАННЫМИ МЕЖДУ ОПС И ОРС

ВНУТРИ ЗОНЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОПС

Раздел 1

Обмен структурными данными

160. ОПС должен определить зону наблюдения распределительных систем, подключенных к передающей системе, необходимую для точного и эффективного определения состояния системы, на основе методологии, применяемой в соответствии с разделом 4 Книги II Части третьей.

161. Если ОПС считает, что распределительная система, не подключенная к передающей системе, оказывает существенное влияние с точки зрения напряжения, потоков мощности или других электрических параметров передающей системы, такая распределительная система должна быть определена ОПС как часть зоны наблюдения в соответствии с разделом 4 Книги II Части третьей.

162. Структурная информация, относящаяся к зоне наблюдения, предусмотренной в пунктах 160 и 161, которую каждый ОРС предоставляет ОПС, должна включать как минимум:

162.1. трансформаторные станции, по напряжению;

162.2. линии, соединяющие трансформаторные станции, предусмотренные в пп.162.1;

162.3. трансформаторы трансформаторных станций, предусмотренные в пп.162.1;

162.4. ЗПС;

162.5. катушки реактивного сопротивления и конденсаторы, подключенные к трансформаторным станциям, предусмотренным в пп.162.1.

163. Каждый ОРС, подключенный к передающей системе, должен предоставлять ОПС обновленную структурную информацию в соответствии с п.162 не реже одного раза в 6 месяцев.

164. Каждый ОРС, подключенный к передающей системе, должен ежемесячно представлять ОПС, по первичным источникам энергии, информацию об общей совокупной производственной мощности генерирующих модулей типа A (в том числе установленных в местах потребления), подпадающих под требования Кодекса о подключении, а также наилучшие возможные оценки производственных мощностей генерирующих модулей типа A (в том числе установленных в местах потребления), не подпадающих под требования Кодекса о подключении или использующих отступление от этих требований, подключенных к его распределительной системе, а также соответствующую информацию об их частотных характеристиках.

Раздел 2

Обмен данными в режиме реального времени

165. Если ОПС не предусматривает иное, каждый ОРС обязан предоставлять ОПС, к передающей системе которого подключен, в режиме реального времени информацию, относящуюся к зоне наблюдения ОПС, упомянутой в пунктах 160 и 161, включая следующее:

165.1. фактическая топология трансформационной станции;

165.2. активная и реактивная мощность в ячейке линии;

165.3. активная и реактивная мощность в ячейке трансформатора;

165.4. ввод активной и реактивной мощности в ячейку электрогенерирующей установки;

165.5. положение ответвлений трансформаторов, подключенных к передающей системе;

165.6. напряжение на сборной шине;

165.7. реактивная мощность в ячейке катушки реактивного сопротивления и конденсатора;

165.8. наилучшие доступные данные по агрегированной генерации первичного источника энергии в зоне ОРС, включая непосредственное производство из источников, установленных в местах потребления;

165.9. наилучшие доступные данные по совокупному потреблению в зоне ОРС.

Глава IV

ОБМЕН ДАННЫМИ МЕЖДУ ОПС, ВЛАДЕЛЬЦАМИ ЛИНИЙ МЕЖСИСТЕМНОГО

СОЕДИНЕНИЯ ИЛИ ДРУГИМИ ЛИНИЯМИ И МОДУЛЯМИ ГЕНЕРАЦИИ,

ПОДКЛЮЧЕННЫМИ К ПЕРЕДАЮЩЕЙ СИСТЕМЕ

Раздел 1

Обмен структурными данными

166. Каждый ЗПС, являющийся владельцем электрогенерирующей установки с модулем генерации типа D, подключенным к передающей системе, обязан предоставить ОПС как минимум следующие данные:

166.1. общие данные генерирующего модуля, включая установленную мощность и источник первичной энергии;

166.2. данные о турбине и электрогенерирующей установке, включая время холодного и горячего пуска;

166.3. данные для расчета тока короткого замыкания;

166.4. данные о трансформаторе электрогенерирующей установки;

166.5. данные о РСЧ генерирующих модулей, предлагающих или предоставляющих данную услугу, в соответствии с разделом 2 Книги V Части четвертой;

166.6. данные о РВЧ генерирующих модулей, предлагающих или предоставляющих данную услугу, в соответствии с разделом 2 Книги VI Части четвертой;

166.7. данные о РЗ генерирующих модулей, предлагающих или предоставляющих данную услугу, в соответствии с разделом 5 Книги VI Части четвертой;

166.8. данные, необходимые для восстановления передающей системы;

166.9. данные и модели, необходимые для выполнения динамического моделирования;

166.10. данные о защите;

166.11. данные, необходимые для определения стоимости корректирующих мер в соответствии с пп.266.2; если ОПС использует рыночные механизмы в соответствии с п.8.4, предоставление цен, которые должен оплатить ОПС, считается достаточным;

166.12. реактивной мощности для регулирования напряжения.

167. Каждый ЗПС, являющийся владельцем электрогенерирующей установки с модулем генерации типа B или типа C, подключенным к передающей системе, обязан предоставить ОПС как минимум следующие данные:

167.1. общие данные генерирующего модуля, включая установленную мощность и источник первичной энергии;

167.2. данные для расчета тока короткого замыкания;

167.3. данные о РСЧ в соответствии с определением и требованиями, предусмотренными в разделе 3 главы II Книги VII Части четвертой для генерирующих модулей, предлагающих или предоставляющих данную услугу;

167.4. данные о РВЧ для генерирующих модулей, предлагающих или предоставляющих данную услугу;

167.5. данные о РЗ для генерирующих модулей, предлагающих или предоставляющих данную услугу;

167.6. данные о защите;

167.7. данные о возможности регулирования реактивной мощности;

167.8. данные, необходимые для определения стоимости корректирующих мер в соответствии с пп.266.2; если ОПС использует рыночные механизмы в соответствии с п.8.4, предоставление цен, которые должен оплатить ОПС, считается достаточным;

167.9. данные, необходимые для проведения оценки динамической устойчивости в соответствии с разделом 2 главы VI РАЗДЕЛА I Части второй.

168. ОПС, при необходимости, может запросить у владельца электрогенерирующей установки с генерирующим модулем, подключенным к передающей системе, дополнительные данные для анализа эксплуатационной безопасности, в соответствии с Книги II Части третьей.

169. Каждый владелец системы HVDC или линии межсистемного соединения должен предоставить ОПС следующие данные о системе HVDC или линии межсистемного соединения:

169.1. номинальные данные установки;

169.2. данные о трансформаторах;

169.3. данные о фильтрах и батареях фильтров;

169.4. данные о компенсации реактивной мощности;

169.5. данные о возможности регулирования активной мощности;

169.6. данные о возможности регулирования реактивной мощности и напряжения;

169.7. данные о приоритетности активного или реактивного режима работы, если применимо;

169.8. данные о способности реагировать на отклонения частоты;

169.9. данные динамических моделей для динамического моделирования;

169.10. данные о защите;

169.11. данные о устойчивости к кратковременным нарушениям электроснабжения.

170. Каждый владелец линии межсистемного соединения переменного тока должен предоставить ОПС как минимум следующие данные:

170.1. номинальные данные установки;

170.2. электрические параметры;

170.3. данные о связанных мерах защиты.

Раздел 2

Запланированный обмен данными

171. Каждый ЗПС, являющийся владельцем электрогенерирующей установки с модулем генерации типа B, C или D, подключенным к передающей системе, обязан предоставить ОПС как минимум следующие данные:

171.1. объем генерируемой активной мощности, а также количество и доступность резервов активной мощности на основе планирования на сутки вперед и внутри суток;

171.2. без задержки о любой плановой недоступности или ограничении активной мощности;

171.3. любое прогнозируемое ограничение возможности регулирования реактивной мощности;

172. Каждый оператор системы HVDC должен предоставлять ОПС как минимум следующие данные:

172.1. график и доступность активной мощности на сутки вперед и внутрисуточные;

172.2. без задержки о любой плановой недоступности или ограничении активной мощности;

172.3. любое прогнозируемое ограничение возможности регулирования реактивной мощности или напряжения.

173. Каждый оператор линии межсистемного соединения переменного тока или линейный оператор должен предоставить ОПС данные о плановой недоступности или ограничении активной мощности.

Раздел 3

Обмен данными в режиме реального времени

174. Если ОПС не предусматривает иное, каждый ЗПС, являющийся владельцем электрогенерирующей установки с модулем генерации типа B, C или D, должен предоставить ОПС в режиме реального времени как минимум следующие данные:

174.1. положение выключателей в точке подключения или в другой точке взаимодействия, согласованной с ОПС;

174.2. активная и реактивная мощность в точке подключения или в другой точке взаимодействия, согласованной с ОПС;

174.3. в случае электрогенерирующей установки с потреблением, отличным от вспомогательного потребления, – чистая активная и реактивная мощность.

175. Если ОПС не предусматривает иное, каждый владелец системы HVDC или линии межсистемного соединения переменного тока должен предоставить ОПС в режиме реального времени, как минимум следующие данные о точке подключения системы HVDC или линии межсистемного соединения переменного тока:

175.1. данные о положении выключателей;

175.2. рабочее состояние;

175.3. активная и реактивная мощность.

Глава V

ОБМЕН ДАННЫМИ МЕЖДУ ОПС, ОРС И МОДУЛЯМИ ГЕНЕРАЦИИ,

ПОДКЛЮЧЕННЫМИ К РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЕ

Раздел 1

Обмен структурными данными

176. Если ОПС не предусматривает иное, каждый владелец электрогенерирующей установки с модулем генерации, являющийся ЗПС в соответствии с пп.2.1, и путем агрегирования ЗПС в соответствии с пп.2.5 подключенный к распределительной системе, должен предоставлять как минимум следующие данные ОПС и ОРС, к которым он имеет точку подключения:

176.1. общие данные генерирующего модуля, включая установленную мощность и источник первичной энергии или тип топлива;

176.2. данные относительно РСЧ в соответствии с определением и требованиями, предусмотренными в разделе 3 главы II Книги VII Части четвертой для генерирующих установок, предлагающих или предоставляющих услугу РСЧ;

176.3. данные относительно РВЧ для генерирующих установок, предлагающих или предоставляющих услугу РВЧ;

176.4. данные относительно РЗ для генерирующих модулей, предлагающих или предоставляющих услугу РЗ;

176.5. данные о защите;

176.6. данные о возможности регулирования реактивной мощности;

176.7. данные о возможности удаленного доступа к выключателю;

176.8. данные, необходимые для проведения динамического моделирования в соответствии с положениями Кодекса о подключении;

176.9. данные об уровне напряжения и размещении каждого генерирующего модуля.

177. Каждый владелец электрогенерирующей установки с модулем генерации, являющийся ЗПС в соответствии согласно подпунктам 2.1 и 2.5, обязан информировать ОПС и ОРС, к которым он имеет одну точку подключения, в согласованный срок, но не позднее первого ввода в эксплуатацию или внесения любых изменений в существующую установку, о любых изменениях в объеме и содержании данных, перечисленных в п.176.

Раздел 2

Запланированный обмен данными и в режиме реального времени

178. Если ОПС не предусматривает иное, каждый владелец электрогенерирующей установки с модулем генерации, являющийся ЗПС, согласно подпунктам 2.1 и 2.5, подключенный к распределительной системе, должен предоставлять ОПС и ОРС, к которым он имеет точку подключения, как минимум следующие данные:

178.1. предусмотренная недоступность, запланированное ограничение активной мощности и прогнозируемое производство активной мощности в точке подключения;

178.2. любое прогнозируемое ограничение возможности регулирования реактивной мощности;

178.3. в отступление от подпунктов 178.1 и 178.2, в регионах с централизованной системой диспетчеризации, данные, запрашиваемые ОПС для составления графика выработки активной мощности.

179. Если ОПС не предусматривает иное, каждый владелец электрогенерирующей установки с модулем генерации, являющийся ЗПС, согласно подпунктам 2.1 и 2.5, подключенный к распределительной системе, должен предоставлять ОПС и ОРС, к которым он имеет точку подключения, в режиме реального времени, как минимум следующие данные:

179.1. состояние коммутационных устройств и автоматических выключателей в точке подключения;

179.2. потоки активной и реактивной мощности, ток и напряжение в точке подключения.

180. ОПС должен совместно с ответственными ОРС определить, какие энергоблоки могут быть освобождены от предоставления непосредственно ОПС данных в режиме реального времени, перечисленных в п.179. В таких случаях ответственные ОПС и ОРС должны согласовать агрегированные данные в режиме реального времени по соответствующим ЗПС, которые должны быть предоставлены ОПС.

Раздел 3

Обмен данными между ОПС и ОРС по значимым генерирующим модулям

181. Если ОПС не предусматривает иное, каждый ОРС обязан предоставлять ОПС информацию, указанную в разделах 1-2 настоящей главы, с частотой и уровнем детализации, запрошенными ОПС.

182. ОПС должен предоставлять в распоряжение ОРС, к системе распределения которого подключены ЗПС, информацию, указанную в разделах 1-2 настоящей главы, запрашиваемую ОРС.

183. ОПС может запросить дополнительные данные у владельца электрогенерирующей установки с модулем генерации, являющегося ЗПС, согласно подпунктам 2.1 и 2.5, подключенного к распределительной системе, если это необходимо для анализа безопасности в эксплуатации и проверки моделей.

Глава VI

ОБМЕН ДАННЫМИ МЕЖДУ ОПС И МЕСТАМИ ПОТРЕБЛЕНИЯ

Раздел 1

Обмен данными между ОПС и местами потребления,

подключенными к передающей системе

184. Если ОПС не предусматривает иное, каждый владелец места потребления, подключенного к передающей системе, должен предоставлять ОПС следующие структурные данные:

184.1. электрические характеристики электрических трансформаторов, подключенных к передающей системе;

184.2. характеристики нагрузки места потребления;

184.3. характеристики регулирования реактивной мощности.

185. Если ОПС не предусматривает иное, каждый владелец места потребления, подключенного к передающей системе, должен предоставлять ОПС следующие данные:

185.1. запланированное потребление активной и прогнозируемое потребление реактивной мощности на основе планирования на сутки вперед и внутрисуточного, включая любые изменения этих графиков или прогноза;

185.2. любое прогнозируемое ограничение возможности регулирования реактивной мощности;

185.3. в случае участия в диспетчируемом потреблении – график структурного минимального и максимального диапазона мощности, подлежащего сокращению;

185.4. в отступление от пп.185.1, в регионах с централизованной системой диспетчеризации, данные, запрашиваемые ОПС для составления графика выработки активной мощности.

186. Если ОПС не предусматривает иное, каждый владелец места потребления, подключенного к передающей системе, должен предоставлять ОПС следующие данные в режиме реального времени:

186.1. активная и реактивная мощность в точке подключения;

186.2. минимальный и максимальный диапазон мощности, подлежащий сокращению.

187. Каждый владелец места потребления, подключенного к передающей системе, должен описать свое поведение ОПС в диапазонах напряжения, указанных в разделе 1 главы II Книги I Части второй.

Раздел 2

Обмен данными между ОПС и местами потребления, подключенными

к распределительной системе, или третьими лицами, участвующими

в диспетчируемом потреблении

188. Если ОПС не предусматривает иное, каждый ЗПС, который является местом потребления, подключенным к системе распределения и участвующий в диспетчируемом потреблении без привлечения третьей стороны, должен предоставлять ОПС и ОРС следующие запланированные данные и данные в режиме реального времени:

188.1. минимальная и максимальная структурная активная мощность, доступная для диспетчируемого потребления, а также максимальная и минимальная продолжительность любого возможного использования этой мощности для диспетчируемого потребления;

188.2. прогноз неограниченной активной мощности, доступной для диспетчерского потребления и любого запланированного диспетчируемого потребления;

188.3. активная и реактивная мощность в режиме реального времени в точке подключения;

188.4. подтверждение того, что применяются оценки фактических значений диспетчируемого потребления.

189. Если ОПС не предусматривает иное, каждый ЗПС, являющийся третьей стороной, участвующей в диспетчируемом потреблении, согласно определению в подпунктах 263–265 Кодекса о подключении, должен предоставлять ОПС и ОРС на сутки и в режиме, близком к реальному времени, от имени всех своих мест потребления, подключенных к системе распределения, следующие данные:

189.1. минимальная и максимальная структурная активная мощность, доступная для диспетчируемого потребления, а также максимальная и минимальная продолжительность любой возможной активации диспетчируемого потребления в конкретной географической зоне, определенной ОПС и ОРС;

189.2. прогноз неограниченной активной мощности, доступной для диспетчируемого потребления, и любого запланированного уровня диспетчируемого потребления в конкретной географической зоне, определенной ОПС и ОРС;

189.3. активная и реактивная мощность в режиме реального времени;

189.4. подтверждение того, что применяются оценки фактических значений диспетчируемого потребления.

КНИГА III

СООТВЕТСТВИЕ

Глава I

РОЛИ И ОТВЕТСТВЕННОСТИ

Раздел 1

Ответственность ЗПС

190. Каждый ЗПС должен уведомить ОПС или ОРС, к которому он имеет точку подключения, о любых планируемых изменениях своих технических возможностей, которые могут повлиять на соблюдение им требований настоящих Руководств по электросетям, прежде чем вносить это изменение.

191. Каждый ЗПС должен уведомить ОПС или ОРС, к которому он имеет точку подключения, о любых эксплуатационных возмущениях на своей установке, которые могут повлиять на его соответствие требованиям настоящих Руководств по электросетям, в кратчайшие сроки после их возникновения.

192. Каждый ЗПС должен уведомить ОПС или ОРС, к которому он имеет точку подключения, о запланированном графике испытаний и процедур, который необходимо соблюдать для проверки соответствия его установок требованиям настоящих Руководств по электросетям, своевременно и до их запуска. ОПС или ОРС должны заранее и своевременно утверждать запланированный график испытаний и процедур, и в утверждении не должно быть необоснованно отказано. В случае, если у ЗПС имеется точка подключения к ОРС и он взаимодействует, согласно п.191, только с ОРС, ОПС имеет право запросить у ОРС результаты испытаний соответствия, которые имеют отношение к эксплуатационной безопасности его передающей системы.

193. По запросу ОПС или ОРС, в соответствии с п.113 и п.294 Кодекса о подключении, ЗПС должен проводить испытания на соответствие и моделирование в соответствии с требованиями, установленными в Кодексе о подключении, в любое время в течение срока службы его установки и, в частности, после любого отказа, модификации или замены любого оборудования, которые могут повлиять на соответствие установки требованиям настоящих Руководств по электросетям в отношении способности установки достигать заявленных значений, временных требований, применимых к этим значениям, а также доступности или предоставления системных услуг по договору. Третьи стороны, предоставляющие диспетчируемое потребление непосредственно ОПС, поставщики редиспетчеризации генерирующих модулей или мест потребления через агрегацию, а также другие поставщики резервов активной мощности, должны убедиться, что установки, входящие в их портфель, соответствуют требованиям, изложенным в настоящих Руководствах по электросетям.

Раздел 2

Задачи ОПС в отношении эксплуатации системы

194. ОПС несет ответственность за надёжность функционирования своей зоны контроля и, в частности, должен:

194.1. разрабатывать и внедрять инструменты эксплуатации сетей, соответствующие его зоне контроля и связанные с эксплуатацией в режиме реального времени и операционным планированием;

194.2. разрабатывать и внедрять инструменты и решения для предотвращения и устранения возмущений;

194.3. использовать услуги, предоставляемые третьими сторонами, посредством закупок, при необходимости, такие как редиспетчеризация или встречная торговля, услуги по управлению перегрузками, эксплуатационные резервы и другие системные услуги;

194.4. соблюдать шкалу классификации инцидентов, принятую ENTSO-E, и предоставлять ENTSO-E информацию, необходимую для выполнения задач по составлению шкалы классификации инцидентов;

194.5. ежегодно контролировать адекватность инструментов эксплуатации сети, установленных в соответствии с подпунктами 194.1 и 194.2, необходимыми для поддержания надёжности функционирования. ОПС должен определить любые целесообразные усовершенствования этих инструментов эксплуатации сети, принимая во внимание ежегодные отчеты, подготовленные ENTSO-E на основе шкалы классификации инцидентов, в соответствии с разделом 12 Части первой. Любые выявленные усовершенствования должны быть впоследствии реализованы ОПС.

Глава II

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ИСПЫТАНИЯ

Раздел 1

Цель и ответственности

195. ОПС и каждый ОРС или ЗПС, подключенные к передающей системе, могут проводить эксплуатационные испытания элементов своей передающей системы и, соответственно, сетей ОРС/ установок ЗПС в моделируемых условиях эксплуатации в течение ограниченного периода времени. С этой целью они должны своевременно и до начала тестирования объявить об этом и минимизировать влияние на работу системы в режиме реального времени. Эксплуатационные испытания должны быть направлены на предоставление:

195.1. доказательства соответствия всем соответствующим техническим и организационным эксплуатационным положениям настоящих Руководств по электросетям для нового элемента передающей системы при его первом вводе в эксплуатацию;

195.2. доказательства соответствия всем соответствующим техническим и организационным эксплуатационным положениям настоящих Руководств по электросетям для новой установки ЗПС или новой сети ОРС при их первом вводе в эксплуатацию;

195.3. доказательства соответствия всем соответствующим техническим и организационным эксплуатационным положениям настоящих Руководств по электросетям при любом изменении элемента передающей системы или установки ЗПС /сети ОРС, которое имеет отношение к эксплуатации системы;

195.4. оценки возможных негативных последствий отказа, короткого замыкания или другого незапланированного и непредвиденного инцидента в эксплуатации системы, на элементе передающей системы или на установке ЗПС/ в сети ОРС.

196. Результаты эксплуатационных испытаний, указанных в п.195, должны использоваться ОПС, ОРС или ЗПС в целях:

196.1. обеспечения со стороны ОПС корректного функционирования элементов передающей системы;

196.2. обеспечения со стороны ОРС и ЗПС корректного функционирования систем распределения и установок ЗПС;

196.3. поддержания со стороны ОПС, ОРС и ЗПС существующих и разработки новых эксплуатационных практик;

196.4. обеспечения со стороны ОПС предоставления системных услуг;

196.5. получения ОПС, ОРС и ЗПС информации о характеристиках элементов передающей системы и установок ЗПС/ сетей ОРС в любых условиях и с соблюдением всех операционных распоряжений настоящих Руководств по электросетям, в частности:

196.5.1. контролируемого применения колебаний частоты или напряжения для сбора информации о поведении передающей системы и ее элементов;

196.5.2. испытания эксплуатационных практик в аварийном и восстановительном режимах.

197. ОПС должен убедиться, что эксплуатационные испытания не поставят под угрозу надёжность функционирования его передающей системы. Эксплуатационные испытания могут быть отложены или прерваны из-за непредвиденных ситуациях в системе, а также по соображениям безопасности персонала, населения, испытываемой установки или оборудования, элементов передающей системы или установок ОРС или ЗПС.

198. В случае ухудшения состояния передающей системы, в которой проводятся эксплуатационные испытания, ОПС имеет право прекратить эксплуатационные испытания. Если проведение испытаний затрагивает другого оператора передающей системы, и состояние его системы также ухудшается, ОПС или ЗПС, или ОРС, проводящие испытания, должны, получив уведомление от соответствующего ОПС, немедленно прекратить эксплуатационные испытания.

199. ОПС должен убедиться, чтобы результаты соответствующих проведенных эксплуатационных испытаний вместе со всеми соответствующими анализами:

199.1. были включены в процесс обучения и сертификации сотрудников, ответственных за эксплуатацию в режиме реального времени;

199.2. использовались в качестве исходных данных для процесса исследований и разработок ENTSO-E;

199.3. использовались для совершенствования эксплуатационных практик э, в том числе практик для аварийных и восстановительных условиях.

Раздел 2

Проведение эксплуатационных испытаний и анализов

200. ОПС или ОРС, к которым у ЗПС имеется точка подключения, сохраняют за собой право проверять соответствие ЗПС требованиям настоящих Руководств по электросетям, ожидаемой предварительной входной или выходной мощности ЗПС и предоставление системных услуг, предусмотренных договором с ЗПС, в любое время в течение всего срока службы установки. Процедуру проведения этих эксплуатационных испытаний ОПС или ОРС должны довести до сведения ЗПС, заблаговременно до начала эксплуатационных испытаний.

201. ОПС или ОРС, к которым у ЗПС имеется точка подключения, должны опубликовать список информации и документов, которые должны быть предоставлены, а также требования, которые должен выполнить ЗПС для проведения эксплуатационных испытаний на соответствие. Такой список должен включать как минимум следующую информацию:

201.1. вся документация и сертификаты на оборудование, которые должен предоставить ЗПС;

201.2. подробная информация о технических характеристиках установки ЗПС, относящихся к работе системы;

201.3. требования к моделям оценки динамической устойчивости;

201.4. исследования, проводимые ЗПС, демонстрирующие ожидаемые результаты оценки динамической устойчивости, при необходимости.

202. При необходимости, ОПС или ОРС должны публиковать распределение обязанностей между ЗПС и ОПС или ОРС по эксплуатационным испытаниям на соответствие.

КНИГА IV

ОБУЧЕНИЕ

Раздел 1

Программа обучения

203. ОПС должен разработать и принять:

203.1. программу первоначальной подготовки к сертификации и непрерывную программу непрерывного обучения своих сотрудников, ответственных за эксплуатацию передающей системы в режиме реального времени;

203.2. программу обучения для своих сотрудников, ответственных за оперативное планирование. ОПС должен участвовать в разработке и принятии программ обучения для сотрудников соответствующих региональных координаторов по безопасности;

203.3. программу обучения для своих сотрудников, ответственных за балансировку.

204. Программы обучения ОПС должны включать изучение элементов передающей системы, эксплуатацию передающей системы, использование систем и процессов на рабочем месте, операции между операторами передающих систем, рыночные условия, распознавание и реагирование на чрезвычайные ситуации происходящие при эксплуатации системы, а также мероприятия и инструменты оперативного планирования.

205. Сотрудники ОПС, ответственные за работу передающей системы в режиме реального времени, в рамках первоначального обучения должны пройти обучение по вопросам взаимодействия между передающими системами на основе опыта эксплуатации и отзывов, полученных в ходе совместного обучения с соседними ОПС, в соответствии с разделом 6 настоящей Книги. Это обучение по вопросам взаимодействия должно включать подготовку и запуск скоординированных корректирующих мер, необходимых во всех состояниях системы.

206. ОПС должен включить в свою программу обучения для сотрудников, ответственных за эксплуатацию передающей системы в режиме реального времени, периодичность проведения обучения и следующие компоненты:

206.1. описание элементов передающей системы;

206.2. эксплуатация передающей системы во всех специфических состояниях системы, включая восстановление;

206.3. использование систем и процессов на рабочем месте;

206.4. координация операций и рыночных условий между операторами передающих систем;

206.5. распознавание и реагирование на исключительные эксплуатационные ситуации;

206.6. соответствующие области инженерной электроэнергетики;

206.7. соответствующие аспекты внутреннего рынка электроэнергии;

206.8. соответствующие аспекты сетевых кодексов, руководящих принципов и ТУМ;

206.9. надёжность и безопасность персонала, ядерного и другого оборудования при эксплуатации передающей системы;

206.10. сотрудничество и координация между операторами передающих систем при работе в режиме реального времени и оперативном планировании на уровне основных диспетчерских пунктов, которые будут предлагаться на английском языке, если не указано иное;

206.11. совместное профессиональное обучение с ОРС и ЗПС, подключенными к передающей системе, в зависимости от обстоятельств;

206.12. поведенческие навыки с особым акцентом на управление стрессом, реакции в критических ситуациях, ответственность и мотивационные навыки;

206.13. методы и инструменты оперативного планирования, в том числе используемые соответствующими региональными координаторами по безопасности при оперативном планировании.

207. Программа обучения персонала, ответственного за оперативное планирование, должна включать как минимум аспекты, указанные в подпунктах 206.3, 206.6–206.8, 206.10 и 206.13.

208. Программа обучения персонала, ответственного за балансировку, должна включать как минимум аспекты, предусмотренные в подпунктах 206.3, 206.7 и 206.8.

209. ОПС должен вести учет программ обучения сотрудников за период их трудового договора. По запросу НАРЭ, ОПС должен предоставлять объем и подробную информацию о своих программах профессионального обучения.

210. ОПС должен пересматривать свои программы обучения не реже одного раза в год или после существенных изменений в системе. ОПС должен обновлять свои программы обучения с учетом меняющихся условий эксплуатации, правил рынка, конфигурации сети и характеристик системы, уделяя особое внимание новым технологиям, меняющимся моделям генерации и спроса, а также развитию рынка.

Раздел 2

Условия для обучения

211. Учебные программы ОПС для сотрудников, ответственных за работу в режиме реального времени, должны включать обучение на рабочем месте и офлайн. Обучение на рабочем месте должно проводиться под руководством опытного сотрудника, ответственного за работу в режиме реального времени. Офлайн-обучение должно проводиться в среде, имитирующей диспетчерский пункт, с детализацией моделирования сети на уровне, соответствующем задачам, для выполнения которых проводится обучение.

212. ОПС должен проводить обучение сотрудников, ответственных за работу в режиме реального времени, на основе комплексной модели базы данных своей сети с соответствующими данными из других сетей, как минимум, из зоны наблюдения, с уровнем детализации, достаточным для воспроизведения эксплуатационных проблем между операторами передающих систем. Сценарии обучения должны основываться на реальных и моделируемых системных условиях. При необходимости также должна моделироваться роль других ОПС, роль ОРС или ЗПС, подключенных к передающей системе, за исключением случаев, когда они могут быть напрямую представлены в совместных тренингах.

213. ОПС должен координировать офлайн-обучение сотрудников, ответственных за работу в режиме реального времени, с ОРС и ЗПС, подключенными к передающей системе, в отношении влияния их установок на работу передающей системы в режиме реального времени, комплексно и соразмерно, отражая актуальную топологию сети и характеристики вторичного оборудования. При необходимости, ОПС, а также ОРС и ЗПС, подключенные к передающей системе, должны проводить совместные офлайн-тренинги или обучающие семинары.

Раздел 3

Координаторы обучения и инструкторы

214. Обязанности координатора обучения включают разработку, мониторинг и обновление программ обучения, а также определение:

214.1. квалификаций и процесса отбора для обучения сотрудников ОПС;

214.2. обучения, необходимого для сертификации оперативного персонала, ответственного за работу в режиме реального времени;

214.3. процессов, включая соответствующую документацию, для программ начального и непрерывного обучения;

214.4. процесса, необходимого для сертификации оперативного персонала, ответственного за работу в режиме реального времени;

214.5. процесса продления периода обучения и сертификации оперативного персонала, ответственного за работу в режиме реального времени.

215. ОПС должен определить навыки и уровень компетентности инструкторов, работающих на рабочем месте. Инструкторы, работающие на рабочем месте, должны иметь соответствующий уровень производственного опыта после сертификации.

216. ОПС должен вести реестр оперативного персонала, ответственного за работу в режиме реального времени, выполняющего функции инструкторов на рабочих местах, и проверять их способность проводить практическое обучение при принятии решения о продлении срока действия их сертификации.

Раздел 4

Сертификация оперативного персонала, ответственного

за работу в режиме реального времени

217. Сотрудник может быть включен в штат оперативного персонала, ответственного за работу в режиме реального времени, при условии, что он будет квалифицирован и впоследствии сертифицирован представителем, назначенным ОПС для выполнения этих задач в течение срока, определенного в программе обучения. Сотруднику оперативного персонала, ответственному за работу в режиме реального времени, не разрешается работать в диспетчерской без надзора, если он не сертифицирован.

218. ОПС обязан определять и внедрять процесс, включая уровень компетентности, для сертификации оперативного персонала, ответственного за работу в режиме реального времени.

219. Сотрудники ОПС, ответственные за работу в режиме реального времени, сертифицированы после успешной формальной оценки, которая включает устный и/или письменный экзамен и/или практическую оценку с заранее определенным набором критериев успешности.

220. ОПС должен хранить копию выданного сертификата и результатов официальной оценки. По запросу НАРЭ, ОПС должен предоставить копию копии документов, относящихся к сертификационному экзамену.

221. ОПС должен регистрировать срок действия сертификата, выданного любому сотруднику, ответственному за работу в режиме реального времени.

222. ОПС должен определить максимальный срок действия сертификата, который не должен превышать 5 лет, но может быть продлен на основании критериев, определяемых каждым ОПС, и может учитывать участие сотрудников, ответственных за работу в режиме реального времени, в программе непрерывного обучения, имеющих достаточный практический опыт.

Раздел 5

Язык общения между сотрудниками системного оператора,

ответственными за работу в режиме реального времени

223. Если не указано иное, языком общения между сотрудниками ОПС и соседними ОПС является английский язык.

224. ОПС должен провести обучение своего соответствующего оперативного персонала для получения достаточных навыков владения общими языками общения, согласованными с соседними ОПС.

Раздел 6

Сотрудничество между операторами передающих систем в вопросах обучения

225. ОПС должен организовывать регулярные учебные курсы с соседними ОПС для улучшения знаний характеристик соседних передающих систем, а также коммуникации и координации между сотрудниками соседних ОПС, ответственными за работу в режиме реального времени. Межсистемное обучение операторов передающих систем должно включать в себя детальное изучение скоординированных мер, необходимых в каждом состоянии системы.

226. ОПС должен установить в сотрудничестве как минимум с соседними ОПС, необходимость и частоту совместных учебных сессий, включая минимальное содержание и их объем, с учетом уровня взаимного влияния и необходимого оперативного сотрудничества. Межсистемное обучение операторов передающих систем может включать, помимо прочего, совместные учебные семинары и совместные учебные занятия на тренажерах, но не ограничиваясь этим.

227. ОПС должен не реже одного раза в год участвовать совместно с соответствующими операторами передающих систем в учебных курсах по вопросам управления взаимоотношениями между ОПС в режиме реального времени. Частота должна определяться с учетом уровня взаимного влияния передающих систем и типа линии межсистемного соединения – линии постоянного/переменного тока.

228. Операторы передающих систем должны обмениваться опытом, полученным при работе в режиме реального времени, в том числе посредством посещений и обмена опытом между оперативными сотрудниками, ответственными за работу в режиме реального времени, с соседними ОПС, со всеми операторами передающих систем, с которыми они имеют или имели оперативное взаимодействие, а также с соответствующим региональным координационным центром.

ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ

ОПЕРАТИВНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ

КНИГА I

ДАННЫЕ ДЛЯ АНАЛИЗА НАДЁЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

ПРИ ОПЕРАТИВНОМ ПЛАНИРОВАНИИ

Раздел 1

Общие положения об индивидуальных и общих сетевых моделях

229. Для проведения анализа надёжности функционирования в соответствии с Книгой II Части третьей, ОПС должен разработать индивидуальные сетевые модели в соответствии с методологией общей сетевой модели, предусмотренной в п.33.4 Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками и управления перегрузками в пп.33.4 Руководств по электросетям о распределении мощностей на долгосрочном рынке, для каждого из следующих временных интервалов:

229.1. на год вперед, в соответствии с разделами 3 – 5 настоящей Книги;

229.2. при необходимости, на неделю вперед, в соответствии с разделом 6 настоящей Книги;

229.3. на сутки вперед, в соответствии с разделом 7 настоящей Книги;

229.4. внутрисуточно, в соответствии с разделом 7 настоящей Книги.

230. Индивидуальные сетевые модели должны включать информацию и структурные данные, предусмотренные разделом 1 главы II Книги II Части второй.

231. ОПС должен создавать индивидуальные модели сети, а каждый региональный координатор должен участвовать в создании общих моделей сети, применяя формат данных, установленный в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества.

Раздел 2

Сценарии на год вперед

232. ОПС совместно с операторами передающих систем ОСП синхронной зоны должны разработать общий перечень сценариев на год вперед, на основе которых они будут оценивать метод функционирования взаимосвязанной передающей системы на следующий год. Эти сценарии должны позволять выявить и оценить влияние взаимосвязанной передающей системы на надёжность функционирования. Сценарии должны включать следующие переменные:

232.1. спрос на электроэнергию;

232.2. условия, связанные с вкладом возобновляемых источников энергии;

232.3. установленные позиции импорта/экспорта, включая согласованные эталонные значения, позволяющие выполнить задачу объединения;

232.4. модель генерации с полностью доступным производственным парком;

232.5. развитие сети на год вперед.

233. При составлении общего списка сценариев ОПС и операторы передающих систем синхронной зоны должны учитывать следующие элементы:

233.1. типичные модели трансграничного обмена для различных уровней потребления и производства электроэнергии из возобновляемых и традиционных источников;

233.2. вероятность реализации сценариев;

233.3. потенциальные отклонения от эксплуатационных пределов надёжность функционирования для каждого сценария;

233.4. объем электроэнергии, вырабатываемой и потребляемой генерирующими установками, и местами потребления, подключенными к распределительным системам.

234. В случае, если операторам передающих систем данных не удастся составить общий список сценариев, указанных в п.232, они должны использовать следующие сценарии по умолчанию:

234.1. зимний пик, 3-я среда января текущего года, 10:30 CET;

234.2. зимний минимум, 2-е воскресенье января текущего года, 03:30 CET;

234.3. весенний пик, 3-я среда апреля текущего года, 10:30 CET;

234.4. весенний минимум, 2-е воскресенье апреля текущего года, 03:30 CET;

234.5. летний пик, 3-я среда июля текущего года, 10:30 CET;

234.6. летний минимум, 2-е воскресенье июля текущего года, 03:30 CET;

234.7. осенний пик, 3-я среда октября текущего года, 10:30 CET;

234.8. осенний минимум, 2-е воскресенье октября текущего года, 03:30 CET.

235. ОПС должен применять общий список сценариев, установленный на следующий год на уровне ENTSO-E.

Раздел 3

Индивидуальные модели сети на год вперед

236. ОПС должен установить индивидуальную модель сети на год вперед для каждого из сценариев, разработанных в соответствии с разделом 2 настоящей Книги, с использованием наилучших оценок переменных, определенных в п.232. ОПС должен опубликовать индивидуальные модели сети на год вперед в среде данных оперативного планирования ENTSO-E.

237. При определении индивидуальной модели сети на год вперед ОПС должен:

237.1. установить по согласованию с соседними ОПС расчетный поток мощности по системам HVDC, соединяющий их зоны контроля;

237.2. сбалансировать для каждого сценария сумму следующих элементов:

237.2.1. чистые обмены по линиям переменного тока;

237.2.2. расчетные потоки мощности в системах HVDC;

237.2.3. нагрузка, включая оценку потерь;

237.2.4. генерация.

238. ОПС должен включать в свои индивидуальные модели сети на год вперед агрегированные выходные мощности для электрогенерирующих установок, подключенных к распределительным системам, на уровне напряжения менее 110 кВ Эти агрегированные выходные мощности должны:

238.1. соответствовать структурным данным, предоставленным в соответствии с разделом 1 главы II Книги II, разделом 1 главы III Книги II, разделом 1 главы IV Книги II, разделом 1 главы V Книги II;

238.2. быть в соответствии со сценариями, разработанными в соответствии с разделом 2 настоящей Книги;

238.3. различать тип первичного источника энергии.

Раздел 4

Общие модели сети на год вперед

239. ОПС в координации с операторами передающих систем синхронной зоны должны совместно разработать методологию построения моделей общей сети на год вперед на основе индивидуальных моделей сети, установленных в соответствии с п.236, а также и их сохранения.

240. ОПС имеет право запрашивать у другого оператора соответствующей передающей системы любую информацию об изменениях в топологии сети или операционных действиях, таких как уставки защит или схемы защиты системы, однолинейные схемы и конфигурация подстанций или дополнительные модели сети, необходимые для обеспечения точного представления системы передачи для проведения анализа надёжности в эксплуатации.

Раздел 5

Обновление индивидуальных и общих моделей сети на год вперед

241. Если ОПС изменяет или объявляет об изменении, которое имеет значение для надёжности функционирования, своих наилучших оценок переменных, используемых для определения его индивидуальной модели сети на год вперед, установленной в соответствии с п.236, он должен обновить свою индивидуальную модель сети на год вперед и опубликовать ее в среде данных оперативного планирования ENTSO-E.

242. При каждом обновлении индивидуальной модели сети общая модель сети на год вперед должна быть соответствующим образом обновлена ​​с применением методологии, определенной в п.239.

Раздел 6

Индивидуальные и общие модели сети на неделю вперед

243. Когда ОПС вместе с одним или несколькими операторами соответствующих передающих систем сочтут это необходимым, они устанавливают наиболее репрезентативные сценарии для координации анализа безопасности эксплуатации своей передающей системы на неделю вперед и разрабатывают методологию объединения индивидуальных моделей сети, аналогичную методологии построения общей модели сети на год вперед из индивидуальных моделей сети на год вперед в соответствии с п.239.

244. ОПС должен установить или обновить свои индивидуальные модели сети на неделю вперед в соответствии со сценариями, определенными в соответствии с п.243.

245. ОПС совместно с операторами соответствующих передающих систем, предусмотренных в п.243 или третьими сторонами, которым была делегирована или назначена задача, предусмотренная в п.243, должны разработать общие модели сети на неделю вперед, следуя методологии, разработанной в соответствии с п.243, и используя индивидуальные модели сети, созданные в соответствии с п.244.

Раздел 7

Методология построения общих моделей сети на сутки

вперед и внутрисуточных моделей

246. ОПС в координации с соответствующими операторами передающих систем должны совместно внедрить методологию построения моделей общей сети на сутки вперед на основе индивидуальных моделей сети, а также и их сохранения.

247. ОПС должен создавать индивидуальные модели сети на сутки вперед и внутрисуточные модели в соответствии с п.246 и публиковать их в среде данных оперативного планирования ENTSO-E.

248. При создании индивидуальных моделей сети на сутки вперед или внутрисуточных моделей, предусмотренных в п.247, ОПС должен включать:

248.1. обновленные прогнозы генерации и потребления;

248.2. доступные результаты рыночных процессов на сутки вперед и внутрисуточных;

248.3. доступные результаты задач планирования, описанных в Книге VI Части третьей;

248.4. для электрогенерирующих установок, подключенных к распределительным системам с напряжением менее 110 кВ, – агрегированную генерацию активной мощности, дифференцированную в зависимости от типа первичного источника энергии, в соответствии с данными, предоставленными ОРС или ЗПС в соответствии с разделом 1 главы I Книги II, разделов 1-2 главы III Книги II, разделов 1-2 главы V Книги II;

248.5. обновленную топологию передающей системы и электрических сетей с напряжением 110 кВ и выше.

249. Все уже согласованные корректирующие меры должны быть включены в индивидуальные модели сети на сутки вперед и внутрисуточные модели и должны быть четко дифференцированы от вводов и выводов, установленных в соответствии с п.146, и от топологии сети без применения корректирующих мер.

250. ОПС должен оценить точность переменных, указанных в п.248, сравнивая их с фактическими значениями, принимая во внимание принципы, предусмотренные в методологии, изложенной в п.263.

251. Если после оценки, предусмотренной в п.250, ОПС считает, что точность переменных недостаточна для оценки надёжности функционирования, он должен определить причины неточности. Если причины зависят от процессов ОПС по созданию индивидуальных моделей сети, ОПС должен пересмотреть эти процессы для получения более точных результатов. Если причины зависят от переменных, предоставленных другими сторонами, ОПС совместно с этими другими сторонами должен стремиться обеспечить точность соответствующих переменных.

Раздел 8

Контроль качества моделей сети

252. При определении контроля качества в соответствии с методологией, предусмотренной в пунктах 239 и 246, ОПС совместно с другими операторами соответствующих передающих систем должны определить средства контроля, направленные как минимум на проверку:

252.1. согласованности статуса подключения линий межсистемного соединения;

252.2. соответствия значений напряжения допустимым эксплуатационным значениям для тех элементов передающей системы, которые влияют на другие зоны контроля;

252.3. согласованности допустимых кратковременных перегрузок линий межсистемного соединения;

252.4. соответствия вводов или выводов активной и реактивной мощности обычным эксплуатационным значениям.

КНИГА II

АНАЛИЗ НАДЁЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

Раздел 1

Анализ надёжности функционирования при оперативном планировании

253. ОПС должен проводить скоординированный анализ надёжности функционирования как минимум в следующих временных интервалах:

253.1. на год вперед;

253.2. на неделю вперед, при необходимости в соответствии с разделом 6 Книги I Части третьей;

253.3. на сутки вперед;

253.4. внутрисуточных.

254. При проведении скоординированного анализа надёжности функционирования ОПС должен применять методологию, принятую в соответствии с разделом 4 настоящей Книги.

255. Для проведения анализа надёжности функционирования ОПС должен, в каждой ситуации с N действующими элементами, моделировать каждую непредвиденную ситуацию из списка непредвиденных обстоятельств, уставленного в соответствии с разделом 1 главы V Книги I Части второй, а также убедиться, что в ситуации с (N-1) действующими элементами, пределы надёжности функционирования, определенные в соответствии с разделом 8 главы I Книги I Части второй, не превышаются в его зоне контроля.

256. ОПС должен проводить анализ надёжности функционирования, используя как минимум общие модели сети, установленные в соответствии с разделами 4-5, разделом 7 Книги I Части третьей и, при необходимости, разделом 6 Книги I Части третьей, и учитывать запланированные выводы из эксплуатации при выполнении этих анализов.

257. ОПС должен предоставлять результаты своего анализа надёжности функционирования как минимум тем операторам передающих систем, элементы которых включены в его зону наблюдения и затронуты в соответствии с этим анализом надёжности функционирования, чтобы эти операторы передающих систем могли проверить соблюдение пределов надёжности функционирования в пределах своих зон контроля.

Раздел 2

Анализ надёжности функционирования на год вперед

и на неделю вперед включительно

258. ОПС должен проводить анализ надёжности функционирования на год вперед и, при необходимости, на неделю вперед для выявления как минимум следующих ограничений:

258.1. перетоки мощности и напряжения, превышающие пределы надёжности функционирования;

258.2. нарушения пределов устойчивости передающей системы, определенные в соответствии с пунктами 135 и 139;

258.3. нарушения пороговых значений короткого замыкания передающей системы.

259. При обнаружении возможного ограничения ОПС должен разработать корректирующие меры в соответствии с разделами 3 – 6 главы 1 Книги I Части второй. Если корректирующие меры, не предполагающих затрат, недоступны, а ограничение связано с запланированной недоступностью соответствующих активов, это ограничение представляет собой несовместимость с планированием вывода из эксплуатации, и ОПС должен инициировать координацию вывода из эксплуатации в соответствии с разделом 5 или 10 главы II Книги III Части третьей в зависимости от времени года, когда эта мера инициирована.

Раздел 3

Анализ надёжности функционирования на сутки вперед, внутри

суток и в режиме, близком к реальному времени

260. ОПС должен проводить анализ эксплуатационной безопасности на сутки вперед, внутри суток и в режиме, близком к реальному времени, для выявления возможных ограничений, а также подготовки и реализации, корректирующих мер совместно с соответствующими операторами передающих систем и, при необходимости, с затронутыми ОРС или ЗПС.

261. ОПС должен отслеживать прогнозы нагрузки и генерации. Если эти прогнозы указывают на существенное отклонение нагрузки или генерации, ОПС должен обновить свой анализ надёжности функционирования.

262. При проведении анализа надёжности функционирования в режиме, близком к реальному времени, в своей зоне наблюдения ОПС должен использовать оценку состояния.

Раздел 4

Методология координации анализа надёжности функционирования

263. ОПС применяет методологию для координации анализа надёжности функционирования, предусмотренную в п.19.3.

Раздел 5

Предложения по региональной координации надёжности функционирования

264. ОПС и операторы передающих систем в пределах области расчета мощностей должны совместно разработать предложение по общим распоряжениям региональной координации надёжности функционирования, которое будет применяться региональным координационным центром и операторами передающих систем региона расчета мощностей. Предложение должно соответствовать методологии координации анализа надёжности функционирования, разработанной в соответствии с п.263, и при необходимости дополнять методологии, предусмотренные в разделе 1 главы 3 Книги II и раздела 1 главы II Книги III Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками. Предложение должно устанавливать:

264.1. условия и периодичность внутрисуточной координации анализа надёжности функционирования и обновлений общей модели сети региональным координационным центром;

264.2. методологию подготовки корректирующих мер, управляемую скоординированным образом, с учетом их трансграничной значимости, как определено в разделе 1 главы 3 Книги II Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками, с учетом требований, предусмотренных в разделах 3 - 6 главы I Книги I Части второй, и определяющую как минимум:

264.2.1. порядок обмена информацией о доступных корректирующих мерах между соответствующими операторами передающих систем и региональным координационным центром;

264.2.2. классификацию ограничений и корректирующих мер в соответствии с разделом 5 главы I Книги I Части второй;

264.2.3. определение наиболее эффективных и экономически целесообразных корректирующих мер в случае нарушений надёжности функционирования, предусмотренных разделом 5 главы I Книги I Части второй;

264.2.4. подготовку и реализацию корректирующих мер в соответствии с п.75;

264.2.5. распределение затрат на корректирующие меры, предусмотренные в разделе 5 главы I Книги I Части второй, дополняя при необходимости общую методологию распределения затрат для редиспетчеризации и встречной торговли, предусмотренную в разделе 1 главы II Книги III Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками. В качестве общего принципа, расходы, связанные с соответствующей перегрузкой на уровне, не являющемся трансграничным, несет оператор передающей системы, ответственный за соответствующую зону контроля, а расходы, связанные с соответствующей перегрузкой на трансграничном уровне, несут операторы передающих систем, ответственные за зоны контроля, пропорционально усугубляющему эффекту обмена электроэнергией между зонами контроля через перегруженный элемент сети.

265. При определении того, имеет ли перегрузка трансграничное значение, ОПС и операторы передающих систем области расчета мощностей должны учитывать перегрузку, которая возникла бы при отсутствии обменов энергией между зонами контроля.

Раздел 6

Региональная координация надёжности функционирования

266. ОПС должен предоставлять региональному координационному центру всю информацию и данные, необходимые для проведения скоординированной региональной оценки надёжности функционирования, включая как минимум:

266.1. обновленный список непредвиденных обстоятельств, составленный в соответствии с критериями, определенными в методологии координации анализа надёжности функционирования, предусмотренной в п.263;

266.2. обновленный список возможных корректирующих мер среди категорий, перечисленных в разделе 5 главы I Книги I Части второй, и их ожидаемые затраты, предусмотренные в соответствии с методологией распределения затрат на редиспетчеризацию и встречную торговлю, предусмотренную в разделе 1 главы 3 Книги II Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками, если корректирующая мера предполагает редиспетчеризацию или встречную торговлю, призванные способствовать устранению выявленных ограничений в области;

266.3. пределы эксплуатационной безопасности, установленные в соответствии с разделом 8 главы I Книги I Части второй.

267. В соответствии с нормативно-правой базой Энергетического сообщества региональный координационный центр должен выполнять следующие обязанности:

267.1. проводить скоординированную оценку региональной надёжности функционирования на региональном уровне в соответствии с разделом 5 настоящей Книги на основе общей модели сети, установленной в соответствии с разделом 7 настоящей Книги, списка непредвиденных обстоятельств и пределов надёжности функционирования, предоставленных каждым оператором передающей системы в соответствии с п.266. Он должен представить результаты скоординированной региональной оценки надёжности функционирования как минимум всех операторов передающих систем области расчета мощности. В случае выявления ограничений он должен рекомендовать соответствующим операторам наиболее эффективные и экономически целесообразные корректирующие меры, а также может рекомендовать корректирующие меры, отличные от предусмотренных операторами передающих систем. Рекомендации по корректирующим мерам должны сопровождаться пояснениями их обоснования;

267.2. координировать подготовку корректирующих мер с операторами передающих систем и между ними в соответствии с пп.264.2, чтобы операторы передающих систем могли скоординировано инициировать корректирующие меры в режиме реального времени.

268. При проведении скоординированной оценки надёжности функционирования на региональном уровне и выявлении соответствующих корректирующих мер каждый региональный координационный центр должен координировать свои действия с другими региональными координационными центрами.

269. Получив от соответствующего регионального координационного центра результаты скоординированной оценки надёжности функционирования на региональном уровне с предложением корректирующей меры, ОПС должен оценить рекомендуемую корректирующую меру для элементов, участвующих в соответствующей корректирующей мере и расположенных в его зоне контроля. При этом ОПС должен применять принципы, изложенные в разделе 3 главы I Книги I Части второй. ОПС должен принять решение о применении рекомендуемых корректирующих мер.

270. В случае отказа от применения рекомендуемых корректирующих мер, он должен предоставить разъяснения по этому решению региональному координационному центру.

271. В случае принятия ОПС решения о применении рекомендуемых корректирующих мер, он должен применить эти меры к элементам, расположенным в его зоне контроля, при условии их совместимости в режиме реального времени.

Раздел 7

Построение общей модели сети

272. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества региональный координационный центр проверяет качество отдельных моделей сети, чтобы помочь построить общую модель сети для каждого указанного временного интервала с соблюдением методологий, предусмотренных в пунктах 239 и 246.

273. ОПС должен предоставлять своему региональному координационному центру индивидуальную модель сети, необходимую для построения общей модели сети для каждого периода времени, через среду данных оперативного планирования ENTSO-E.

274. При необходимости, в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества региональный координационный центр запрашивать у соответствующего ОПС скорректировать свою индивидуальную модель сети для обеспечения ее соответствия требованиям контроля качества и ее улучшения.

275. ОПС должен корректировать свою индивидуальную модель сети после проверки необходимости корректировки, если применимо, на основании запросов регионального координационного центра или другого оператора соответствующей передающей системы.

276. В соответствии с методологиями, предусмотренными в пунктах 239 и 246, а также в соответствии с разделом 14 главы I Книги II Руководства по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками, ОПС и другие операторы соответствующих передающих систем должны назначить региональный координационный центр для построения общей модели сети для каждого временного интервала и ее хранения в среде данных оперативного планирования ENTSO-E.

Раздел 8

Региональная координация вывода из эксплуатации

277. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, количество координационных регионов выводов из эксплуатации, в пределах которых операторы передающих систем участвуют в координации выводов из эксплуатации, должно быть как минимум равно числу регионов расчета мощностей.

278. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, операторы передающих систем в двух или более регионов координации выводов из эксплуатации могут договориться об их объединении в один единый регион координации выводов из эксплуатации. В этом случае они должны определить региональный координационный центр для выполнения соответствующих обязанностей.

279. ОПС должен предоставлять региональному координационному центру информацию, необходимую для выявления и устранения несовместимости между регионами с точки зрения планирования выводов из эксплуатации, включая как минимум:

279.1. планы доступности соответствующих внутренних активов, хранящихся в среде данных оперативного планирования ENTSO-E;

279.2. самые последние планы доступности всех нерелевантных активов своей зоны контроля, которые:

279.2.1. способны повлиять на результаты анализа несовместимости в плане выводов из эксплуатации;

279.2.2. смоделированы в индивидуальных моделях сети, используемых для оценки несовместимости в плане выводов из эксплуатации;

279.3. сценарии, в которых несоответствия при планировании выводов из эксплуатации должна быть проанализирована и использована при разработке соответствующих общих моделей сети, полученных из общих моделей сети для различных временных интервалов, установленных в соответствии с разделом 4 Книги I Части третьей и разделом 7 Книги II Части третьей.

280. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, региональный координационный центр должен проводить региональный анализ надёжности функционирования на основе информации, предоставленной ОПС и соответствующими операторами передающих систем с целью выявления любых несоответствий в планировании выводов из эксплуатации. Региональный координационный центр должен предоставлять ОПС и другим операторам передающих систем в регионах координации выводов из эксплуатации список выявленных несоответствий в планировании выводов из эксплуатации и предлагаемые им решения для их устранения.

281. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, при выполнении обязательств, возложенных на него в соответствии с п.280, каждый региональный координационный центр должен координировать свои анализы с другими региональными координационными центрами.

282. При выполнении своих обязательств в соответствии с п.341 и пп.351.2, ОПС и другие операторы соответствующих передающих систем должны учитывать результаты оценки, проведенной региональным координационным центром в соответствии с пунктами 279 и 280.

Раздел 9

Оценка региональной адекватности

283. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, каждый региональный координационный центр должен проводить оценку региональной адекватности как минимум на неделю вперед.

284. ОПС должен предоставлять региональному координационному центру информацию, необходимую для проведения оценки региональной адекватности, предусмотренной в п.283, включая:

284.1. ожидаемый общий уровень потребления и доступные ресурсы диспетчируемого потребления;

284.2. доступность модулей генерации;

284.3. пределы надёжности функционирования.

285. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, каждый региональный координационный центр должен проводить оценку адекватности на основе информации, предоставленной операторами соответствующих передающих систем, с целью выявления ситуаций, в которых ожидается отсутствие адекватности в любой из зон контроля или на региональном уровне, с учетом возможных трансграничных обменов и пределов надёжности функционирования. Каждый региональный координационный центр должен предоставлять результаты, а также меры, которые он предлагает для снижения рисков для операторов передающих систем в области расчета мощностей. Эти меры должны включать предложения по корректирующим мерам, позволяющим увеличить объем трансграничных обменов.

286. При проведении региональной оценки адекватности каждый региональный координационный центр должен координировать свои действия с другими региональными координационными центрами.

КНИГА III

КООРДИНАЦИЯ ВЫВОДОВ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Глава I

РЕГИОНЫ КООРДИНАЦИИ ВЫВОДОВ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ,

СООТВЕТСТВУЮЩИЕ АКТИВЫ

Раздел 1

Цель координации выводов из эксплуатации

287. ОПС, при поддержке регионального координационного центра для ситуаций, предусмотренных в настоящих Руководствах по электросетям, осуществляет координацию вывода из эксплуатации в соответствии с принципами, установленными в настоящем Книги, с целью мониторинга состояния готовности соответствующих активов и координирует планы готовности для обеспечения надёжности функционирования передающей системы.

Раздел 2

Региональная координация

288. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем области координации выводов из эксплуатации, должны разработать региональную координационную операционную процедуру, направленную на установление эксплуатационных аспектов осуществления координации выводов из эксплуатации в каждой области, которая включает:

288.1. частоту, объем и тип координации, как минимум, на год вперед и на неделю вперед;

288.2. положения, касающиеся оценок, проводимых региональным координационным центром в соответствии с разделом 8 Книги II Части третьей;

288.3. практические способы проверки планов доступности соответствующего сетевого элемента на год вперед, как это предусмотрено в разделе 8 главы II настоящей Книги.

289. ОПС должен участвовать в координации выводов из эксплуатации в областях координации выводов из эксплуатации и применять оперативные процедуры региональной координации, установленные в соответствии с п.288.

290. В случае возникновения несовместимости в планировании между различными областями координации выводов из эксплуатации, ОПС, другие операторы соответствующих передающих систем и региональные координационные центры в этих областях должны координировать свои действия для устранения этих несовместимостей при планировании выводов из эксплуатации.

291. ОПС предоставляет другим операторам передающих систем в том же регионе координации выводов из эксплуатации всю соответствующую информацию, имеющуюся в его распоряжении, об инфраструктурных проектах, связанных с передающей системой, распределительными системами, закрытыми распределительными системами, модулями генерации или местами потребления, которые могут повлиять на работу зоны контроля другого оператора передающей системы в области координации выводов из эксплуатации.

292. ОПС предоставляет ОРС, подключенным к передающей системе и расположенным в пределах его зоны контроля, всю имеющуюся в его распоряжении соответствующую информацию относительно инфраструктурных проектов, связанных с передающей системой, которые могут оказать влияние на работу распределительной системы этих ОРС.

293. ОПС предоставляет операторам закрытых распределительных систем (далее – ОЗРС), подключенным к передающей системе и расположенным в пределах его зоны контроля, всю имеющуюся в его распоряжении соответствующую информацию относительно инфраструктурных проектов, связанных с передающей системой, которые могут оказать влияние на работу закрытой распределительной системы этих ОЗРС.

Раздел 3

Методология оценки релевантности активов для координации выводов из эксплуатации

294. ОПС должен применять методологию оценки релевантности активов для координации выводов из эксплуатации, которая служит для оценки значимости для координации вывода из эксплуатации модулей генерации, мест потребления и сетевых элементов передающей системе или распределительной системы, включая закрытую распределительную систему.

Раздел 4

Список соответствующих модулей генерации и соответствующих мест потребления

295. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем каждого региона координации выводов из эксплуатации, должны оценить соответствие модулей генерации и мест потребления для координации выводов из эксплуатации на основе методологии оценки значимости активов для координации выводов из эксплуатации, предусмотренной в п.294 и установить единый список соответствующих модулей генерации и соответствующих мест потребления для каждого региона координации выводов из эксплуатации.

296. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем региона координации выводов из эксплуатации, должны объединить в среде данных оперативного планирования ENTSO-E список соответствующих модулей генерации и соответствующих мест потребления соответствующего региона координации выводов из эксплуатации.

297. ОПС должен уведомить НАРЭ о списке соответствующих модулей генерации и мест потребления, имеющих отношение к региону координации выводов из эксплуатации, в которой он участвует.

298. Для каждого соответствующего внутреннего актива, который является модулем генерации или местом потребления, ОПС должен:

298.1. информировать владельца соответствующего модуля генерации или соответствующего места потребления о его включении в список;

298.2. информировать ОРС о соответствующих модулях генерации и соответствующих местах потребления, которые подключены к их распределительной системе;

298.3. информировать ОЗРС о соответствующих модулях генерации и соответствующих местах потребления, которые подключены к их закрытой распределительной системе;

Раздел 5

Обновление списка соответствующих модулей генерации

и соответствующих мест потребления

299. До 1 июля каждого календарного года ОПС, совместно с другими операторами передающих систем области координации выводов из эксплуатации, должны пересмотреть соответствие модулей генерации и мест потребления для координации выводов из эксплуатации на основе методологии оценки актуальности активов для координации выводов из эксплуатации, предусмотренной в п.294.

300. При необходимости, ОПС, совместно с другими операторами передающих систем региона координации выводов из эксплуатации, должны принять решение об обновлении списка соответствующих модулей генерации и соответствующих мест потребления в соответствующем регионе координации выводов из эксплуатации до 1 августа каждого календарного года.

301. ОПС и другие операторы передающих систем региона координации выводов из эксплуатации, должны предоставить в среде данных оперативного планирования ENTSO-E обновленный список для соответствующего региона координации выводов из эксплуатации.

302. ОПС должен информировать стороны, указанные в п.298, о содержании обновленного списка.

Раздел 6

Список соответствующих элементов сети

303. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем региона координации выводов из эксплуатации, должны оценить, исходя из методологии, изложенной в п.294, актуальность для координации выводов из эксплуатации сетевых элементов передающей системы или распределительной системы, включая закрытую распределительную систему, и установить единый список с соответствующими элементами сети для каждого региона координации выводов из эксплуатации.

304. Список соответствующих элементов сети области координации выводов из эксплуатации должен содержать все элементы сети передающей системы или распределительной системы, включая закрытую распределительную систему, расположенную в этом регионе координации выводов из эксплуатации, которые определены как соответствующие путем применения методологии оценки значимости активов для координации выводов из эксплуатации, предусмотренной в п.294.

305. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем области координации выводов из эксплуатации, должны совместно составить список соответствующих сетевых элементов, доступных в среде данных оперативного планирования ENTSO-E.

306. ОПС должен уведомить НАРЭ о списке соответствующих элементов сети для каждого региона координации выводов из эксплуатации, в котором он участвует.

307. Для каждого соответствующего внутреннего актива, который является элементом сети, ОПС должен:

307.1. информировать владельца соответствующего элемента сети о его включении в список;

307.2. информировать ОРС о соответствующих элементах сети, подключенных к их распределительной системе;

307.3. информировать ОЗРС о соответствующих элементах сети, подключенных к их закрытой распределительной системе;

Раздел 7

Обновление списка соответствующих элементов сети

308. До 1 июля каждого календарного года ОПС, совместно с другими операторами передающих систем региона координации выводов из эксплуатации, должны совместно пересмотреть на основе методологии оценки значимости активов для координации выводов из эксплуатации, предусмотренной п.294, актуальность для координации выводов из эксплуатации сетевых элементов передающей системы или распределительной системы, включая закрытую распределительную систему.

309. Где применимо, ОПС, совместно с другими операторами передающих систем области координации выводов из эксплуатации, должны принять решение об обновлении списка соответствующих элементов сети соответствующей области координации выводов из эксплуатации до 1 августа каждого календарного года.

310. ОПС и другие операторы передающих систем региона координации выводов из эксплуатации, должны предоставить обновленный список в среде данных оперативного планирования ENTSO-E.

311. ОПС должен информировать стороны, указанные в п.298, о содержании обновленного списка.

Раздел 8

Назначение агентов по планированию выводов из эксплуатации

312. ОПС должен действовать в качестве агента по планированию выводов из эксплуатации для каждого соответствующего элемента сети, которым он управляет.

313. Для всех других соответствующих активов владелец должен назначить агента по планированию выводов из эксплуатации или действовать в качестве такового и уведомить своего ОПС о таком назначении.

Раздел 9

Обработка соответствующих активов, расположенных в распределительной

системе или в закрытой распределительной системе

314. ОПС должен координировать с ОРС планирование выводов из эксплуатации внутренних соответствующих активов, подключенных к своей распределительной системе.

315. ОПС должен координировать с ОЗРС планирование выводов из эксплуатации внутренних соответствующих активов, подключенных к своей закрытой распределительной системе.

Глава II

РАЗРАБОТКА И ОБНОВЛЕНИЕ ПЛАНОВ ДОСТУПНОСТИ

СООТВЕТСТВУЮЩИХ АКТИВОВ

Раздел 1

Изменения сроков координации выводов из эксплуатации на год вперед

316. ОПС и другие операторы передающих систем в пределах синхронной зоны могут совместно договориться о принятии и реализации сроков координации выводов из эксплуатации на год вперед, отличающихся от сроков, определенных в разделах 4, 7 и 9 настоящей главы, при условии, что что это не повлияет на координацию выводов из эксплуатации в других синхронных зонах.

Раздел 2

Общие положения о планах доступности

317. Статус доступности соответствующего актива может быть одним из следующих:

317.1. "доступен", когда соответствующий актив способен и готов к предоставлению услуг независимо от того, находится ли он в эксплуатации;

317.2. "недоступен", когда соответствующий актив не способен или не готов к предоставлению услуг;

317.3. "в режиме тестирования", когда проверяется способность соответствующего актива предоставлять услуги.

318. Статус "в режиме тестирования" применяется только в случае потенциального воздействия на передающую систему и в течение следующих периодов времени:

318.1. между первым подключением и окончательным вводом в эксплуатацию соответствующего актива;

318.2. непосредственно после технического обслуживания соответствующего актива.

319. Планы доступности должны содержать как минимум следующую информацию:

319.1. причину статуса "недоступен" соответствующего актива;

319.2. если такие условия выявлены, условия, которые должны быть выполнены до применения статуса "недоступен" соответствующего актива в режиме реального времени;

319.3. время, необходимое для восстановления работоспособности соответствующего актива, когда это необходимо для поддержания надёжности функционирования.

320. Статус доступности для каждого соответствующего актива в годовом периоде должен предоставляться с суточной детализацией.

321. При представлении ОПС программ генерации и потребления в соответствии с разделом 2 Книги VI Части третьей, временное разрешение статусов доступности должно соответствовать этим программам.

Раздел 3

Долгосрочные ориентировочные планы доступности

322. За два года до начала любой координации выводов из эксплуатации на год вперед, ОПС должен оценить соответствующие ориентировочные планы доступности для соответствующих внутренних активов, предоставляемые агентами по планированию выводов из эксплуатации в соответствии с постановлением НАРЭ № 299/2017 о представлении ENTSO-E информации о рынке электрической энергии Республики Молдова и ее опубликовании, а также представить предварительные замечания, включая любые несоответствия в планировании выводов из эксплуатации, всем затронутым агентами по планированию выводов из эксплуатации.

323. ОПС должен ежегодно проводить оценку ориентировочных планов доступности соответствующих внутренних активов, указанных в п.322, до начала периода координации выводов из эксплуатации на год вперед.

Раздел 4

Предоставление предложений по плану доступности на год вперед

324. До 1 августа каждого календарного года агент по планированию выводов из эксплуатации, за исключением ОПС, участвующего в регионе координации выводов из эксплуатации, ОРС или ОЗРС, должен представить ОПС, участвующему в регионе координации выводов из эксплуатации, и, при необходимости, ОРС или ОЗРС, план доступности, охватывающий следующий календарный год для каждого из его соответствующих активов.

325. ОПС должен стремиться рассматривать запросы на внесение изменений в план доступности по мере их получения. Если это невозможно, ОПС должен рассматривать запросы на внесение изменений в план доступности после завершения координации выводов из эксплуатации на год вперед.

326. ОПС должен рассматривать запросы на внесение изменений в план доступности после завершения координации выводов из эксплуатации на год вперед:

326.1. в порядке поступления запросов на внесение изменений;

326.2. с применением процедуры, установленной в соответствии с разделом 10 настоящей главы.

Раздел 5

Координация на год вперед состояния доступности соответствующих активов, для

которых агент по планированию выводов из эксплуатации не является ОПС,

участвующим в регионе координации выводов из эксплуатации,

а также ОРС или ОЗРС

327. ОПС должен оценить на год вперед, возникают ли несоответствия в планах доступности, полученных в соответствии с разделом 4 настоящей главы, возникают несовместимости при планировании выводов из эксплуатации.

328. При обнаружении несоответствий в планировании выводов из эксплуатации, ОПС должен реализовать следующую процедуру:

328.1. информировать каждого затронутого агента по планированию выводов из эксплуатации об условиях, которые он должен выполнить для устранения выявленных несоответствий в планировании выводов из эксплуатации;

328.2. может потребовать, от одного или нескольких агентов по планированию выводов из эксплуатации представить альтернативный план доступности, соответствующий условиям, указанным в пп.328.1;

328.3. повторить оценку в соответствии с п.327, чтобы установить, сохраняется ли какая-либо несовместимость при планировании вывода из эксплуатации.

329. По запросу ОПС в соответствии с пп.328.2, если агент по планированию выводов из эксплуатации не представит альтернативный план доступности, направленный на устранение всех несовместимостей при планировании выводов из эксплуатации, ОПС должен разработать альтернативный план доступности, который должен:

329.1. учитывать воздействие, о котором сообщили затронутые агенты по планированию выводов из эксплуатации, а также ОРС или ОЗРС, где это применимо;

329.2. ограничивать изменения в альтернативном плане доступности тем, что строго необходимо для устранения несоответствий, связанных с планированием выводов из эксплуатации;

329.3. уведомить НАРЭ и, если применимо, затронутые ОРС, ОЗРС, а также затронутых агентов по планированию выводов из эксплуатации об альтернативном плане доступности, включая причины его разработки, а также о воздействии, о котором сообщили затронутые агенты по планированию выводов из эксплуатации и, где это применимо, ОРС или ОЗРС.

Раздел 6

Координация на год вперед состояния доступности соответствующих активов,

для которых агент по планированию выводов из эксплуатации является

ОПС, участвующим в области координации выводов

из эксплуатации, ОРС или ОЗРС

330. ОПС должен планировать статус доступности соответствующих элементов сети, которые соединяют различные зоны контроля, для которых он выступает в качестве агента по планированию выводов из эксплуатации в координации с операторами передающих систем в том же регионе координации выводов из эксплуатации.

331. ОПС, ОРС и ОЗРС должны планировать статус доступности соответствующих элементов сети, в отношении которых они выполняют обязанности агента по планированию выводов из эксплуатации и которые не соединяют различные зоны контроля, используя в качестве основы планы доступности, разработанные в соответствии с п.330.

332. При установлении статуса доступности соответствующих элементов сети в соответствии с пунктами 330 и 331, ОПС, ОРС и ОЗРС должны:

332.1. минимизировать воздействие на рынок, сохраняя при этом надёжность функционирования;

332.2. использовать в качестве основы планы доступности, представленные и разработанные в соответствии с разделом 4 настоящей главы.

333. При обнаружении несовместимости при планировании выводов из эксплуатации, ОПС имеет право предложить изменение планов доступности соответствующих внутренних активов, в отношении которых агент по планированию выводов из эксплуатации не является ни ОПС, участвующим в области координации выводов из эксплуатации, ни ОРС и ни ОЗРС, и должен определить решение совместно с агентом по планированию выводов из эксплуатации, ОРС и ОЗРС, используя имеющиеся в его распоряжении средства.

334. В случае, если статус "недоступен" соответствующего элемента сети не был запланирован после принятия мер, указанных в п.333, и отсутствие такого планирования может поставить под угрозу надёжность функционирования, ОПС должен:

334.1. принять необходимые меры для планирования статус "недоступен" с обеспечением надёжности функционирования, учитывая последствия, о которых ОПС сообщили затронутые агенты по планированию выводов из эксплуатации;

334.2. уведомить о мерах, предусмотренных в пп.334.1, все затронутые стороны;

334.3. уведомить НАРЭ и, если применимо, затронутые ОРС, ОЗРС, а также затронутых агентов по планированию выводов из эксплуатации о принятых мерах, включая обоснование таких мер, и о воздействии, о котором сообщили затронутые агенты по планированию выводов из эксплуатации и, где это применимо, ОРС или ОЗРС.

335. ОПС должен предоставить в среде данных оперативного планирования ENTSO-E всю имеющуюся в его распоряжении информацию о проблемах, связанных с сетью, которые необходимо решить, и корректирующих мерах, которые необходимо подготовить и активировать до перевода соответствующего элемента сети в статус "недоступен" или "в режиме тестирования".

Раздел 7

Предоставление предварительных планов доступности на год вперед

336. До 1 ноября каждого календарного года ОПС должен предоставить всем другим операторам передающих систем в среде данных оперативного планирования ENTSO-E предварительные планы доступности на следующий календарный год для всех соответствующих внутренних активов.

337. До 1 ноября каждого календарного года для каждого соответствующего внутреннего актива, расположенного в распределительной системе ОПС должен предоставить ОРС предварительный доступности на год вперед.

338. До 1 ноября каждого календарного года для каждого соответствующего внутреннего актива в рамках закрытой распределительной системы ОПС должен предоставить ОЗРС предварительный план доступности на год вперед.

Раздел 8

Подтверждение планов доступности на год вперед

в зонах координации выводов из эксплуатации

339. ОПС должен проанализировать, возникает ли несовместимость в планировании выводов из эксплуатации с учетом всех предварительных планов доступности на год вперед.

340. В отсутствие несовместимости при планировании выводов из эксплуатации, ОПС, совместно с другими операторами передающих систем области координации выводов из эксплуатации, подтверждают планы доступности на год вперед для всех соответствующих активов соответствующей области координации выводов из эксплуатации.

341. В случае обнаружения несовместимости при планировании выводов из эксплуатации, ОПС, совместно с операторами задействованных передающих систем региона (регионов) координации выводов из эксплуатации, должны определить решение в координации с соответствующими агентами по планированию выводов из эксплуатации, ОРС и ОЗРС, с использованием имеющихся в их распоряжении средств и с учетом, насколько это возможно планы доступности, представленные агентами по планированию выводов из эксплуатации, которые не являются ни ОПС, участвующими в области координации выводов из эксплуатации, ни ОРС, ни ОЗРС, и разработанные в соответствии с разделами 5-6 настоящей главы. В случае выявления решения, ОПС, совместно с операторами передающих систем соответствующей региона (регионов) координации выводов из эксплуатации, должны обновить и подтвердить планы доступности на предстоящий год вперед для всех соответствующих активов.

342. В случае отсутствия решения для несовместимости с планированием выводов из эксплуатации, ОПС, при условии утверждения НАРЭ, обязан:

342.1. принудительно перевести все статусы "доступен" все статусы "недоступен" или "в режиме тестирования" для соответствующих активов, вовлеченных в несовместимость с планированием вывода из эксплуатации в течение соответствующего периода;

342.2. уведомить НАРЭ и, если применимо, затронутые ОРС, ОЗРС, а также затронутых агентов по планированию выводов из эксплуатации о принятых мерах, включая обоснование таких мер, и о воздействии, о котором сообщили затронутые ответственные за планирование выводов из эксплуатации и, где это применимо, ОРС или ОЗРС.

343. ОПС и другие операторы передающих систем соответствующего региона координации выводов из эксплуатации, должны обновить и, соответственно, подтвердить планы доступности на год вперед для всех соответствующих активов.

Раздел 9

Окончательные планы доступности на год вперед

344. До 1 декабря каждого календарного года ОПС должен:

344.1. завершить координацию выводов из эксплуатации на год вперед соответствующих внутренних активов;

344.2. завершить планы доступности на год вперед соответствующих внутренних активов и сохранить их в среде данных оперативного планирования ENTSO-E.

345. До 1 декабря каждого календарного года ОПС должен предоставить своему агенту по планированию выводов из эксплуатации свой окончательный план доступности на год вперед для каждого соответствующего внутреннего актива.

346. До 1 декабря каждого календарного года ОПС должен предоставить соответствующему ОРС свой окончательный план доступности на год вперед для каждого соответствующего внутреннего актива, расположенного в распределительной системе.

347. До 1 декабря каждого календарного года ОПС должен предоставить соответствующему ОЗРС свой окончательный план доступности на год вперед для каждого соответствующего внутреннего актива, расположенного в закрытой распределительной системе.

Раздел 10

Обновление окончательных планов доступности на год вперед

348. Агент по планированию выводов из эксплуатации должен иметь возможность запустить процедуру изменения окончательного доступности на год вперед, в период между завершением координации выводов из эксплуатации на год вперед и его выполнением в режиме реального времени.

349. Агент по планированию выводов из эксплуатации, не являющийся оператором передающей системы, участвующим в регионе координации выводов из эксплуатации, должен иметь возможность подать ОПС запрос на внесение изменений в окончательный план доступности на год вперед для соответствующих активов, находящихся под его ответственностью.

350. В случае запроса на внесение изменений в соответствии с п.349, применяется следующая процедура:

350.1. принимающий оператор передающей системы должен подтвердить запрос и оценить в кратчайшие сроки, приведет ли изменение к несовместимости в планировании выводов из эксплуатации;

350.2. в случае выявления несовместимости при планировании выводов из эксплуатации операторы передающих систем, задействованных в регионе координации выводов из эксплуатации, совместно определяют решение в координации с соответствующими агентами по планированию выводов из эксплуатации и, при необходимости, с ОРС и ОЗРС, используя имеющиеся в их распоряжении средства;

350.3. в случае отсутствия несовместимости при планировании выводов из эксплуатации или, если не сохраняется несовместимость при планировании выводов из эксплуатации, принимающий оператор передающей системы должен подтвердить запрошенное изменение и, соответственно, информировать все затронутые стороны, и обновить окончательный план доступности на год вперед в среде данных оперативного планирования ENTSO-E;

350.4. в случае отсутствия решения проблемы несовместимости при планировании выводов из эксплуатации, оператор передающей системы должен отклонить запрошенное изменение.

351. Если оператор передающей системы, участвующий в регионе координации выводов из эксплуатации, намерен внести изменения в окончательный план доступности на год вперед соответствующего актива, для которого он выступает в качестве агента по планированию выводов из эксплуатации, он должен инициировать следующую процедуру:

351.1. запрашивающий оператор передающей системы должен подготовить предложение о внесении изменений в доступности на год вперед, включая оценку того, может ли это привести к несовместимости при планировании выводов из эксплуатации, и представить свое предложение всем другим операторам передающих систем своего региона (регионов) координации выводов из эксплуатации;

351.2. в случае установления несовместимости при планировании выводов из эксплуатации операторы передающих систем, задействованных в регионе координации выводов из эксплуатации, определяют решение в координации с соответствующими агентами по планированию выводов из эксплуатации и, при необходимости, с ОРС и ОЗРС, используя имеющиеся в их распоряжении средства;

351.3. если несоответствий в планировании выводов из эксплуатации не выявлено или найдено решение проблемы несоответствий в планировании выводов из эксплуатации, операторы передающих систем, участвующие в регионе координации выводов из эксплуатации, должны подтвердить запрошенное изменение и, соответственно, информировать все затронутые стороны, и обновить окончательный план доступности на год вперед в среде данных оперативного планирования ENTSO-E;

351.4. если при планировании выводов из эксплуатации не определено никакого решения по несоответствиям в планировании выводов из эксплуатации, запрашивающей оператор передающей системы должен аннулировать процедуру внесения изменений.

Глава III

ВЫПОЛНЕНИЕ ПЛАНОВ ДОСТУПНОСТИ

Раздел 1

Управление статусом "в режиме тестирования" соответствующих активов

352. За месяц до включения статуса "в режиме тестирования", агент по планированию выводов из эксплуатации соответствующего актива, статус доступности которого был объявлен как "в режиме тестирования", должен предоставить ОПС и, если он подключен к распределительной системе, включая закрытую распределительную систему, – ОРС или ОЗРС, следующую информацию:

352.1. подробный план тестирования;

352.2. ориентировочный график производства или потребления, если рассматриваемый актив является соответствующим модулем генерации или соответствующим местом потребления;

352.3. изменения в топологии передающей системы или распределительной системы, где рассматриваемый актив является соответствующим элементом сети.

353. Агент по планированию выводов из эксплуатации должен обновлять информацию, указанную в п.352, как только она претерпевает какие-либо изменения.

354. ОПС соответствующего актива, статус доступности которого был объявлен как "в режиме тестирования", должен предоставлять информацию, полученную в соответствии с п.352 всем остальным операторам передающих систем в своей области (областях) координирования выводов из эксплуатации, по их запросу.

355. Если соответствующий актив указанный в п.352, является соответствующим элементом сети, соединяющим две или более зоны контроля, ОПС и операторы передающих систем в пределах соответствующих зон контроля должны согласовать информацию, предоставляемую в соответствии с п.352.

Раздел 2

Процедура обработки принудительных выводов из эксплуатации

356. ОПС должен разработать процедуру на случай, когда вынужденный вывод из эксплуатации может поставить под угрозу его надёжность функционирования. Эта процедура должна позволять ОПС обеспечить возможность изменения статуса других соответствующих активов в его зоне контроля на "недоступен" или, соответственно, "доступен".

357. ОПС должен следовать процедуре, указанной в п.356, только в случае отсутствия соглашения с агентами по планированию выводов из эксплуатации относительно решений в случае вынужденных выводов из эксплуатации. ОПС должен уведомить об этом НАРЭ.

358. При инициировании процедуры ОПС должен, насколько это возможно, учитывать технические ограничения соответствующих активов.

359. Агент по планированию выводов из эксплуатации должен уведомить, о принудительном выводе из эксплуатации одного или нескольких своих соответствующих активов, ОПС и, если он подключен к распределительной системе или закрытой распределительной системе, – ОРС или ОЗРС, как можно скорее после начала принудительного вывода из эксплуатации.

360. При уведомлении о принудительном выводе из эксплуатации агент по планированию выводов из эксплуатации должен предоставить следующую информацию:

360.1. причина принудительного вывода из эксплуатации;

360.2. ожидаемая продолжительность принудительного вывода из эксплуатации;

360.3. при необходимости, влияние принудительного вывода из эксплуатации на состояние доступности других соответствующих активов, для которых он является агентом по планированию выводов из эксплуатации.

361. Если он обнаружит, что один или несколько принудительных выводов из эксплуатации, предусмотренных в п.356, может вывести его передающую систему из нормального функционального состояния, ОПС должен информировать затронутого агента(ов) по планированию выводов из эксплуатации о сроке, в течение которого надёжность функционирования больше не может поддерживаться, если только их соответствующие активы, находящиеся в вынужденном отключении, не вернутся в статус "доступен". Агенты по планированию выводов из эксплуатации должны сообщить ОПС о своей способности соблюдать этот срок и предоставить обоснованные обоснования в случае невозможности соблюдения этого срока.

362. После внесения любых изменений в план доступности, вызванных принудительными выводами из эксплуатации, ОПС должен обновить среду данных оперативного планирования ENTSO-E, внеся в нее самую актуальную информацию, в соответствии со сроками, установленными в постановлении НАРЭ № 299/2017 о представлении ENTSO-E информации о рынке электрической энергии Республики Молдова и ее опубликовании.

Раздел 3

Выполнение планов доступности в режиме реального времени

363. Каждый владелец электрогенерирующей установки должен убедиться, что все модули генерации, которыми он владеет и которые объявлены в статусе "доступен", готовы к производству электроэнергии в соответствии с заявленными техническими возможностями, когда это необходимо для поддержания надёжность функционирования, за исключением случаев принудительного вывода из эксплуатации.

364. Каждый владелец электрогенерирующей установки должен убедиться, что ни один модуль генерации, которым он владеет и который объявлен в статусе "недоступен", не производит электроэнергию.

365. Каждый владелец места потребления должен убедиться, что ни одно место потребления, которым он владеет и которое объявлено в статусе "недоступен", не потребляет электроэнергию.

366. Каждый владелец соответствующего элемента сети должен убедиться, что все соответствующие элементы сети, которыми он владеет и которые объявлены в статусе "доступен", готовы к передаче электроэнергии в соответствии с заявленными техническими возможностями, когда это необходимо для поддержания надёжность функционирования, за исключением случаев принудительного вывода из эксплуатации.

367. Каждый владелец соответствующего элемента сети должен убедиться, что все соответствующие элементы сети, которыми он владеет и которые объявлены в статусе "недоступен", не передают электроэнергию.

368. Если к выполнению статуса "недоступен" или "в режиме тестирования" соответствующего элемента сети в соответствии с п.335, применяются определенные условия, связанные с сетью, соответствующий ОПС, ОРС или ОЗРС должны оценить выполнение этих условий до выполнения этого статуса. Если эти условия не выполнены, соответствующий ОПС, ОРС или ОЗРС должны передать владельцу соответствующего элемента сети распоряжения не выполнять полностью или частично перевод в статус "недоступен" или "находится на тестировании".

369. При обнаружении, что перевод соответствующего актива в статус "недоступен" или "в режиме тестирования" приводит или может привести к нарушению нормального функционального состояния передающей системы, ОПС должен дать указание владельцу соответствующего актива, если он подключен к передающей системе, или ОРС или ОЗРС, если он подключен к распределительной системе или к закрытой распределительной системе, отложить перевод соответствующего актива в статус "недоступен" или "в режиме тестирования", в соответствии с его инструкциями и в максимально возможной степени, соблюдая технические ограничения и ограничения надёжности.

КНИГА IV

АДЕКВАТНОСТЬ

Раздел 1

Прогноз для анализа адекватности зоны контроля

370. ОПС должен предоставлять всем другим ОПС, в информационной среде оперативного планирования ENTSO-E, любой прогноз, используемый для анализа адекватности зоны контроля в соответствии с разделами 2 и 4 настоящей Книги.

Раздел 2

Анализ адекватности зоны контроля

371. ОПС должен проводить анализ адекватности зоны контроля, оценивая возможность покрытия общей нагрузки в пределах своей зоны контроля за счет суммарного объема генерации в пределах своей зоны контроля и трансграничного импорта при различных сценариях эксплуатации с учетом требуемого уровня резервов активной мощности, предусмотренных в разделах 1 и 2 Книги I Части четвертой.

372. При проведении анализа адекватности зоны контроля в соответствии с п.371, ОПС должен:

372.1. использовать актуальные планы доступности и актуальные доступные данные по:

372.1.1. характеристикам модулей генерации, представленным в соответствии с п.164, а также в соответствии с разделом 1 главы IV Книги II Части второй и разделом 3 главы V Книги II Части второй;

372.1.2. межзональной мощности;

372.1.3. возможному диспетчируемому потреблению, представленное в соответствии с разделами 1 и 2 главы VI Книги II Части второй;

372.2. учитывать вклад генерации из возобновляемых источников энергии и нагрузки;

372.3. оценивать вероятность и ожидаемую продолжительность отсутствия адекватности, а также ожидаемый объем не полученной энергии в результате такого отсутствия.

373. После оценки несоответствия в зоне своего контроля ОПС должен в кратчайшие сроки уведомить НАРЭ и центральный отраслевой орган публичного управления в области энергетики и, при необходимости, любую другую затронутую сторону.

374. В кратчайшие сроки, после оценки отсутствия адекватности в своей зоне контроля, ОПС уведомить об этом всех операторов соответствующих передающих систем через среду данных оперативного планирования ENTSO-E.

Раздел 3

Адекватность зоны контроля до, в том числе, на неделю вперед

375. ОПС должен вносить свой вклад в составление общеевропейских годовых прогнозов по адекватности генерации в летний и зимний периоды с использованием методологии, принятой ENTSO-E.

376. Дважды в год ОПС должен проводить анализ адекватности зоны контроля для летнего и следующего зимнего периодов, соответственно, принимая во внимание общеевропейские сценарии, совместимые с годовыми общеевропейскими прогнозами адекватности производства в летний и зимний периоды.

377. ОПС должен обновлять свой анализ адекватности зоны контроля, при обнаружении любых вероятных изменений в состоянии доступности модулей генерации, оценках потребления, оценках возобновляемых источников энергии или межзональных мощностей, которые могут существенно повлиять на ожидаемую адекватность.

Раздел 4

Адекватность зоны контроля в интервале на сутки вперед и внутрисуточном

378. ОПС должен проводить анализ адекватности зоны контроля в интервале на сутки вперед и внутрисуточном, на основе:

378.1. графиков, указанных в разделе 2 Книги VI;

378.2. прогнозируемой нагрузки;

378.3. прогнозируемой генерации из возобновляемых источников энергии;

378.4. резервов активной мощности в соответствии с данными, предоставленными в соответствии с пп.171.1;

378.5. мощностей импорта и экспорта зоны контроля, соответствующих межзональным мощностям, рассчитанным, где это применимо, в соответствии с разделом 1 главы I Книги II Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками;

378.6. характеристик модулей генерации, согласно данным, представленным в соответствии с п.163, а также в соответствии с разделом 1 главы IV Книги II Части второй и разделом 3 главы V Книги II Части второй;

378.7. характеристик мест потребления с диспетчируемым потреблением в соответствии с данными, предоставленными на основании разделов 1 и 2 главы VI Книги II Части второй, а также их статусов доступности.

379. ОПС должен оценить:

379.1. минимальный уровень импорта и максимальный уровень экспорта совместимые с уровнем адекватности зоны контроля;

379.2. ожидаемую продолжительность возможного отсутствия уровня адекватности;

379.3. объем энергии, недопоставленной в случае отсутствия уровня адекватности.

380. Если после анализа, проведенного в соответствии с п.378, адекватность не соблюдена, ОПС должен уведомить НАРЭ об отсутствии адекватности. ОПС должен представить НАРЭ анализ причин отсутствия адекватности и предложить меры по смягчению последствий.

КНИГА V

СИСТЕМНЫЕ УСЛУГИ

Раздел 1

Системные услуги

381. ОПС должен контролировать доступность системных услуг.

382. В отношении услуг по предоставлению активной и реактивной мощности, при необходимости, в координации с другими операторами системной передачи, ОПС должен:

382.1. разрабатывать, устанавливать и управлять закупками системных услуг;

382.2. отслеживать на основе данных, предоставленных в соответствии с РАЗДЕЛОМ II Части второй, позволяют ли уровень и расположение доступных системных услуг обеспечить надёжность функционирования;

382.3. использовать все доступные экономически эффективные и целесообразные средства для закупки необходимого уровня системных услуг.

383. ОПС должен публиковать уровни резервной мощности, необходимые для поддержания надёжности функционирования.

384. ОПС должен сообщать другим операторам системной передачи по запросу о доступном уровне резервов активной мощности.

Раздел 2

Системные услуги по реактивной мощности

385. Для каждого периода оперативного планирования, ОПС должен оценивать, в соответствии со своими прогнозами, достаточно ли его системных услуг по реактивной мощности для поддержания надёжности функционирования передающей системы.

386. В целях повышения эффективности работы элементов своей передающей системы ОПС должен отслеживать:

386.1. доступные реактивные мощности установок по производству электроэнергии;

386.2. доступные реактивные мощности мест потребления, подключенных к передающей системе;

386.3. доступные реактивные мощности ОРС;

386.4. оборудование, подключенное к передающей системе, доступное для обеспечения реактивной мощности;

386.5. соотношение активной и реактивной мощности на интерфейсе между передающей системой и подключенными к передающей системе распределительными системами.

387. В случае, если уровень системных услуг по реактивной мощности недостаточен для поддержания надёжности функционирования, ОПС должен:

387.1. информировать соседних ОПС;

387.2. подготовить и начать принимать корректирующие меры в соответствии с разделом 6 Книги I Части второй.

КНИГА VI

ПРОГРАММИРОВАНИЕ

Раздел 1

Установление процессов программирования

388. При установлении процесса программирования ОПС должен учитывать и при необходимости дополнять эксплуатационные предоставления данных о производстве и потреблении, разработанной в соответствии с разделом 3 главы I Книги II Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками;

389. Если зона подачи предложений охватывает только одну зону контроля, географический охват зоны программирования равен зоне подачи предложений. Если зона контроля охватывает несколько зон подачи предложений, географический охват зоны программирования равен зоне подачи предложений. Если зона подачи предложений включает несколько зон контроля, операторы передающих систем в пределах этой зоны подачи предложений могут договориться об использовании общего процесса программирования. В противном случае каждая зона контроля в пределах этой зоны подачи предложений считается отдельной зоной подачи предложений.

390. На момент вступления в силу настоящих Руководств по электросетям, зона контроля ОПС Республики Молдова охватывает всю зону подачи предложений Республики Молдова, как определено в ч.(1) ст.42 Закона № 164/2025 об электроэнергии, а географический объем зоны программирования равен зоне подачи предложений. Положения настоящего пункта не должны ограничивать возможность пересмотра зоны подачи предложений в соответствии с принципами, установленными в статье 42 Закона № 164/2025 об электроэнергии, а также в главе II Книги III Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками.

391. Для каждой электрогенерирующей установки и для каждого места потребления, на которое распространяются требования программирования, предусмотренные в национальных ТУМ, соответствующий владелец назначает агента по программированию или действует в этом качестве.

392. Каждый участник рынка и коммерческий агент в соответствии с требованиями программирования, предусмотренными в национальных ТУМ, назначает агента по программированию или действует в этом качестве.

393. ОПС, управляющий зоной программирования, должен установить порядок, необходимый для обработки графиков, предоставляемых агентами по программированию.

394. Если зона программирования охватывает более одной зоны контроля, операторы передающих систем, ответственные за зоны контроля, по обоюдному согласию должны определить, какой оператор передающей системы будет отвечать за эксплуатацию зоны программирования.

Раздел 2

Уведомление о графиках в зонах программирования

395. Каждый агент по программированию, за исключением агентов по программированию коммерческих агентов, обязан предоставлять ОПС, управляющему в зоне программирования, по запросу ОПС и, при необходимости, третьей стороне следующие графики:

395.1. графики генерации;

395.2. графики потребления;

395.3. графики внутренних коммерческих обменов;

395.4. графики внешних коммерческих обменов.

396. Каждый агент по программированию коммерческого агента или, при необходимости, центрального контрагента, должен предоставлять ОПС, управляющему программирования, охватываемой рыночным сопряжением, по запросу соответствующего ОПС и, при необходимости, третьей стороне, следующие графики:

396.1. графики внешних коммерческих обменов в виде:

396.1.1. многосторонних обменов между зоной программирования и группой других зон программирования;

396.1.2. двусторонних обменов между зоной программирования и другой зоной программирования;

396.2. графики внутренних обменов между коммерческим агентом и центральными контрагентами;

396.3. графики внутренних обменов между коммерческим агентом и другими коммерческими агентами.

Раздел 3

Согласованность графиков

397. ОПС, работающий в зоне программирования, должен проверить, сбалансированы ли графики генерации, потребления, внешних коммерческих обменов и графики внешних обменов ОПС в его зоне программирования.

398. Для графиков внешних обменов ОПС, ОПС должен согласовать значения графика с соответствующим оператором передающей системы. При отсутствии соглашения применяется наименьшее значение.

399. Для двусторонних обменов между двумя зонами программирования, ОПС должен согласовать графики внешнеторговых обменов с соответствующим оператором передающей системы. При отсутствии соглашения о значениях графиков внешнеторговых обменов применяется наименьшее значение.

400. ОПС и другие операторы передающих систем, управляющие зонами программирования, должны проверить сбалансированность всех агрегированных внешних графиков между всеми зонами программирования в пределах синхронной зоны. В случае несоответствия, если ОПС и соответствующие операторы передающих систем не могут прийти к соглашению в отношении графика обменов с другими системами по агрегированной мощности обмена, применяется наименьшее значение.

401. Каждый агент по программированию коммерческого агента или, где применимо, центрального контрагента должен предоставлять ОПС, по его запросу, значения графиков внешних коммерческих обменов каждой зоны программирования, участвующей в сопряжении рынков в виде графиков обменов с другими системами по агрегированной мощности обмена.

402. Каждый расчетчик запрограммированных обменов должен предоставлять ОПС, по их запросу, значения плановых коммерческих обменов, связанных с зонами программирования, участвующими в сопряжении рынков, в форме графиков обменов с другими системами по агрегированной мощности обмена, включая двусторонние обмены между двумя зонами программирования.

Раздел 4

Предоставление информации другим операторам передающих систем

403. По запросу другого оператора передающей системы запрашиваемый оператор передающей системы должен вычислить и предоставить:

403.1. графики обмена с другими системами по агрегированной мощности обмена;

403.2. чистую позицию зоны переменного тока, где зона программирования взаимосвязана с другими зонами планирования посредством линий электропередачи переменного тока.

404. При необходимости создания общей модели сети, в соответствии с п.246, оператор передающей системы, управляющий зоной программирования, должен предоставить любому запрашивающему оператору передающей системы:

404.1. графики генерации;

404.2. графики потребления.

КНИГА VII

СРЕДА ДАННЫХ ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ ENTSO-E

405. ОПС должен использовать официальную общую сетевую модель, доступную в среде данных оперативного планирования ENTSO-E, для анализа надёжности функционирования.

406. ОПС должен использовать как минимум статус доступности соответствующих активов и информацию о планах доступности на платформе ENTSO-E.

407. ОПС должен использовать соответствующую информацию для проведения скоординированного анализа адекватности на платформе ENTSO-E.

ЧАСТЬ ЧЕТВЕРТАЯ

НАСТРОЙКА ЧАСТОТЫ-МОЩНОСТИ И РЕЗЕРВЫ

КНИГА I

ОПЕРАЦИОННЫЕ СОГЛАШЕНИЯ

Раздел 1

Операционные соглашения синхронной зоны

408. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем синхронной зоны, должны разработать общие предложения, если только они уже не были приняты или установлены на договорной основе, в отношении следующего:

408.1. правила определения размера РCЧ в соответствии с разделом 1 Книги V Части четвертой;

408.2. дополнительные характеристики РСЧ, согласно п.534;

408.3. параметры, определяющие качество частоты и целевых параметров качества частоты, в соответствии с разделом 1 Книги II Части четвертой;

408.4. целевые параметры отклонения настройки при восстановлении частоты для каждого блока РЧМ, в соответствии с разделом 2, Книги II Части четвертой;

408.5. методология оценки риска и развития риска исчерпания РСЧ синхронной зоны, в соответствии с п.436;

408.6. мониторинг синхронной зоны, в соответствии с разделом 7 Книги II Части четвертой;

408.7. расчет запланированного значения регулируемого перетока мощности из чистой позиции зоны переменного тока в зону с общим периодом изменения нагрузки для расчета РОЗ в синхронной зоне с более чем одной зоной РЧМ, в соответствии с разделом 10 Книги II Части четвертой;

408.8. если применимо, ограничения на генерируемую активную мощность линий межсистемного соединения HVDC между синхронными зонами, в соответствии с разделом 11 Книги II Части четвертой;

408.9. структура РЧМ, в соответствии с разделом 1 Книги III Части четвертой;

408.10. если применимо, методология снижения отклонения электрического времени, в соответствии с Книги VIII Части четвертой;

408.11. конкретное распределение обязанностей между операторами передающих систем, если синхронная зона управляется более чем одним оператором передающей системы, в соответствии с разделом 3 Книги III Части четвертой;

408.12. оперативные процедуры в случае исчерпания РСЧ;

408.13. оперативные процедуры по снижению отклонения частоты системы для восстановления ее нормального состояния и ограничения риска перехода в аварийное состояние, в соответствии с п.524;

408.14. роли и ответственности операторов передающих систем, реализующих процесс компенсации дисбаланса, процесс активации трансграничных РВЧ или активации трансграничных РЗ, в соответствии с п.506;

408.15. требования к доступности, надежности и избыточности технической инфраструктуры, в соответствии с п.513;

408.16. общие правила эксплуатации в нормальном функциональном состоянии и в состоянии предупреждения, в соответствии с п.521 и мер, упомянутых в п.529;

408.17. минимальный период активации, который должны обеспечить поставщики РСЧ, в соответствии с п.559;

408.18. допущения и методология анализа затрат и выгод с целью оценки продолжительности, необходимой для того, чтобы блоки поставки РСЧ или группы поставки РСЧ с ограниченными энергетическими резервуарами оставались доступными в состоянии предупреждения;

408.19. роли и ответственности ОПС с подключенными резервами, ОПС, получающего резерв, и ОПС, затронутого в отношении обмена РВЧ и РЗ определенных в соответствии с п.606;

408.20. роли и ответственности оператора передающей системы, предоставляющего регулировочную способность, оператора передающей системы, получающего регулировочную способность, и ОПС, затронутого в отношении совместного использования РВЧ и РЗ, определенных в соответствии с п.612;

408.21. роли и ответственности ОПС с подключенными резервами, ОПС, получающего резерв, и ОПС, затронутого в отношении обмена резервами между синхронными зонами, а также ОПС, поставляющего регулирующую мощность, ОПС, получающего регулирующую мощность, и ОПС, затронутого в отношении совместного использования резервов между синхронными зонами, определенных в соответствии с п.624;

408.22. методология установления ограничений на объем распределения РСЧ между синхронными зонами, определенная в соответствии с п.641;

408.23. методология установления ограничений на объем обмена РВЧ между синхронными зонами, определенная в соответствии с п.645, и методология установления ограничений на объем распределения РВЧ между синхронными зонами, определенная в соответствии с п.650;

408.24. методология установления пределов количества РЗ, обмениваемых между синхронными зонами, определенная в соответствии с п.654, и методология установления пределов количества РЗ, распределяемых между синхронными зонами, определенная в соответствии с п.659.

409. ОПС должен разработать и представить НАРЭ для утверждения список ТУМ, предусмотренный пп.19.6. После утверждения списка соответствующих ТУМ и выполнения других условий эксплуатации в синхронной зоне, ОПС должен заключить операционное соглашение с другими операторами передающих систем синхронной зоны.

Раздел 2

Операционные соглашения в блоке РЧМ

410. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем блока РЧМ, должны разработать общие предложения, если только они уже не были приняты или установлены на договорной основе, в отношении следующего:

410.1. если блок РЧМ содержит в себе более одной зоны РЧМ, целевые параметры ОРВЧ, относящиеся к каждой зоне РЧМ, определенные в соответствии с п.430;

410.2. ответственный за мониторинг блока РЧМ, согласно п.443;

410.3. ограничения по линейному изменению производства активной мощности в соответствии с разделом 11 Книги II Части четвертой;

410.4. если блок РЧМ управляется более чем одним оператором передающей системы, конкретное распределение обязанностей между операторами передающих систем внутри блока РЧМ, в соответствии с п.464;

410.5. если применимо, назначение оператора передающей системы, ответственного за задачи, предусмотренные в п.481;

410.6. дополнительные требования к доступности, надежности и избыточности технической инфраструктуры, определенные в соответствии с п.514;

410.7. оперативные процедуры в случае исчерпания РВЧ или РЗ, в соответствии с п.522;

410.8. правила определения размера РВЧ, определенные в соответствии с п.562;

410.9. правила определения размера РЗ, определенные в соответствии с п.579;

410.10. если блок РЧМ управляется более чем одним оператором передающей системы, конкретное распределение ответственностей, определенных в соответствии с п.564, и, если применимо, конкретное распределение обязанностей, определенных в соответствии с п.583;

410.11. процедура эскалации, определенная в соответствии с п.565, и, если применимо, процедура эскалации, определенная в соответствии с п.584;

410.12. требования к доступности РВЧ, требования к контролю качества, определенные в соответствии с п.567, и, если применимо, требования к доступности РЗ и требования к контролю качества, определенные в соответствии с п.586;

410.13. если применимо, пределы обмена РСЧ между различными зонами РЧМ в пределах различных блоков РЧМ синхронной зоны и обмена РВЧ или РЗ между зонами РЧМ в пределах блока РЧМ синхронной зоны, состоящей из более чем одного блока РЧМ, определенные в соответствии с п.597, а также с разделами 5 и 7 главы I Книги VII Части четвертой;

410.14. роли и ответственности ОПС с подключенными резервами, ОПС, получающего резерв, и ОПС, затронутого в отношении обмена РВЧ и/или РЗ с операторами передающих систем других блоков РЧМ, определенных в соответствии с п.611;

410.15. роли и ответственности ОПС, поставляющего регулирующую мощность, ОПС, получающего регулирующую мощность, и ОПС, затронутого в отношении совместного использования РВЧ и РЗ, определенных в соответствии с п.618;

410.16. роли и ответственности ОПС, поставляющего регулирующую мощность, ОПС, получающего регулирующую мощность, и ОПС, затронутого в отношении совместного использования РВЧ и РЗ между синхронными зонами, в соответствии с п.644;

410.17. мер координации, направленные на снижение ОРВЧ, в соответствии с п, 528;

410.18. меры по снижению ОРВЧ путем запроса изменения генерации электроэнергии модулями генерации или потребления потребляющих единиц, в соответствии с п.530;

411. ОПС. в координации с другими операторами передающих систем блока РЧМ, должны представить на утверждение НАРЭ и всем регулирующим органам блока РЧМ, соответствующие ТУМ, предусмотренные в пп.19.7. После утверждения списка с соответствующими ТУМ, ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны обновить операционное соглашение в блоке РЧМ.

Раздел 3

Операционное соглашение по зоне РЧМ

412. Все операторы передающих систем зоны РЧМ должны заключить операционное соглашение по зоне РЧМ, которое включает как минимум следующее:

412.1. конкретное распределение ответственностей между операторами передающих систем внутри зоны РЧМ, в соответствии с п.465;

412.2. назначение оператора передающей системы, ответственного за реализацию и эксплуатацию процесса восстановления частоты, в соответствии с п.474.

Раздел 4

Операционное соглашение в зоне мониторинга

413. Операторы передающих систем в зоне мониторинга должны заключить операционное соглашение в зоне мониторинга, которое включает, по крайней мере, распределение обязанностей между операторами передающих систем в пределах одной зоны мониторинга, в соответствии с п.464.

Раздел 5

Соглашение о компенсации дисбалансов

414. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем, участвующими в одном и том же процессе компенсации дисбалансов, должны разработать и использовать соглашение о компенсации дисбалансов, которое включает как минимум роли и ответственности операторов передающих систем, в соответствии с п.507.

Раздел 6

Соглашение об активации трансграничных РВЧ

415. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем, участвующими в одном и том же процессе активации трансграничных РВЧ, должны разработать и использовать соглашение об активации трансграничных РВЧ, которое включает как минимум роли и ответственности операторов передающих систем, в соответствии с п.507.

Раздел 7

Соглашение об активации трансграничных РЗ

416. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем, участвующими в одном и том же процессе активации трансграничных РЗ, должны разработать и использовать соглашение об активации трансграничных РЗ, которое включает как минимум роли и ответственности операторов передающих систем, в соответствии с п.507.

Раздел 8

Соглашение о совместном использовании

417. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем, участвующими в одном и том же процессе совместного использования РСЧ, РВЧ или РЗ, должны установить соглашение о совместном использовании, которое включает как минимум:

417.1. в случае разделения РВЧ или РЗ в пределах синхронной зоны – роли и ответственности ОПС, поставляющего регулирующую мощность, ОПС, получающего регулирующую мощность, и затронутого ОПС, в соответствии с п.608;

417.2. в случае совместного использования резервов между синхронными зонами – роли и обязанности ОПС, поставляющего регулирующую мощность, и ОПС, получающего регулирующую мощность, в соответствии с п.626, а также процедуры в случае, если совместное использование резервов между синхронными зонами не осуществляется в режиме реального времени, в соответствии с п.631.

Раздел 9

Соглашение об обмене

418. ОПС совместно с другими операторами передающих систем, участвующими в том же процессе обмена РСЧ, РВЧ или РЗ, должны установить соглашение об обмене, которое включает как минимум:

418.1. в случае обмена РВЧ или РЗ в синхронной зоне – роли и ответственности ОПС с подключенными резервами и ОПС, получающего резерв, в соответствии с п.608;

418.2. в случае обмена резервами между синхронными зонами – роли и ответственности ОПС с подключенными резервами и ОПС, получающего резерв, в соответствии с п.626, а также процедуры в случае, если обмен резервами между синхронными зонами не осуществляется в режиме реального времени, в соответствии с п.631.

КНИГА II

КАЧЕСТВО ЧАСТОТЫ

Раздел 1

Параметры, определяющие качество частоты, и целевого параметра качества частоты

419. Параметры, определяющие качество частоты в электроэнергетической системе Республики Молдова:

419.1. номинальная частота;

419.2. стандартный диапазон частот;

419.3. максимальное мгновенное отклонение частоты;

419.4. максимальное отклонение частоты в стационарном режиме;

419.5. продолжительность восстановления частоты;

419.6. время срабатывания состояния предупреждения.

420. Номинальное значение частоты в электроэнергетической системе Республики Молдова составляет 50 Гц.

421. Значения параметров по умолчанию, определяющие качество частоты, перечисленные в п.525, изложены в Приложении № 2, относящемся к синхронной зоне континентальной Европы.

422. Целевым параметром для качества частоты является максимальное количество минут в год вне диапазона стандартной частоты для синхронной зоны, а его значение по умолчанию для синхронной зоны установлено в Приложении № 2.

423. Значения параметров, определяющих качество частоты из Приложения № 2, и целевого параметра качества частоты из Приложения 2 применяются, если ОПС, совместно с другими операторами передающих систем синхронной зоны, не предложат другие значения в соответствии с пунктами 424–425.

424. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем синхронной зоны, имеют право предлагать в операционном соглашении по синхронной зоне значения, отличные от тех предусмотренных в Приложении № 2, в отношении следующего:

424.1. время срабатывания состояния предупреждения;

424.2. максимальное количество минут вне диапазона стандартной частоты.

425. Предложение об изменении значений в соответствии с п.424 должно быть основано на оценке зарегистрированных значений частоты системы за период не менее одного года и эволюции синхронной зоны, и должно соответствовать следующим условиям:

425.1. предложение об изменении параметров, определяющих качество частоты или целевого параметра для качества частоты из Приложения № 2 должно учитывать:

425.1.1. размер системы, основанный на потреблении и производстве электроэнергии из синхронной зоны и инерции синхронной зоны;

425.1.2. справочный инцидент;

425.1.3. структура сети и/или топология сети;

425.1.4. поведение компонентов генерации и потребления;

425.1.5. количество и отклик модулей генерации с ограниченным откликом на отклонения частоты – увеличение частоты и с ограниченным откликом на отклонения частоты – снижение частоты, как определено в п.39 и в пп.51.3 Кодекса о подключении;

425.1.6. количество и отклик потребляющих единиц, работающих с активированной регулировкой частоты в энергетических системах путем изменения спроса на энергию, или с очень быстрой активированной регулировкой активной мощности путем изменения спроса на энергию, как определено в подразделах 3 и 4, раздела 1 главы III Книги III Кодекса о подключении;

425.1.7. технические возможности генерирующих модулей и потребляющих единиц;

425.2. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем синхронной зоны, должны провести публичные консультации о влиянии на заинтересованные стороны предложения по изменению параметров, определяющих качество частоты или целевого параметра качества частоты, установленных в Приложении № 2.

426. ОПС и другие операторы соответствующих передающих систем должны прилагать все усилия для соблюдения значений параметров, определяющих качество частоты, или значений целевых параметров качества частоты. ОПС и другие операторы соответствующих передающих систем должны проверять выполнение целевого параметра качества частоты не реже одного раза в год.

Раздел 2

Целевые параметры для ОРВЧ

427. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны указывать в операционном соглашении по синхронной зоне значения диапазона ОРВЧ уровня 1 и диапазона ОРВЧ уровня 2 для каждого блока РЧМ синхронной зоны не реже одного раза в год.

428. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны, если она состоит из более чем одного блока РЧМ, должны убедиться, чтобы значения диапазона ОРВЧ уровня 1 и диапазона ОРВЧ уровня 2 блоков РЧМ этой синхронной зоны были пропорциональны квадратному корню из суммы первоначальных обязательств по РСЧ операторов передающих систем, составляющих блоки РЧМ, в соответствии с разделом 1 Книги V Части четвертой.

429. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны стремиться к соблюдению следующих целевых параметров ОРВЧ для каждого блока РЧМ синхронной зоны:

429.1. количество временных интервалов в году вне диапазона ОРВЧ уровня 1 в пределах временного интервала, равного времени восстановления частоты, должно составлять менее 30% от временных интервалов в году;

429.2. количество временных интервалов в году вне диапазона ОРВЧ уровня 2 в пределах временного интервала, равного времени восстановления частоты, должно составлять менее 5% от временных интервалов в году.

430. Если блок РЧМ состоит из более чем одной зоны РЧМ, ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны указать в операционном соглашении в блоке РЧМ значения целевых параметров ОРВЧ для каждой зоны РЧМ.

431. ОПС и другие операторы передающих систем должны не реже одного раза в год проверять выполнение целевых параметров ОРВЧ.

Раздел 3

Процесс применения критериев

432. Процесс применения критериев должен охватывать:

432.1. сбор данных оценки качества частоты;

432.2. расчет критериев оценки качества частоты.

Раздел 4

Данные для оценки качества частоты

433. Данные для оценки качества частоты включают:

433.1. для синхронной зоны:

433.1.1. данные о мгновенной частоте;

433.1.2. данные о мгновенном отклонении частоты;

433.2. для каждого блока РЧМ синхронной зоны – данные о мгновенном ОРВЧ.

434. Точность измерения мгновенных частотных данных и данных, относящихся к мгновенному ОРВЧ, измеряемых в Гц, должна быть как минимум 1 МГц.

Раздел 5

Критерии оценки качества частоты

435. Критерии оценки качества частоты включают:

435.1. для синхронной зоны во время работы в нормальном функциональном состоянии или в состоянии предупреждения , как определено пунктами 61 и 62, ежемесячно, для данных о мгновенной частоте:

435.1.1. среднее значение;

435.1.2. стандартное отклонение;

435.1.3. 1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й и 99-й процентили;

435.1.4. общее время, в течение которого абсолютное значение мгновенного отклонения частоты превышало стандартное отклонение частоты, с разграничением отрицательных и положительных мгновенных отклонений частоты;

435.1.5. общее время, в течение которого абсолютное значение мгновенного отклонения частоты превышало максимальное мгновенное отклонение частоты, с разграничением отрицательных и положительных мгновенных отклонений частоты;

435.1.6. количество событий, в которых абсолютное значение мгновенного отклонения частоты в синхронной зоне превышало 200% от стандартного отклонения частоты, а мгновенное отклонение частоты не достигало 50% стандартного отклонения частоты для синхронной зоны в течение времени восстановления частоты. В данных должно быть разграничение между отрицательными и положительными отклонениями частоты;

435.2. для каждого блока РЧМ синхронной зоны во время работы в нормальном функциональном состоянии или в состоянии предупреждения в соответствии с пунктами 61 и 62, ежемесячно:

435.2.1. для набора данных, содержащего средние значения ОРВЧ блока РЧМ для временных интервалов, равных продолжительности восстановления частоты:

435.2.1.1. среднее значение;

435.2.1.2. стандартное отклонение;

435.2.1.3. 1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й и 99-й процентили;

435.2.1.4. количество временных интервалов, в течение которых среднее значение ОРВЧ выходило за пределы диапазона ОРВЧ уровня 1, с разграничением отрицательными и положительными ОРВЧ;

435.2.1.5. количество временных интервалов, в течение которых среднее значение ОРВЧ выходило за пределы диапазона ОРВЧ уровня 2, с разграничением отрицательных и положительных ОРВЧ;

435.2.2. для набора данных, содержащего средние значения ОРВЧ блока РЧМ для интервалов времени длительностью в одну минуту: количество событий в месяц, для которых ОРВЧ превысил 60% резервной мощности РВЧ и не возвращался к 15% от резервной мощности РВЧ в течение времени восстановления частоты, с разграничением отрицательных и положительных ОРВЧ.

436. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны указывать в операционном соглашении по синхронной зоне общую методологию оценки риска и эволюцию риска исчерпания РСЧ в соответствующей синхронной зоне. Эта методология должна применяться не реже одного раза в год и основываться как минимум на исторических мгновенных данных о частоте системы за период не менее одного года. ОПС и другие операторы передающих систем должны предоставлять необходимые исходные данные для этой оценки.

Раздел 6

Процесс сбора и предоставления данных

437. Процесс сбора и предоставления данных включает в себя следующее:

437.1. измерение значения частоты системы;

437.2. расчет данных оценки качества частоты;

437.3. предоставление данных оценки качества частоты для процесса применения критериев.

438. Процесс сбора и предоставления данных осуществляется ответственным за мониторинг синхронной зоны, назначенным в соответствии с разделом 7 настоящей Книги.

Раздел 7

Ответственный за мониторинг синхронной зоны

439. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны в операционном соглашении по синхронной зоне должны назначить одного оператора передающей системы из этой синхронной зоне в качестве ответственного за мониторинг синхронной зоны.

440. Ответственный за мониторинг синхронной зоны должен осуществлять сбор и предоставление данных по синхронной зоне, предусмотренный разделом 6 настоящей Книги.

441. Ответственный за мониторинг синхронной зоны должен осуществлять процесс применения критериев, предусмотренный разделом 3 настоящей Книги.

442. Ответственный за мониторинг синхронной зоны должен собирать данные об оценке качества частоты своей синхронной зоны и выполнять процесс применения критериев, включая расчет критериев оценки качества частоты, один раз в 3 месяца и в течение 3 месяцев после окончания анализируемого периода.

Раздел 8

Ответственный за мониторинг блока РЧМ

443. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ в операционном соглашении в блоке РЧМ должны назначить одного оператора передающей системы из этой синхронной зоне в качестве ответственного за мониторинг блока РЧМ.

444. Ответственный за мониторинг блока РЧМ должен собирать данные оценки качества частоты в блоке РЧМ в соответствии с процессом применения критериев, предусмотренным в разделе 3 настоящей Книги.

445. ОПС, как часть зоны РЧМ, должен предоставить ответственному за мониторинг блока РЧМ значения, измеренные в зоне РЧМ, необходимые для сбора данных для оценки частоты в блоке РЧМ.

446. Ответственный за мониторинг блока РЧМ должен предоставлять данные для оценки качества частоты в своем блоке РЧМ и его зоне РЧМ один раз в 3 месяца и в течение 2 месяцев после окончания анализируемого периода.

Раздел 9

Информация о поведении компонентов генерации и потребления

447. В соответствии с разделом 1 главы I Книги II Части второй, ОПС имеет право запрашивать у ЗПС информацию, необходимую для мониторинга поведения компонентов генерации и потребления, связанного с дисбалансами. Эта информация может включать следующее:

447.1. заданное значение активной мощности с меткой времени для текущей и будущей эксплуатации;

447.2. общее производство активной мощности с меткой времени.

Раздел 10

Период изменения нагрузки в синхронной зоне

448. ОПС и другие операторы передающих систем в пределах синхронной зоны, с более чем одной зоной РЧМ, должны указывать в операционном соглашении по синхронной зоне период изменения общей нагрузки графиков обмена с другими системами по агрегированной мощности обмена между зонами РЧМ в синхронной зоне. Расчет запланированного значения регулируемой обменной мощности из чистой позиции зоны переменного тока для расчета РОЗ, выполняется с периодом изменения общей нагрузки.

Раздел 11

Ограничения по линейному изменению производства активной мощности

449. ОПС и другие операторы передающих систем двух синхронных зон имеют право устанавливать, в операционном соглашении по синхронной зоне, ограничения для производства активной мощности линий межсистемного соединения HVDC между синхронными зонами, для ограничения их влияния на достижение целевых параметров качества частоты в синхронной зоне путем установления максимальной скорости изменения нагрузки для всех линий межсистемного соединения HVDC, соединяющих одну синхронную зону с другой.

450. Ограничения, указанные в п.449, не применяются к компенсации дисбалансов, ни к сопряжению частот, ни к трансграничной активации РВЧ и РЗ через линии межсистемных соединений HVDC.

451. ОПС и другие операторы передающих систем, подключенных к линии межсистемного соединения HVDC, имеют право устанавливать в операционном соглашении в блоке RFP общие ограничения производства активной мощности этой линии межсистемного соединения HVDC, чтобы ограничить ее влияние на выполнение целевого параметра для ОРВЧ подключенных блоков РЧМ, согласовав периоды линейного изменения и/или максимальную скорость изменения нагрузки для этой линии межсистемного соединения HVDC. Эти общие ограничения не применяются к компенсации дисбалансов, ни к сопряжению частот, ни к трансграничной активации РВЧ и РЗ через линии межсистемных соединений HVDC. Все операторы передающих систем синхронной зоны должны координировать эти меры в пределах синхронной зоны.

452. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ имеют право устанавливать в операционном соглашении в блоке РЧМ следующие меры для обеспечения достижения целевого параметра для ОРВЧ блока РЧМ и уменьшения детерминированных отклонений частоты с учетом технологических ограничений генерирующих модулей и потребляющих единиц:

452.1. обязательства по периодам изменения нагрузки и/или максимальной скорости изменения нагрузки на модулях генерации и/или потребляющих единицах;

452.2. обязательства относительно индивидуального времени запуска линейного изменения на модулях генерации и/или потребляющих единицах блока РЧМ;

452.3. координация линейного изменения между модулями генерации, потребляющими единицами и активным потреблением энергии внутри блока РЧМ.

Раздел 12

Смягчение

453. Если значения, рассчитанные за период одного календарного года в отношении целевых параметров качества частоты или целевых параметров для ОРВЧ, выходят за пределы целевых показателей, установленных для синхронной зоны или блока РЧМ, ОПС и другие операторы передающих систем соответствующей синхронной зоны или блока РЧМ должны:

453.1. проанализировать, останутся ли целевые параметры качества частоты или целевые параметры для ОРВЧ вне целевых показателей, установленных для синхронной зоны или блока РЧМ, и в случае обоснованного риска того, что это может произойти, проанализировать причины и разработать рекомендации;

453.2. разработать меры по смягчению последствий для обеспечения достижения целевых показателей для синхронной зоны или блока РЧМ в будущем.

КНИГА III

СТРУКТУРА НАСТРОЙКИ ЧАСТОТЫ-МОЩНОСТИ

Раздел 1

Базовая структура

454. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны определить структуру настройки частоты-мощности для синхронной зоны в операционном соглашении по синхронной зоне. ОПС несет ответственность за реализацию структуры настройки частоты-мощности своей синхронной зоны и работает в соответствии с ней.

455. Структура настройки нагрузкой и частотой каждой синхронной зоны должна включать:

455.1. структуру активации процесса, в соответствии с разделом 2 настоящей Книги;

455.2. структуру ответственности за процесс, в соответствии с разделом 3 настоящей Книги;

Раздел 2

Структура активации процесса

456. Структура активации процесса должна включать:

456.1. ПСЧ, в соответствии с разделом 4 настоящей Книги;

456.2. ПВЧ, в соответствии с разделом 5 настоящей Книги;

456.3. для синхронной зоны – процесс корректировки времени, в соответствии с Книги VIII.

457. Структура активации процесса может включать:

457.1. ПЗР, в соответствии с разделом 6 настоящей Книги;

457.2. процесс компенсации дисбаланса, в соответствии с разделом 8 настоящего Книги;

457.3. процесс активации трансграничных РВЧ, в соответствии с разделом 9 настоящего Книги;

457.4. процесс активации трансграничных РЗ, в соответствии с разделом 10 настоящего Книги.

Раздел 3

Структура ответственности за процесс

458. При определении структуры ответственности за процесс, ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны учитывать как минимум следующие критерии:

458.1. величина и общая инерция, включая синтетическую инерцию, синхронной зоны;

458.2. структура сети и/или топология сети;

458.3. поведение компонентов потребления и генерации, а также поведение HVDC.

459. ОПС, совместно с другими операторами передающих систем синхронной зоны, должны совместно установить блоки РЧМ, с соблюдением следующих требований:

459.1. зона мониторинга соответствует или является частью только одной зоны РЧМ;

459.2. зона РЧМ соответствует или является частью только одного блока РЧМ;

459.3. блок РЧМ соответствует или является частью только одной синхронной зоны;

459.4. каждый элемент сети является частью только одной зоны мониторинга, только одной зоны РЧМ и только одного блока РЧМ.

460. ОПС и другие операторы передающих систем в пределах зоны мониторинга должны непрерывно рассчитывать и контролировать обмен активной мощностью в режиме реального времени в зоне мониторинга.

461. В своей зоне РЧМ операторы передающих систем должны:

461.1. постоянно отслеживать ОРВЧ зоны РЧМ;

461.2. внедрить ПВЧ для зоны РЧМ и управлять им;

461.3. стремиться к достижению целевых параметров для ОРВЧ зоны РЧМ, в соответствии с положениями раздела 2 Книги II Части четвертой;

461.4. иметь право внедрять один или несколько процессов, предусмотренных в п.457.

462. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны:

462.1. стремиться к достижению целевых параметров для ОРВЧ блока РЧМ, в соответствии с положениями раздела 2 Книги II Части четвертой;

462.2. соблюдать правила определения размера РВЧ в соответствии с разделом 1 Книги VI Части четвертой, а также правилам определения размера РЗ в соответствии с разделом 4 Книги VI Части четвертой.

463. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны:

463.1. внедрить ПСЧ в синхронной зоне и управлять им;

463.2. соблюдать правила определения размера ПCЧ, в соответствии с разделом 1 Книги V Части четвертой;

463.3. стремиться к достижению целевых параметров для качества частоты, в соответствии с положениями раздела 1 Книги II Части четвертой.

464. ОПС и другие операторы передающих систем в пределах зоны мониторинга должны указывать в операционном соглашении о зоне мониторинга распределение ответственностей между операторами передающих систем в пределах зоны мониторинга для выполнения обязательств, предусмотренных п.460.

465. ОПС и другие операторы передающих систем в пределах зоны РЧМ должны указывать, в операционном соглашении по зоне РЧМ, распределение ответственностей между операторами передающих систем в пределах зоны РЧМ для выполнения обязательств, предусмотренных п.461.

466. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны указывать, в операционном соглашении в блоке РЧМ, распределение ответственностей между операторами передающих систем блока РЧМ для выполнения обязательств, предусмотренных п.462.

467. ОПС и другие операторы передающих систем в пределах синхронной зоны должны указывать, в операционном соглашении по синхронной зоне, распределение ответственностей между операторами передающих систем в пределах синхронной зоны для выполнения обязательств, предусмотренных п.463.

468. ОПС и другие операторы передающих систем из других зон РЧМ, соединенных линиями межсистемных соединений, имеют право формировать блок РЧМ если соблюдаются требования для блока РЧМ, предусмотренные в п.462.

Раздел 4

Процесс стабилизации частоты

469. Целью настройки ПСЧ является стабилизация частоты системы путем активации ПСЧ.

470. Общая характеристика активации ПСЧ в синхронной зоне должна отражать монотонное снижение активации ПСЧ в зависимости от отклонения частоты.

Раздел 5

Процесс восстановления частоты

471. Целю настройки ПВЧ является:

471.1. настройка ОРВЧ до нулевого значения в течение времени восстановления частоты;

471.2. постепенная замена активированного РСЧ активацией РВЧ в соответствии с разделом 7 настоящей Книги.

472. ОРВЧ – это:

472.1. РОЗ зоны РЧМ, если в синхронной области имеется более одной зоны РЧМ;

472.2. отклонение частоты, если одна зона РЧМ соответствует блоку РЧМ и синхронной зоне.

473. РОЗ зоны РЧМ рассчитывается как сумма произведения К-фактора зоны РЧМ на отклонение частоты плюс разница между:

473.1. общим потоком активной мощности по линиям межсистемных соединений и по виртуальным межсистемным соединениям;

473.2. запрограммированным значением регулируемой обменной мощности в соответствии с разделом 10 Книги II, Часть четвертая.

474. Если зона РЧМ состоит из более чем одной зоны мониторинга, все операторы передающих систем зоны РЧМ, в операционном соглашении по зоне РЧМ, должны назначить одного оператора передающей системы в качестве ответственного за реализацию и эксплуатацию процесса восстановления частоты.

475. Если зона РЧМ состоит из более чем одной зоны мониторинга, процесс восстановления частоты в зоне РЧМ должен позволять регулировать передачу активной мощности каждой зоны мониторинга, до значения, определенного как безопасное, на основе анализа эксплуатационной безопасности в режиме реального времени.

Раздел 6

Процесс замещения резервов

476. Целью управления ПЗР является достижение как минимум одной из следующих целей путем активации РЗ:

476.1. постепенное восстановление активированных РВЧ;

476.2. поддержка активации РВЧ.

477. Управление ПЗР осуществляется посредством инструкций по ручной активации РЗ для достижения цели настройки, в соответствии с п.476.

Раздел 7

Процесс автоматического и ручного восстановления частоты

478. ОПС должен внедрить процесс автоматического восстановления частоты (ПаВЧ) и процесс ручного восстановления частоты (ПрВЧ).

479. Если зона РЧМ состоит из более чем одной зоны мониторинга, все операторы передающих систем зоны РЧМ, в операционном соглашении по зоне РЧМ, должны установить процедуру внедрения ПаВЧ и ПрВЧ. Если блок РЧМ состоит из более чем одной зоны РЧМ, ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны установить процедуру внедрения ПрВЧ в операционном соглашении в блоке РЧМ.

480. ПаВЧ должен управляться по замкнутому циклу, где ОРВЧ является входным параметром, а назначенное значение для автоматического включения РВЧ – выходным параметром. Назначенное значение для автоматического включения РВЧ должна рассчитываться одним центральным регулятором частота – мощность, управляемым оператором передающей системы в своей зоне РЧМ. Центральный регулятор частоты-мощности должен:

480.1. представлять собой автоматический регулятор, предназначенный для снижения ОРВЧ до нуля;

480.2. иметь пропорционально-интегральное поведение;

480.3. иметь алгоритм настройки, предотвращающий накопление отклонения регулирования интегральной составляющей пропорционально-интегрального регулятора и выход за пределы диапазона регулирования;

480.4. иметь функции для чрезвычайных режимов управления для состояний предупреждения и аварийной ситуации.

481. Управление ПрВЧ осуществляется посредством инструкций по ручной активации РВЧ для достижения цели настройки, в соответствии с п.471.

482. Помимо внедрения ПаВЧ в зонах РЧМ, все операторы передающих систем блока РЧМ, состоящего из более чем одной зоны РЧМ, имеют право назначить одного оператора передающей системы блока РЧМ, в операционном соглашении в блоке РЧМ, для:

482.1. расчета и мониторинга ОРВЧ всего блока РЧМ;

482.2. учета ОРВЧ всего блока РЧМ при расчете заданного значения для активации ОРВЧ, в соответствии со п.473, в дополнение к ОРВЧ зоны РЧМ.

Раздел 8

Процесс компенсации дисбалансов

483. Целью настройки процесса компенсации дисбалансов является уменьшение количества одновременных активаций встречных РВЧ в различных участвующих зонах РЧМ путем передачи мощности для компенсации дисбалансов.

484. ОПС имеет право внедрить процесс компенсации дисбалансов для зон РЧМ в одном блоке РЧМ, между разными блоками РЧМ или между различными синхронными зонами, заключив соглашение о компенсации дисбалансов.

485. OST и операторы соответствующих передающих систем должны внедрить процесс компенсации дисбалансов таким образом, чтобы не повлиять на:

485.1. стабильность ПСЧ синхронной зоны или синхронных зон, участвующих в процессе компенсации дисбалансов;

485.2. стабильность ПВЧ и ПЗР в каждой зоне РЧМ, управляемой участвующим или затронутым ОПС;

485.3. надёжность функционирования.

486. ОПС должен внедрить передачу мощности для компенсации дисбалансов между зонами РЧМ синхронной зоны как минимум одним из следующих способов:

486.1. путем определения потоков активной мощности в виртуальной линии межсистемных соединений, которая будет включена в расчет ОРВЧ;

486.2. путем корректировки потоков активной мощности по линиям межсистемных соединений (HVDC).

487. ОПС должен внедрить передачу мощности для компенсации дисбалансов, чтобы не превышать фактическое количество активированных РВЧ, необходимое для регулирования ОРВЧ этой зоны РЧМ до нуля, без передачи мощности при компенсации дисбаланса.

488. Все операторы передающих систем, участвующие в одном и том же процессе компенсации дисбалансов, должны убедиться, что сумма всех передач мощности при компенсации дисбалансов равна нулю.

489. Процесс компенсации дисбалансов должен включать резервный механизм, который гарантирует, что передача мощности при компенсации дисбалансов в каждой зоне РЧМ равна нулю или ограничена значением, при котором может быть гарантирована надёжность функционирования

490. Если блок РЧМ состоит из более чем одной зоны РЧМ, а резервная мощность РВЧ, а также резервная мощность РЗ рассчитывается на основе дисбалансов блока РЧМ, все ОПС одного блока РЧМ должны внедрить процесс компенсации дисбалансов и обменять максимальный объем мощности для компенсации дисбалансов в соответствии с принципом, предусмотренным в п.487, с другими зонами РЧМ того же блока РЧМ.

491. В случае внедрения процесса компенсации дисбалансов для зон РЧМ в пределах разных синхронных зон, все операторы передающих систем должны обмениваться максимальным объемом мощности для компенсации дисбалансов в соответствии с принципом, предусмотренным в п.487, с другими операторами систем передачи электроэнергии той же синхронной зоны, участвующими в этом процессе компенсации дисбалансов.

492. В случае внедрения процесса компенсации дисбалансов для зон РЧМ, входящих в разные блоки РЧМ, все операторы передающих систем из задействованных блоков РЧМ должны соблюдать обязательства, предусмотренные п.462, независимо от обмена мощности при компенсации дисбалансов.

Раздел 9

Процесс активации трансграничных РВЧ

493. Цель регулирования процесса активации трансграничных РВЧ состоит в том, чтобы позволить ОПС выполнять ПВЧ путем передачи мощности при восстановлении частоты между зонами РЧМ.

494. ОПС имеет право осуществлять процесс активации трансграничных РВЧ в зонах РЧМ одного и того же блока РЧМ, между различными блоками РЧМ или между различными синхронными зонами путем заключения соглашения об активации трансграничных РВЧ.

495. ОПС должен внедрить процесс активации трансграничных РВЧ таким образом, чтобы это не повлияло:

495.1. стабильность ПСЧ синхронной зоны или синхронных зон, участвующих в процессе активации трансграничной РВЧ;

495.2. стабильность ПВЧ и ПЗР в каждой зоне РЧМ, управляемой участвующим или затронутым ОПС;

495.3. надёжность функционирования.

496. ОПС должен внедрить передачу мощности при восстановлении частоты между зонами РЧМ в синхронной зоне одним из следующих способов:

496.1. определение потока активной мощности на виртуальной линии межсистемных соединений, которая будет включена в расчет ОРВЧ, если активация РВЧ выполняется автоматически;

496.2. адаптация запланированного значения регулируемой обменной мощности или определение потока активной мощности на виртуальной линии межсистемных соединений между зонами РЧМ, в которых активация РВЧ выполняется вручную;

496.3. корректировка потоков активной мощности по линиям межсистемных соединений (HVDC).

497. ОПС и другие операторы передающих систем, участвующие в том же процессе активации трансграничных РВЧ, должны убедиться, что сумма всех обменов мощности при восстановлении частоты равна нулю.

498. Процесс активации трансграничных РВЧ должен включать резервный механизм, который гарантирует, что передача мощности при восстановлении частоты в каждой зоне РЧМ равна нулю или ограничена значением, при котором может быть гарантирована надёжность функционирования.

Раздел 10

Процесс активации трансграничных РЗ

499. Цель управления процессом активации трансграничных РЗ состоит в том, чтобы позволить ОПС выполнять ПЗР через запрограммированное значение регулируемой обменной мощности между зонами РЧМ.

500. ОПС имеет право внедрять процесс активации трансграничных РЗ в зонах РЧМ одного и того же блока РЧМ, между различными блоками РЧМ или между различными синхронными зонами путем заключения соглашения об активации трансграничных РЗ.

501. ОПС и другие операторы соответствующих передающих систем должны внедрить процесс активации трансграничных РЗ таким образом, чтобы это не повлияло на:

501.1. стабильность ПСЧ синхронной зоны или синхронных зон, участвующих в процессе трансграничной активации РЗ;

501.2. стабильность ПВЧ и ПЗР в каждой зоне РЧМ, управляемой участвующим или затронутым ОПС;

501.3. надёжность функционирования.

502. ОПС и другие операторы соответствующих передающих систем должны внедрить запрограммированное значение регулируемой обменной мощности между зонами РЧМ в синхронной зоне как минимум одним из следующих способов:

502.1. определение потоков активной мощности в виртуальной линии межсистемных соединений, которая будет включена в расчет ОРВЧ;

502.2. регулировка запрограммированного значения регулируемой обменной мощности;

502.3. корректировка потоков активной мощности по линиям межсистемных соединений (HVDC).

503. ОПС и другие операторы передающих систем, участвующие в том же процессе активации трансграничных РЗ, должны убедиться, что сумма всех запрограммированных значений регулируемой обменной мощности при восстановлении частоты равна нулю.

504. Процесс активации трансграничных РЗ должен включать резервный механизм, который гарантирует, что запрограммированное значение регулируемой обменной мощности каждой зоны РЧМ равна нулю или ограничена значением, при котором может быть гарантирована надёжность функционирования.

Раздел 11

Общие требования к процессам трансграничной настройки

505. ОПС и другие операторы передающих систем, участвующие в обмене или совместном использовании РВЧ или РЗ, должны внедрить процесс активации трансграничных РВЧ или РЗ, при необходимости.

506. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны указывать в операционном соглашении по синхронной зоне, роли и ответственности ОПС, внедряющих процесс компенсации дисбалансов, процесс активации трансграничных РВЧ или процесс активации трансграничных РЗ между зонами РЧМ различных блоков РЧМ или различных синхронных зон.

507. ОПС и другие операторы передающих систем, участвующие в одном и том же процессе компенсации дисбалансов, одном и том же процессе активации трансграничных РВЧ или одном и том же процессе активации трансграничных РЗ должны указать в соответствующих соглашениях роли и ответственности операторов передающих систем, включая:

507.1. предоставление всех входных данных, необходимых для:

507.1.1. расчета передачи мощности с точки зрения пределов надёжности функционирования;

507.1.2. проведения анализа надёжности функционирования в режиме реального времени участвующими и затронутыми ОПС;

507.2. ответственность за расчет передачи мощности;

507.3. внедрение эксплуатационных процедур для обеспечения надёжности функционирования.

508. Без ущерба для положений, установленных в п.490–492, а также в рамках соглашений, предусмотренных разделами 5–7 Книги I Части четвертой, ОПС и другие операторы передающих систем, участвующие в одном и том же процессе компенсации дисбалансов, в одном и том же процессе активации трансграничных РВЧ или в одном и том же процессе активации трансграничных РЗ, имеют право указать последовательный подход к расчету передачи мощности. Последовательный расчет передачи мощности позволяет любой группе операторов передающих систем, управляющих зонами РЧМ или блоками РЧМ, подключенными линиями межсистемных соединений, обмениваться между собой мощностью для компенсации дисбаланса, восстановления частоты или замещения резерва до начала обмена с другими операторами передающих систем.

Раздел 12

Уведомление ОПС

509. Если ОПС намеревается реализовать свое право на реализацию процесса компенсации дисбалансов, процесса активации трансграничных РВЧ, процесса активации трансграничных РЗ, процесса обмена резервами или процесса совместного использования резервов, он должен уведомить всех других операторов передающих систем в том же зоне за три месяца до осуществления этого права, о следующих элементах:

509.1. задействованы операторы передающих систем;

509.2. ожидаемый объем передаваемой мощности в связи с процессом компенсации дисбалансов, процесса трансграничной активации РВЧ или процесса трансграничной активации РЗ;

509.3. тип резерва и максимальный объем передаваемой мощности или совместно используемых резервов;

509.4. интервалы времени для обмена или совместного использования резервов.

510. В случае внедрения процесса компенсации дисбалансов, процесса активации трансграничных РВЧ или процесса активации трансграничных РЗ для зон РВЧ, которые не являются частью одного и того же блока РВЧ, каждый оператор передающей системы рассматриваемой синхронной зоне имеет право объявить себя затронутым ОПС, всем операторам передающих систем в синхронной зоне, на основе анализа надёжности функционирования и в течение месяца с даты получения уведомления в соответствии с п.509.

511. Затронутый ОПС имеет право:

511.1. запрашивать предоставление в реальном времени значений передачи мощности при компенсации дисбалансов, передачи мощности при восстановлении частоты и запрограммированного значения регулируемой обменной мощности, необходимых для анализа надёжности функционирования в режиме реального времени;

511.2. требовать внедрения эксплуатационной процедуры, позволяющей затронутому ОПС устанавливать пределы для передачи мощности при компенсации дисбалансов, для передачи мощности при восстановлении частоты и для запланированного значения регулируемой обменной мощности между соответствующими зонами РЧМ на основе анализа надёжности функционирования в режиме реального времени.

Раздел 13

Инфраструктура

512. ОПС должен оценить потребность в технической инфраструктуре для внедрения и эксплуатации процессов, предусмотренных разделом 2 Книги III Части четвертой и считающихся критически важными в соответствии с планом защиты, предусмотренным в разделе 9 главы I Книги I Части второй.

513. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны установить, в операционном соглашении по синхронной зоне, минимальные требования к доступности, надежности и избыточности технической инфраструктуры, указанные в п.512, в том числе:

513.1. точность, разрешение, доступность и избыточность измеренных значений, потоков активной мощности и виртуальных линий межсистемных соединений;

513.2. доступность и избыточность цифровых командных систем;

513.3. доступность и избыточность систем инфраструктуры связи;

513.4. протоколы связи.

514. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны установить дополнительные требования к доступности, надежности и избыточности технической инфраструктуры, в операционном соглашении в блоке РЧМ.

515. ОПС в своей зоне должен:

515.1. обеспечивать достаточный уровень качества и доступность расчета ОРВЧ;

515.2. осуществлять мониторинг качества расчета ОРВЧ в режиме реального времени;

515.3. принимать меры в случае ошибки расчета ОРВЧ;

515.4. в случае, если ОРВЧ определяется РОЗ, проводить постфактум мониторинг качества расчета ОРВЧ, путем сравнения ОРВЧ с контрольными значениями не реже одного раза в год.

КНИГА IV

УПРАВЛЕНИЕ НАСТРОЙКИ ЧАСТОТЫ-МОЩНОСТИ

Раздел 1

Состояния системы, связанные с частотой системы

516. ОПС должен управлять своей зоной контроля с достаточными резервами увеличения или уменьшения активной мощности, которые могут включать совместно используемые или обменные резервы, для устранения дисбалансов между спросом и предложением в зоне его контроля. Для достижения необходимого качества частоты в синхронной зоне ОПС должен настраивать ОРВЧ, как определено разделом 5 Книги III Части четвертой, в сотрудничестве со всеми операторами передающих систем в той же синхронной зоне.

517. ОПС должен отслеживать в режиме, близком к реальному времени, графики генерации и обмена, потоки мощности, вводы в узловые точки выводы из них, а также другие параметры в пределах своей зоны контроля, имеющие значение для прогнозирования риска отклонения частоты, и принимать, совместно с другими операторами своей синхронной зоны, меры по ограничению их негативного влияния на баланс генерации и потребления.

518. ОПС и операторы передающих систем синхронной зоны должны установить обмен данными в режиме реального времени, в соответствии с разделом 2 главы II Книги II Части второй, которые включают:

518.1. состояние системы в случае передающей системы, в соответствии с разделом 1 главы 1 Книги I Части второй;

518.2. данные измерений ОРВЧ в режиме реального времени для блоков РЧМ и зон РЧМ синхронной зоны.

519. Ответственный за мониторинг синхронной зоны должен установить состояние системы с точки зрения частоты системы, в соответствии с пунктов 61 и 62.

520. Ответственный за мониторинг синхронной зоны должен убедиться, чтобы все операторы передающих систем во всех синхронных зонах были проинформированы в случае соответствия отклонения частоты системы одному из критериев состояния предупреждения, предусмотренного разделом 1 главы 1 Книги I Части второй.

521. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны определить, в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне, общие правила эксплуатации частоты-мощности в нормальном функциональном состоянии, а также в состоянии предупреждения.

522. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны определить, в эксплуатационном соглашении в блоке РЧМ, эксплуатационные процедуры для случаев истощения РВЧ или РЗ. В этих эксплуатационных процедурах, ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ имеют право запросить изменения в генерации или потреблении активной мощности модулей генерации и потребляющих единиц.

523. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны принять меры для предотвращения возникновения ОРВЧ, длительность которых превышает продолжительность восстановления частоты.

524. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны установить, в операционном соглашении по синхронной зоне, эксплуатационные процедуры для состояния предупреждения, вызванного нарушением пределов частоты системы. Эксплуатационные процедуры должны быть направлены на снижение отклонения частоты системы для восстановления ее нормального состояния и ограничения риска перехода в чрезвычайное состояние. эксплуатационные процедуры должны включать право ОПС уклоняться от обязательств, предусмотренных п.471.

525. Если система находится в состоянии предупреждения из-за недостаточных резервов активной мощности, в соответствии с разделом 1 главы 1 Книги I Части второй, ОПС и другие операторы передающих систем рассматриваемого блока РЧМ, в тесном сотрудничестве с другими операторами передающих систем синхронной зоны и операторами передающих систем из других синхронных зон, должны предпринять меры по восстановлению и замене необходимых уровней резервов активной мощности. С этой целью ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ имеют право запросить изменения в генерации или потреблении активной мощности модулей генерации и потребляющих единиц в своей зоне контроля, чтобы уменьшить или устранить нарушение требований к резерву активной мощности.

526. Если среднее значение ОРВЧ в блоке РЧМ за 1 минуту превышает диапазона ОРВЧ уровня 2, по крайней мере, в течение времени, необходимого для восстановления частоты, и, если ОПС и операторы передающих систем блока РЧМ не прогнозируют, что ОРВЧ будет достаточно снижено путем принятия мер из п.529, ОПС и операторы передающих систем блока РЧМ имеют право запросить изменения в генерации или потреблении активной мощности модулей генерации и потребляющих единиц в своих зонах для снижения ОРВЧ, как указано в п.530.

527. Для синхронной зоны, где ОРВЧ в блоке РЧМ превышает 25% от эталонного инцидента синхронной зоны в течение более 30 минут подряд, и если ОПС и операторы передающих систем блока РЧМ не ожидают достаточного снижения ОРВЧ с помощью мер, принятых в соответствии с п.529, ОПС и операторы передающих систем блока РЧМ должны запросить изменения в генерации или потреблении активной мощности модулей генерации и потребляющих единиц в своих соответствующих зонах для снижения ОРВЧ, как указано в п.530.

528. Ответственный за мониторинг блока РЧМ несет ответственность за выявление любых нарушений пределов, предусмотренных в пунктах 526 и 527, и должен:

528.1. информировать других операторов передающих систем блока РЧМ;

528.2. внедрить, совместно с операторами передающих систем блока РЧМ, скоординированные меры по снижению ОРВЧ, которые должны быть указаны в эксплуатационном соглашении в блоке РЧМ.

529. В случаях, предусмотренных пунктами 525 – 527, ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны установить, в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне, меры, позволяющие операторам передающих систем блока РЧМ активно снижать отклонение частоты за счет трансграничной активации резервов. В случаях, предусмотренных пунктами 525 – 527, ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны приложить все усилия, чтобы позволить операторам передающих систем в соответствующем блоке РЧМ снизить ОРВЧ.

530. ОПС и операторы передающих систем блока РЧМ должны установить в эксплуатационном соглашении в блоке РЧМ меры по снижению ОРВЧ за счет изменений в генерации или потреблении активной мощности модулей генерации и потребляющих единиц в своих зонах.

КНИГА V

РЕЗЕРВЫ ДЛЯ СТАБИЛИЗАЦИИ ЧАСТОТЫ

Раздел 1

Определение величины РСЧ

531. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны не реже одного раза в год устанавливать объем резерва, необходимый для РСЧ синхронной зоны, и первоначальные обязанности каждого ОПС по РСЧ, в соответствии с п.532.

532. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны установить, в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне, правила определения величины, в соответствии со следующими критериями:

532.1. резерв мощности для обеспечения РСЧ, необходимый для синхронной зоны, должен охватывать как минимум эталонный инцидент и результаты вероятностного подхода к определению размера РСЧ, выполненные в соответствии с пп.532.3;

532.2. величина эталонного инцидента, который составляет 3000 МВт в положительном направлении и 3000 МВт в отрицательном направлении;

532.3. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны имеют право определить вероятностный подход к определению величины РСЧ с учетом модели потребления, модели генерации и инерции, включая искусственную инерцию, а также средства, доступные для развертывания минимальной инерции в режиме реального времени в соответствии с методологией, предусмотренной в разделе 3 главы VI Книги I Части второй, с целью снижения вероятности недостаточного РСЧ, один раз в 20 лет или реже;

532.4. доли резервной мощности для РСЧ, требуемые для каждого оператора передающей системы в качестве первоначального обязательства по РСЧ, должны основываться на сумме чистой генерации и чистого потребления его зоны контроля, деленной на сумму чистой генерации и чистого потребления синхронной зоны за период в 1 год.

Раздел 2

Минимальные технические требования для РСЧ

533. Каждый ОПС с подключенными резервами должен обеспечить соответствие РСЧ характеристикам, перечисленным для его синхронной зоны в приложении № 3.

534. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны имеют право устанавливать в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне дополнительные общие характеристики РСЧ, необходимые для обеспечения надёжности функционирования в синхронной зоне, с помощью набора технических параметров и в диапазонах, предусмотренных в пп.51.4) , а также в подразделах 1 и 2 раздела 1 главы III Книги III Кодекса о подключении. Эти дополнительные общие характеристики РСЧ должны учитывать установленную мощность, структуру и модель потребления и генерации в синхронной зоне. ОПС должен применить переходный период для введения дополнительных характеристик, определяемый по согласованию с затронутыми поставщиками РСЧ.

535. ОПС с подключенными резервами имеет право устанавливать дополнительные требования к группам поставки РСЧ в диапазонах, установленных в пп.51.4), а также в подразделах 1 и 2 раздела 1 главы III Книги III Кодекса о подключении, для обеспечения надёжности функционирования. Эти дополнительные требования должны быть обусловлены техническими причинами, такими как географическое распределение модулей генерации или потребляющих единиц, принадлежащих группе поставки РСЧ. Поставщик РСЧ должен убедиться в возможность мониторинга активации РСЧ для подразделения поставки РСЧ в группе поставки резервов.

536. ОПС с подключенными резервами имеет право исключить группы поставки РСЧ из предоставления РСЧ для обеспечения надёжности функционирования. Это исключение должно быть обусловлено техническими причинами, такими как географическое распределение модулей генерации или потребляющих единиц, принадлежащих группе поставки РСЧ.

537. Каждое подразделение поставки РСЧ и каждая группа поставки РСЧ должны иметь одного ОПС с подключенными резервами.

538. Каждое подразделение поставки РСЧ и каждая группа поставки РСЧ должны соответствовать характеристикам, требуемым для РСЧ, указанным в Приложении № 3 и любым другим дополнительным характеристикам или требованиям, указанным в соответствии с пунктами 534 и 535, и активировать согласованные РСЧ посредством пропорционального регулятора, реагирующего на отклонения частоты, или, альтернативно, на основе гибридной монотонной функции в диапазонах с линейной характеристикой мощности-частоты в случае релейного включения РСЧ. Они должны быть способны активировать РСЧ в частотных диапазонах, предусмотренных пп.38 .1) Кодекса о подключении.

539. Каждый оператор передающей системы синхронной зоны EC должен обеспечить соответствие комбинированной реакции РСЧ зоны РЧМ следующим требованиям:

539.1. активация РСЧ не должна искусственно задерживаться и начинаться как можно скорее после отклонения частоты;

539.2. при отклонении частоты, равном или превышающем 200 МГц, не менее 50% от общей мощности РСЧ должно быть поставлена не позднее чем через 15 секунд;

539.3. при отклонении частоты, равном или превышающем 200 МГц, 100% общей мощности РСЧ должно быть поставлено не позднее чем через 30 секунд;

539.4. при отклонении частоты, равном или превышающем 200 МГц, активация полной мощности РСЧ должна увеличиваться как минимум линейно от 15 до 30 секунд;

539.5. в случае отклонения частоты менее 200 мГц, соответствующая активированная мощность FCR должна быть как минимум пропорциональна аналогичному временному поведению, упомянутому в подпунктах 539.1– 539.4.

540. Каждый ОПС с подключенными резервами должен контролировать свой вклад в РСЧ и активацию РСЧ в отношении своих обязательств по РСЧ, включая подразделения поставки РСЧ и группы поставки РСЧ. Каждый поставщик РСЧ должен предоставлять ОПС с подключенными резервами, для каждого из своих подразделений поставки РСЧ и групп поставки РСЧ, как минимум следующую информацию:

540.1. статус с меткой времени, указывающей, включены ли РСЧ или отключены;

540.2. данные об активной мощности с меткой времени, необходимые для проверки активации РСЧ, включая мгновенную активную мощность с меткой времени;

540.3. статизм регулятора для модулей генерации типов C и D, как определено в разделе 2 главы I Книги II Части первой Кодекса о подключении, действующих как подразделения поставки РСЧ, или эквивалентный ему параметр для групп поставки РСЧ, образованных модулями генерации типа A и/или типа B, как определено в разделе 2 главы I Книги II Части первой Кодекса о подключении, и/или потребляющими единицами с регулированием активной мощности для диспетчерируемого потребления, как определено в подразделе 2 раздел 1 главы III Книги III Кодекса о подключении.

541. Каждый поставщик РСЧ имеет право агрегировать соответствующие данные для более чем одного блока поставки РСЧ, если максимальная мощность агрегированных блоков составляет менее 1,5 МВт, и возможна ясная проверка активации РСЧ.

542. По запросу ОПС с подключенными резервами, поставщик РСЧ должен предоставлять в режиме реального времени информацию, указанную в п.541, с временным разрешением не менее 10 секунд.

543. По запросу ОПС с подключенными резервами и при необходимости для проверки активации РСЧ поставщик РСЧ должен предоставлять информацию, указанную в п.541, о технических установках, входящих в состав того же подразделения поставки РЧФ.

Раздел 3

Процедура предварительной квалификации для РСЧ

544. ОПС обязан разработать процедуру предварительной квалификации для РСЧ и опубликовать подробную информацию о процедуре предварительной квалификации для РСЧ.

545. Потенциальный поставщик РСЧ должен продемонстрировать ОПС с подключенными резервами, что он соответствует техническим требованиям и дополнительным требованиям, изложенным в разделе 2 настоящей Книги, успешно завершив процедуру предварительной квалификации потенциальных подразделений поставки РСЧ или групп поставки РСЧ, описанных в пунктах 546–549.

546. Потенциальный поставщик РСЧ должен подать официальную заявку ОПС с подключенными резервами, вместе с необходимой информацией о потенциальных подразделениях или группах поставки РСЧ. В течение 8 недель с момента получения заявки, ОПС с подключенными резервами должен подтвердить полноту заявки. Если ОПС с подключенными резервами считает заявку неполной, потенциальный поставщик РСЧ должен предоставить дополнительную необходимую информацию в течение 4 недель с момента получения запроса. Если потенциальный поставщик РСЧ не предоставит запрошенную информацию в течение указанного срока, заявка считается отозванной.

547. В течение 3 месяцев с момента подтверждения полноты заявки, ОПС с подключенными резервами должен оценить предоставленную информацию и принять решение о соответствии потенциальных подразделений или групп поставки РСЧ, критериям предварительной квалификации РСЧ. ОПС с подключенными резервами должен уведомить о своем решении потенциального поставщика РСЧ.

548. Если ОПС с подключенными резервами системы уже подтвердил соответствие определенным требованиям настоящих Руководств по электросетям, это будет учтено в предварительной квалификации.

549. Квалификация подразделений поставки РСЧ или групп по поставки РСЧ должна быть повторно оценена:

549.1. не реже одного раза в пять лет;

549.2. в случае изменения технических требований, требований к доступности или оборудования;

549.3. в случае модернизации оборудования, связанного с активацией РСЧ.

Раздел 4

Поставка РСЧ

550. ОПС должен обеспечить выполнение как минимум своих обязательств по РСЧ, согласованных между всеми операторами передающих систем в пределах синхронной зоны, в соответствии с разделом 1 настоящей Книги, разделом 1 главы I Книги VII Части четвертой, а также с разделами 3 и 4 главы II Книги VII Части четвертой.

551. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны не реже одного раза в год определять величину К-фактора синхронной зоны, учитывая, как минимум, следующие факторы:

551.1. резервная мощность РСЧ, деленная на максимальное значение отклонения частоты в стационарном режиме;

551.2. самонастройка генерации;

551.3. самонастройка потребления с учетом вклада в соответствии с подразделами 1 и 2 раздела 1 главы III Книги III Части первой Кодекса о подключении;

551.4. реакция на отклонения частоты в линиях межсистемных соединений HVDC, предусмотренная в разделе 2 главы II Книги VII Части четвертой;

551.5. активация ограниченной реакции на отклонения частоты и реакции на отклонения частоты, в соответствии с подразделами 1 и 3 раздела 1 главы II Книги II Части первой Кодекса о подключении.

552. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны установить, в операционном соглашении по синхронной зоне, доли К-фактора для каждой зоны РЧМ, которые должны основываться как минимум на следующих элементах:

552.1. первоначальные обязательства по РСЧ;

552.2. самонастройка генерации;

552.3. самонастройка потребления;

552.4. сопряжение частот через HVDC между синхронными зонами;

552.5. обмен РСЧ.

553. Поставщик РСЧ должен обеспечить непрерывную доступность РСЧ, за исключением принудительного вывода из эксплуатации единицы поставки РСЧ в течение периода времени, в течение которого он обязан предоставлять РСЧ.

554. Каждый поставщик РСЧ обязан как можно скорее информировать своего ОПС с подключенными резервами о любых изменениях фактической доступности подразделения поставки РСЧ и/или группы поставки РСЧ, полностью или частично, имеющих значение для результатов предварительной квалификации.

555. ОПС должен обеспечить или потребовать от своих поставщиков РСЧ обеспечить, чтобы потеря подразделения поставки РСЧ не ставила под угрозу надёжность функционирования посредством:

555.1. ограничения доли РСЧ, поставляемой каждым подразделением поставки РСЧ, до 5 % от резервной мощности РСЧ, необходимой для всей синхронной зоны;

555.2. замены РСЧ, ставших недоступными из-за принудительного вывода из эксплуатации или недоступности подразделения поставки РСЧ или группы поставки РСЧ как можно скорее, как только это будет технически возможно, и в соответствии с условиями, которые должны быть установлены ОПС с подключенными резервами.

556. Подразделение поставки РСЧ или группа поставки РСЧ с резервуаром энергии, не ограничивающим их способность поставлять РСЧ, должны активировать свои РСЧ до тех пор, пока сохраняется отклонение частоты.

557. Подразделение поставки РСЧ или группа поставки РСЧ с резервуаром энергии, не ограничивающим их способность поставлять РСЧ, должны активировать свои РСЧ до тех пор, пока сохраняется отклонение частоты, за исключением случаев, когда их энергетический резервуар исчерпан в положительную или отрицательную сторону.

558. Каждый поставщик РСЧ должен убедиться в непрерывном доступности РСЧ от своих подразделений или групп поставки РСЧ с энергетическими резервуарами ограниченной емкости в нормальном функциональном состоянии. С момента активации состояния предупреждения и во время его действия каждый поставщик РСЧ должен убедиться в возможности непрерывной активации РСЧ своими подразделениями поставки РСЧ или группами поставки РСЧ с энергетическими резервуарами ограниченной емкости в течение периода времени, определяемого в соответствии с п.559. Если периода времени не определен в соответствии с п.559, каждый поставщик РСЧ должен убедиться, что его подразделения поставки РСЧ или группы поставки РСЧ с энергетическими резервуарами ограниченной емкости могут активировать РСЧ непрерывно в течение не менее 15 минут или, в случае отклонений частоты, меньших отклонения частоты, требующего полной активации РСЧ, в течение эквивалентного периода времени или в течение периода, определяемого каждым оператором передающей системы, который не должен превышать 30 и не должен быть меньше 15 минут.

559. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны применять методологию минимального периода активации, который должны обеспечить поставщики РСЧ, применимую на уровне синхронной зоны.

560. Поставщик РСЧ должен указать ограничения энергетического резервуара своих подразделений поставки РСЧ или групп поставки РСЧ, в процессе предварительной квалификации в соответствии с разделом 3 настоящей Книги.

561. Поставщик РСЧ, использующий подразделения поставки РСЧ или группы поставки РСЧ с энергетическими резервуарами, ограничивающим их способность поставки РСЧ, должен обеспечить восстановление энергетических резервуаров в положительном или отрицательном направлении. Поставщик РСЧ должен обеспечить восстановление энергетических резервуаров в кратчайшие сроки, в течение 2 часов после окончания состояния предупреждения.

КНИГА VI

РЕЗЕРВЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЧАСТОТЫ И РЕЗЕРВЫ ЗАМЕЩЕНИЯ

Раздел 1

Определение размера РВЧ

562. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны установить правила определения размера РВЧ в эксплуатационном соглашении в блоке РЧМ.

563. Правила определения размера РВЧ должны включать как минимум следующее:

563.1. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны определить требуемый резерв мощности РВЧ блока РЧМ на основе последовательных исторических записей, включающих как минимум исторические последовательные значения дисбаланса блока РЧМ. Выборка этих исторических записей должна охватывать как минимум время восстановления частоты. Период времени, рассматриваемый для этих записей, должен быть репрезентативным и включать как минимум один полный год, заканчивающийся не ранее чем за 6 месяцев до даты расчета;

563.2. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны определить резерв мощности РВЧ блока РЧМ, достаточный для соблюдения текущих целевых параметров для ОРВЧ, предусмотренным в разделе 2 Книги II Части четвертой, на период времени, предусмотренный в пп.563.1, как минимум на основе вероятностной методологии. При использовании этой вероятностной методологии операторы передающих систем должны учитывать ограничения, определенные в соглашениях о совместном использовании или обмене резервами в связи с возможными нарушениями надёжности функционирования и требованиями к доступности РВЧ. Все операторы передающих систем блока РЧМ должны учитывать любые ожидаемые существенные изменения в распределении дисбалансов блока РЧМ или учитывать другие соответствующие факторы влияния относительно рассматриваемого периода времени;

563.3. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны определить соотношение между автоматическими РВЧ, ручными РВЧ, продолжительностью полной активации автоматических РВЧ и продолжительностью полной активации ручных РВЧ, для соблюдения требований пп.563.2. Для этой цели продолжительность полной активации автоматических РВЧ блока РЧМ и продолжительность полной активации ручных РВЧ блока РЧМ не должно превышать времени восстановления частоты;

563.4. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны определить величину эталонного инцидента, который должен представлять собой наибольший дисбаланс, который может возникнуть в результате мгновенного изменения активной мощности отдельного модуля генерации, отдельного места потребления или одной линии межсистемных соединений HVDC или в результате отключения линии переменного тока в блоке РЧМ;

563.5. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны определить положительную резервную мощность по РВЧ, которая не должна быть меньше положительного значения инцидента блока РЧМ;

563.6. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны определить отрицательную резервную мощность по РВЧ, которая не должна быть меньше отрицательного значения инцидента блока РЧМ;

563.7. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны определить резервную мощность РВЧ блока РЧМ, возможные географические ограничения на ее распределение внутри блока РЧМ и возможные географические ограничения на любой обмен резервами или совместное использование резервов с другими блоками РЧМ в целях соблюдения пределов, обеспечивающих надёжность функционирования;

563.8. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны обеспечить, чтобы положительного резерва мощности РВЧ или комбинации резервных мощностей РВЧ и РЗ было достаточно для покрытия положительного дисбаланса в блоке РЧМ не менее чем в 99% случаев, на основе исторических данных, предусмотренных в пп.563.1;

563.9. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны обеспечить, чтобы отрицательного резерва мощности РВЧ или комбинации резервных мощностей РВЧ и РЗ было достаточно для покрытия отрицательного дисбаланса в блоке РЧМ не менее чем в 99% случаев, на основе исторических данных, предусмотренных в пп.563.1;

563.10. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ могут уменьшить положительный резерв мощности РВЧ блока РЧМ, возникающий в результате определения величины РВЧ, путем заключения соглашения о совместном использовании РВЧ с другими блоками РЧМ, в соответствии с положениями Книги VII. Уменьшение положительного резерва мощности РВЧ блока РЧМ должно быть ограничено разницей (если она положительная) между величиной инцидента положительного измерения и резервом мощности РВЧ, необходимым для покрытия положительных дисбалансов блока РЧМ в 99% случаев, на основе исторических записей, упомянутых в пп.563.1. Уменьшение положительного резерва мощности не должно превышать 30% от величины инцидента положительного измерения;

563.11. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ могут уменьшить отрицательный резерв мощности РВЧ блока РЧМ, возникающий в результате определения величины РВЧ, путем заключения соглашения о совместном использовании РВЧ с другими блоками РЧМ, в соответствии с положениями Книги VII. Уменьшение отрицательного резерва мощности РВЧ блока РЧМ должно быть ограничено разницей (если она положительная) между величиной инцидента отрицательного измерения и резервом мощности РВЧ, необходимым для покрытия отрицательных дисбалансов блока РЧМ в 99% случаев, на основе исторических записей, упомянутых в пп.563.1.

564. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ, состоит из более чем одного оператора передающей системы, должны установить в эксплуатационном соглашении в блоке РЧМ конкретное распределение ответственностей между операторами передающих систем в зонах РЧМ для выполнения обязательств, установленных в п.563.

565. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны иметь достаточный резерв мощности РВЧ в любое время в соответствии с правилами определения размера РВЧ. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны установить в операционном соглашении в блоке РЧМ процедуру эскалации для ситуаций серьезного риска недостаточности резервной мощности РВЧ в блоке РЧМ.

Раздел 2

Минимальные технические требования для РВЧ

566. Минимальные технические требования для РВЧ следующие:

566.1. каждое подразделение поставки РВЧ и каждая группа поставки РВЧ должны быть подключены только к одному резервному ОПС с подключенными резервами;

566.2. подразделение поставки РВЧ или группа поставки РВЧ должны активировать РВЧ в соответствии с эталоном, полученным от ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов;

566.3. ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов, является ОПС с подключенными резервами или оператор передающей системы, назначенный ОПС с подключенными резервами в соглашении об обмене РВЧ, согласно п.608 или п.626;

566.4. подразделение поставки РВЧ или группа поставки РВЧ для автоматических РВЧ должны иметь задержку активации автоматических РВЧ, не превышающую 30 секунд;

566.5. поставщик РВЧ должен убедиться в возможности мониторинга активации РВЧ для подразделения поставки РВЧ в группе поставки резервов. Для этой цели поставщик РВЧ должен иметь возможность предоставлять ОПС с подключенными резервами и ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов, значения, измеренные в режиме реального времени в точке подключения или в другой точке взаимодействия, согласованной с ОПС с подключенными резервами, в отношении следующего:

566.5.1. запрограммированная активная мощность с меткой времени;

566.5.2. мгновенная активная мощность с меткой времени для:

566.5.2.1. каждого подразделения поставки РВЧ;

566.5.2.2. каждой группы поставки РВЧ;

566.5.2.3. каждого модуля генерации или каждой потребляющей единицы группы поставки РВЧ, с максимальной выходной активной мощностью, превышающей или равной 1,5 МВт;

566.6. подразделение поставки РВЧ или группа поставки РВЧ для автоматических РВЧ должны быть способны активировать весь свой резерв мощности автоматических РВЧ в течение времени полной активации автоматических РВЧ;

566.7. подразделение поставки РВЧ или группа поставки РВЧ для ручных РВЧ должны быть способны активировать весь свой резерв мощности ручных РВЧ в течение времени полной активации ручных РВЧ;

566.8. поставщик РВЧ должен соблюдать требования относительно доступности РВЧ;

566.9. подразделение поставки РВЧ или группа поставки РВЧ должны соответствовать требованиям относительно скорости изменения нагрузки в блоке РЧМ.

567. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны установить требования относительно доступности РВЧ и требования относительно контроля качества в подразделениях поставки РВЧ и группах поставки РВЧ своего блока РЧМ, в эксплуатационном соглашении в блоке РЧМ, в соответствии с разделом 2 Книги I Части четвертой.

568. ОПС с подключенными резервами должен принять технические требования для подключения подразделений поставки РВЧ и групп поставки РВЧ, чтобы обеспечить безопасную и надежную поставку РВЧ.

569. Каждый поставщик РВЧ должен:

569.1. убедиться, чтобы подразделения поставки РВЧ и группы поставки РВЧ выполняли минимальные технические требования РВЧ, требования относительно доступности РВЧ и требования относительно скорости изменения нагрузки, указанные в пунктах 566–568;

569.2. как можно скорее информировать своего ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов, о снижении фактической доступности своего подразделения поставки РВЧ или своей группы поставки РВЧ, или части своей группы поставки РВЧ.

570. Каждый ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов, должен обеспечить мониторинг соблюдения, своими подразделениями поставки РВЧ и группами поставки РВЧ, минимальных технических требований РВЧ, указанных в п.566, требований относительно доступности РВЧ, указанных в п.567, требований относительно скорости изменения нагрузки, указанных в п.566, и требований подключения, указанных в п.568.

Раздел 3

Процедура предварительной квалификации для РВЧ

571. ОПС должен разработать процедуру предварительной квалификации для РВЧ, разъяснить и представить общественности детали, касающиеся этого.

572. Потенциальный поставщик РВЧ должен продемонстрировать ОПС с подключенными резервами или оператору передающей системы, назначенному ОПС с подключенными резервами в соглашении об обмене РВЧ (далее – ОПС, назначенный для РВЧ), что он соответствует минимальным техническим требованиям РВЧ, изложенным в п.566, требованиям относительно доступности РВЧ, изложенным в п.567, требованиям к скорости изменения нагрузки, изложенным в п.566, и требованиям к подключению, изложенным в п.568, успешно завершив процедуру предварительной квалификации потенциальных подразделений поставки РВЧ или потенциальных групп поставки РВЧ, описанную в пунктах 573–576.

573. Потенциальный поставщик РВЧ должен подать официальную заявку ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенному для РВЧ, вместе с необходимой информацией о потенциальных подразделениях или группах поставки РВЧ. В течение 8 недель с момента получения заявки, ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенный для РВЧ, должны подтвердить полноту заявки. Если ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенный для РВЧ, сочтут заявку неполной, они запрашивают дополнительную информацию, а потенциальный поставщик РВЧ должен предоставить дополнительную необходимую информацию в течение 4 недель с момента получения запроса на представление этой информации. Если потенциальный поставщик РВЧ не предоставит запрошенную информацию в течение указанного срока, заявка считается отозванной.

574. В течение 3 месяцев после подтверждения ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенным для РВЧ, того, что заявка является полной, ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенный для РВЧ, должны оценить предоставленную информацию и принять решение о соответствии потенциальных подразделений или групп поставки РВЧ, критериям предварительной квалификации РВЧ. ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенный для РВЧ, должны уведомить о своем решении потенциального поставщика РВЧ.

575. Выбор подразделений поставки РВЧ или групп поставки РВЧ, сделанный ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенным для РВЧ, действителен для всего блока РВЧ.

576. Квалификация подразделений поставки РВЧ или групп по поставки РВЧ должна быть повторно оценена:

576.1. не реже одного раза в пять лет;

576.2. в случае изменения технических требований, требований к доступности или оборудования.

577. Для обеспечения надёжности функционирования, ОПС с подключенными резервами имеет право исключать группы поставки РВЧ из предоставления РВЧ на основе технических аргументов, таких как географическое распределение модулей генерации или потребляющих единиц, принадлежащих группе поставки РВЧ.

Раздел 4

Определение величины РЗ

578. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ имеют право внедрить процесс замещения резервов.

579. Чтобы соответствовать целевым параметрам для ОРВЧ, указанным в разделе 2 Книги II Части четвертой, ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ с ПЗР, выполняющие комбинированный процесс определения величины РВЧ и РЗ для удовлетворения требований п.563, должны определить правила определения величины РЗ в эксплуатационном соглашении в блоке РЧМ.

580. Правила определения величины РЗ должны включать как минимум следующие требования:

580.1. должен быть обеспечен достаточный положительный резерв мощности на РЗ для восстановления требуемого количества положительных РВЧ;

580.2. должен быть обеспечен достаточный отрицательный резерв мощности на РЗ для восстановления требуемого количества отрицательных РВЧ;

580.3. должна быть достаточная резервная мощность на RI, когда она учитывается при определении величины резервной мощности на РВЧ с целью соблюдения целевого показателя качества ОРВЧ за соответствующий период;

580.4. соблюдение надёжности функционирования в блоке РЧМ для определения резервной мощности на РЗ.

581. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ могут уменьшить положительную резервную мощность на РЗ блока РВЧ, возникающую в результате процесса определения величины РЗ, путем разработки соглашения о совместном использовании РЗ для этой положительной мощности на РЗ с другими блоками РЧМ в соответствии с положениями Книги VII Части четвертой. ОПС, принимающий возможности настройки, должен ограничить снижение своей положительной резервной мощности на РЗ с целью:

581.1. гарантировать, что он все еще может соответствовать своим целевым параметрам для ОРВЧ, предусмотренным в разделе 2 книги II Части четвертой;

581.2. убедиться, чтобы надёжность функционирования не была поставлена ​​под угрозу;

581.3. убедиться, чтобы снижение положительной резервной мощности на РЗ не превышало оставшуюся положительную резервную мощность на РЗ блока РЧМ.

582. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ могут уменьшить отрицательный резерв мощности РЗ блока РЧМ, возникающий в результате определения величины РЗ, путем заключения соглашения о совместном использовании РЗ с другими блоками РЧМ, в соответствии с положениями Книги VII Части четвертой. ОПС, принимающий возможности настройки, должен ограничить снижение своей отрицательной резервной мощности на РЗ с целью:

582.1. гарантировать, что он все еще может соответствовать своим целевым параметрам для ОРВЧ, предусмотренным в разделе 2 Книги II Части четвертой;

582.2. убедиться, чтобы надёжность функционирования не была поставлена ​​под угрозу;

582.3. убедиться, чтобы снижение отрицательной резервной мощности на РЗ не превышало оставшуюся отрицательную резервную мощность на РЗ блока РЧМ.

583. Если блок РЧМ управляется более чем одним оператором передающей системы и, если процесс необходим для блока РЧМ, все операторы передающих систем в этом блоке РЧМ должны указать в операционном соглашении в блоке РЧМ распределение обязанностей между операторами передающих систем различных зон РЧМ для реализации правил определения величины, предусмотренных в п.580.

584. ОПС должен всегда иметь достаточный резерв мощности на РЗ в соответствии с правилами определения величины РЗ. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны установить в эксплуатационном соглашении в блоке РЧМ процедуру эскалации для ситуаций серьезного риска недостаточности резервной мощности РЗ в блоке РЧМ.

Раздел 5

Минимальные технические требования для РЗ

585. Подразделения поставки РЗ и группы поставки РЗ должны соответствовать следующим минимальным техническим требованиям:

585.1. подключение только к одному ОПС с подключенными резервами;

585.2. активация РЗ в соответствии с эталонным значением, полученным от ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов;

585.3. ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов, является ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенным ОПС с подключенными резервами, в соглашении об обмене РЗ, согласно п.608 или п.626;

585.4. активация всей резервной мощности РЗ в течение срока активации, определенного ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов;

585.5. деактивация РЗ в соответствии с эталонным значением, полученным от ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов;

585.6. поставщик РЗ должен убедиться в возможности мониторинга активации РЗ для подразделения поставки РЗ в группе поставки резервов. Для этой цели поставщик РЗ должен иметь возможность предоставлять ОПС с подключенными резервами и ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов, значения, измеренные в режиме реального времени в точке подключения или в другой точке взаимодействия, согласованной с ОПС с подключенными резервами, в отношении следующего:

585.6.1. запрограммированное производство активной мощности с меткой времени для каждого подразделения поставки РЗ или группы поставки РЗ, а также для каждого модуля генерации или для каждой потребляющей единицы группы поставок РЗ, с максимальной выходной активной мощностью не менее 1,5 МВт;

585.6.2. мгновенная активная мощность с меткой времени для каждого подразделения поставки РЗ или группы поставки РЗ, а также для каждого модуля генерации или для каждой потребляющей единицы группы поставок РЗ, с максимальной выходной активной мощностью не менее 1,5 МВт;

585.7. выполнение требований относительно доступности РЗ.

586. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны установить требования относительно доступности РЗ и требования относительно контроля качества в подразделениях поставки РЗ и группах поставки РЗ, в эксплуатационном соглашении в блоке РЧМ.

587. ОПС с подключенными резервами должен принять технические требования для подключения подразделений поставки РЗ и групп поставки РЗ, чтобы обеспечить безопасную и надежную поставку РЗ, согласно описанию процедуры предварительной квалификации.

588. Каждый поставщик РЗ должен:

588.1. убедиться, чтобы подразделения поставки РЗ и группы поставки РЗ соответствовали минимальным техническим требованиям для РЗ и требованиям относительно доступности РЗ, указанным в пунктах 585–587;

588.2. как можно скорее информировать своего ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов, о снижении фактической доступности или принудительном выводе из эксплуатации своего подразделения поставки РЗ или своей группы поставки РЗ, или части своей группы поставки РЗ.

589. Каждый ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов должен обеспечить соблюдение технических требований для РЗ, требований относительно доступности РЗ и требований к подключению, упомянутых в настоящем разделе, в отношении своих подразделений поставки РЗ и групп поставки РЗ.

Раздел 6

Процедура предварительной квалификации для РЗ

590. ОПС должен разработать процедуру предварительной квалификации для РЗ, разъяснить и представить общественности детали, касающиеся этого.

591. Потенциальный поставщик РЗ должен продемонстрировать ОПС с подключенными резервами или оператору передающей системы, назначенному ОПС с подключенными резервами, в соглашении об обмене РЗ (далее – ОПС, назначенный для РЗ), что он соблюдает минимальные технические требования РЗ, требования относительно доступности РЗ и требования к подключению, предусмотренным в разделе 5 настоящей Книги, успешно завершив процедуру предварительной квалификации потенциальных подразделений поставки РЗ или потенциальных групп поставки РЗ, описанную в пунктах 592–595.

592. Потенциальный поставщик РЗ должен подать официальную заявку ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенному для РЗ, вместе с необходимой информацией о потенциальных подразделениях или группах поставки РЗ. В течение 8 недель с момента получения заявки, ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенный для РЗ, должны подтвердить полноту заявки. Если ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенный для РЗ, сочтут заявку неполной, потенциальный поставщик РЗ должен предоставить дополнительную необходимую информацию в течение 4 недель с момента получения запроса на представление этой информации. Если потенциальный поставщик РЗ не предоставит запрошенную информацию в течение указанного срока, заявка считается отозванной.

593. В течение 3 месяцев с момента подтверждения подачи заявки, ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенный для РЗ, должны оценить предоставленную информацию и принять решение о соответствии потенциальных подразделений или групп поставки РЗ, критериям предварительной квалификации РЗ. ОПС с подключенными резервами или ОПС, назначенный для РЗ, должны уведомить о своем решении потенциального поставщика РЗ.

594. Квалификация подразделений поставки РЗ или групп по поставки РЗ должна быть повторно оценена:

594.1. не реже одного раза в пять лет;

594.2. в случае изменения технических требований, требований к доступности или оборудования.

595. Для обеспечения надёжности функционирования, ОПС с подключенными резервами имеет право отклонять поставки РЗ групп поставки РЗ, на основе технических аргументов, таких как географическое распределение модулей генерации или потребляющих единиц, принадлежащих группе поставки РЗ.

КНИГА VII

ОБМЕН И СОВМЕСТНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗЕРВОВ

Глава I

ОБМЕН И СОВМЕСТНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗЕРВОВ

В ПРЕДЕЛАХ СИНХРОННОЙ ЗОНЫ

Раздел 1

Обмен РСЧ в пределах синхронной зоны

596. ОПС и другие операторы передающих систем, участвующие в обмене РСЧ в пределах синхронной зоны, должны соответствовать требованиям, изложенным в пунктах 597–604. Обмен РСЧ подразумевает передачу обязательств по РСЧ от ОПС, получающего резерв, ОПС с подключенными резервами, за соответствующую резервную мощность РСЧ.

597. ОПС и другие операторы передающих систем, участвующие в обмене РСЧ в пределах синхронной зоны, должны соблюдать ограничения и требования относительно обмена РСЧ в синхронной зоне, указанные в Приложении № 4.

598. В случае обмена РСЧ, ОПС с подключенными резервами и ОПС, получающий резерв, должны уведомить об этом в соответствии с разделом 12 Книги III Части четвертой.

599. Любой ОПС с подключенными резервами, ОПС, получающий резерв, или затронутый ОПС, участвующий в обмене РСЧ, может отказаться от обмена РСЧ, если это приведет к потокам мощности, нарушающим пределы надёжности функционирования при активации резервной мощности на РСЧ, подлежащей обмену РСЧ.

600. ОПС и каждый затронутый ОПС должны убедиться, что его запас надежности, установленный в соответствии с разделом 8 главы I Книги II Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками достаточен для обеспечения потоков мощности, возникающих в результате активации резервной мощности на РСЧ, являющейся предметом обмена РСЧ.

601. ОПС и другие операторы передающих систем зоны РСЧ должны корректировать расчетные параметры ОРВЧ для учета обмена РЧМ.

602. ОПС с подключенными резервами несет ответственность за соблюдение требований, предусмотренных в разделах 2 и 4 Книги V Части четвертой, в отношении резервной мощности на РСЧ, являющейся предметом обмена РСЧ.

603. Подразделение или группа поставки РСЧ несет ответственность за активацию РСЧ перед ОПС с подключенными резервами.

604. ОПС и операторы соответствующих передающих систем должны убедиться, чтобы обмен РСЧ не помешал оператору передающей системы выполнить требования относительно резервов, предусмотренные в разделе 4 Книги V Части четвертой.

Раздел 2

Совместное использование РСЧ в пределах синхронной зоны

605. ОПС не должен совместно использовать РСЧ с другими операторами передающих систем в пределах своей синхронной зоны, для выполнения своих обязательств по РСЧ и уменьшения общей величины РСЧ в синхронной зоне, в соответствии с разделом 1 Книги V Части четвертой.

Раздел 3

Общие требования к обмену РСЧ и РЗ в пределах синхронной зоны

606. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны определить в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне роли и ответственности ОПС с подключенными резервами, ОПС, принимающего резерв, и затронутого ОПС в отношении обмена РВЧ и/или РЗ.

607. В случае обмена РВЧ/РЗ, ОПС с подключенными резервами и ОПС, получающий резерв, должны уведомить об этом обмене в соответствии с требованиями относительно уведомлений, изложенными в разделе 12 Книги III Части четвертой.

608. ОПС с подключенными резервами и ОПС, получающий резерв, участвующие в обмене РВЧ/РЗ, должны установить, в соглашении об обмене РВЧ или РЗ, их роли и ответственности, включая:

608.1. ответственность ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом обмена РВЧ/РЗ;

608.2. значение резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом обмена РВЧ/РЗ;

608.3. внедрение процесса активации трансграничных РВЧ/РЗ в соответствии с разделами 9 и 10 Книги III Части четвертой;

608.4. минимальные технические требования, касающиеся РВЧ/РЗ, относящиеся к процессу активации трансграничных РВЧ/РЗ, если ОПС с подключенными резервами не является ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов;

608.5. внедрение предварительной квалификации для резервной мощности на РВЧ и РЗ, которые подлежат обмену в соответствии с разделами 3 и 6 Книги VI Части четвертой;

608.6. ответственность за соблюдение технических требований для РВЧ/РЗ и требований относительно доступности резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом обмена в соответствии с пунктами 570 и 589;

608.7. процедуры, гарантирующие, что обмен РВЧ/РЗ не сгенерирует потоки энергии, нарушающие пределы надёжности функционирования.

609. Любой ОПС с подключенными резервами, ОПС, получающий резерв, или затронутый ОПС, участвующий в обмене РВЧ или РЗ, может отказаться от обмена, указанного в п.607, если это приведет к потокам мощности, нарушающим пределы надёжности функционирования при активации резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом обмена РВЧ или РЗ.

610. Соответствующий ОСТ должен убедиться, что обмен РВЧ/РЗ не препятствует ни одному оператору передающей системы соблюдать требования к резервам, установленные в правилах определения величин РВЧ или РЗ, предусмотренных в разделах 1 и 4 Книги VI Части четвертой.

611. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны определить, в эксплуатационном соглашении в блоке РЧМ, роли и ответственности ОПС с подключенными резервами, ОПС, принимающего резерв, и затронутого ОПС в отношении обмена РВЧ и/или РЗ, с операторами передающих систем из других блоков РЧМ.

Раздел 4

Общие требования к совместному использованию РСЧ

и РЗ в пределах синхронной зоны

612. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны определить в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне роли и ответственности ОПС, поставляющего регулирующую мощность, ОПС, получающего регулирующую мощность, и ОПС, затронутого в отношении совместного использования РВЧ/РЗ.

613. В случае совместного использования РВЧ/РЗ, ОПС, поставляющий регулирующую мощность, и ОПС, получающий регулирующую мощность, должны уведомить об этом совместном использовании в соответствии с требованиями к уведомлению, предусмотренными в разделе 12 Книги III Части четвертой.

614. ОПС, поставляющий регулирующую мощность, и ОПС, получающий регулирующую мощность, участвующие в совместном использовании ресурсов РВЧ/РЗ, должны определить в соглашении о совместном использовании ресурсов РВЧ или РЗ свои роли и ответственности, включая:

614.1. количество резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом совместного использования РВЧ/РЗ;

614.2. внедрение процесса активации трансграничных РВЧ/РЗ в соответствии с разделами 9 и 10 Книги III Части четвертой;

614.3. процедуры, для того чтобы убедиться, что активация резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом совместного использования РВЧ/РЗ, не приводила к перетокам мощности, нарушающим пределы надёжности функционирования.

615. Любой ОПС, поставляющий регулирующую мощность, ОПС, получающий регулирующую мощность, или затронутый ОПС, участвующий в совместном использовании РВЧ/РЗ, может отказаться от совместного использования РВЧ/РЗ, если это приведет к перетокам мощности, нарушающим пределы надёжности функционирования при активации резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом совместного использования РВЧ/РЗ.

616. В случае совместного использования РВЧ/РЗ, ОПС, поставляющий регулирующую мощность, должен предоставить ОПС, получающему регулирующую мощность, долю своей резервной мощности на РВЧ и РЗ, необходимую для соблюдения его требований к резерву для РВЧ и/или РЗ, вытекающих из правил определения величин РВЧ/РЗ, предусмотренных в разделах 1 и 4 Книги VI Части четвертой. ОПС, поставляющим регулирующую мощность, может быть:

616.1. ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов для резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом совместного использования РВЧ/РЗ;

616.2. ОПС, имеющий доступ к своей резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом совместного использования РВЧ/РЗ, посредством внедрённого процесса активации трансграничных РВЧ/РЗ в рамках соглашения о совместном использовании РВЧ/РЗ.

617. Каждый ОПС, получающий возможность настройки, несет ответственность за устранение инцидентов и дисбалансов в случае, если резервная мощность на РВЧ и РЗ, которая является предметом совместного использования РВЧ/РЗ, недоступна из-за:

617.1. ограничений на восстановление частоты или на корректировку запланированного значения регулируемой обменной мощности, связанных с надёжностью функционирования;

617.2. частичного или полного использования резервной мощности РВЧ и РЗ ОПС, поставляющим регулирующую мощность.

618. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны определить, в эксплуатационном соглашении в блоке РЧМ, роли и ответственности ОПС, поставляющего регулирующую мощность, ОПС, получающего регулирующую мощность, и ОПС, затронутого в отношении совместного использования РВЧ и РЗ, с операторами передающих систем из других блоков РЧМ.

Раздел 5

Обмен РВЧ в пределах синхронной зоны

619. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны, состоящие из более чем одного блока РВЧ, участвующие в обмене РВЧ в пределах синхронной зоны, должны соблюдать требования и ограничения по обмену РВЧ, установленные в приложении № 5.

Раздел 6

Совместное использование РВЧ в пределах синхронной зоны

620. ОПС и каждый оператор передающей системы в блоке РЧМ имеет право совместно использовать РВЧ с другими блоками РЧМ своей синхронной зоны в пределах, установленных правилами определения величин РВЧ из п.562 и в соответствии с разделом 4 настоящей Книги.

Раздел 7

Обмен РЗ в пределах синхронной зоны

621. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны, состоящие из более чем одного блока РЧМ, участвующие в обмене РЗ в пределах синхронной зоны, должны соблюдать требования и ограничения по обмену РЗ, установленные в приложении № 6.

Раздел 8

Совместное использование РЗ в пределах синхронной зоны

622. ОПС и каждый оператор передающей системы в блоке РЧМ имеет право совместно использовать РЗ с другими блоками РЧМ своей синхронной зоны в пределах, установленных правилами определения размеров РЗ из пунктов 581 и 582 и в соответствии с разделом 4 настоящее Книги.

Глава II

ОБМЕН И СОВМЕСТНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗЕРВОВ

МЕЖДУ СИНХРОННЫМИ ЗОНАМИ

Раздел 1

Общие требования к обмену и совместному использованию

резервов между синхронными зонами

623. Каждый оператор и/или владелец линии межсистемных соединений HVDC, соединяющей синхронные зоны, должен предоставить ОПС с подключенными резервами возможность обмена и совместного использования РСЧ, РВЧ и РЗ, если эта технология установлена.

624. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны, должны указать в эксплуатационном соглашении о синхронной зоне, роли и ответственности ОПС с подключенными резервами, ОПС, принимающего резерв, и затронутого ОПС в отношении обмена резервами, а также ОПС, поставляющего регулирующую мощность, ОПС, получающего регулирующую мощность, и ОПС, затронутого в отношении совместного использования резервов между синхронными зонами.

625. ОПС с подключенными резервами и ОПС, принимающий резерв, или ОПС, поставляющий регулирующую мощность, и ОПС, получающий регулирующую мощность, должны уведомить об обмене или совместном использовании РСЧ, РВЧ или РЗ в соответствии с разделом 12 Книги III Части четвертой.

626. ОПС с подключенными резервами и ОПС, принимающий резерв, участвующие в обмене резервами, должны указать в соглашении об обмене свои роли и ответственности, включая:

626.1. ответственность ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов, за резервную мощность обмена резервами;

626.2. количество резервной мощности, подлежащий обмену резервами;

626.3. внедрение процесса активации трансграничных РВЧ/РЗ, в соответствии с разделами 9 и 10 Книги III Части четвертой;

626.4. реализацию предварительной квалификации для резервных мощностей, подлежащих обмену резервами, в соответствии с разделом 3 Книги V, разделом 3 Книги VI и разделом 6 Книги VI Части четвертой;

626.5. ответственность за мониторинг соблюдения технических требований и требований доступности резервной мощности, подлежащей обмену резервами, в соответствии с пунктами 570 и 589;

626.6. процедуры, гарантирующие, что обмен резервами не сгенерирует потоки энергии, нарушающие пределы надёжности функционирования.

627. ОПС, поставляющий регулирующую мощность, и ОПС, получающий регулирующую мощность, участвующие в совместном использовании резервов, должны определить свои роли и ответственности в соглашении о совместном использовании, включая:

627.1. количество резервной мощности, подлежащий совместному использованию резервов;

627.2. внедрение процесса активации трансграничных РВЧ/РЗ, в соответствии с разделами 9 и 10 Книги III Части четвертой;

627.3. процедуры, гарантирующие, что совместное использование резервов не сгенерирует потоки энергии, нарушающие пределы надёжности функционирования.

628. ОПС с подключенными резервами и ОПС, поставляющий регулирующую мощность, или ОПС, получающий регулирующую мощность, участвующие в совместном использовании резервов, должны разработать и принять соглашение об эксплуатации и координации системы HVDC с владельцами линий межсистемных соединений HVDC и/или операторами линий межсистемных соединений HVDC или с юридическими лицами, состоящими из владельцев линий межсистемных соединений HVDC и/или операторов линий межсистемных соединений HVDC, включая:

628.1. взаимодействия во всех временных рамках, включая планирование и активацию;

628.2. коэффициент чувствительности МВт/ Гц, линейную/динамическую или статическую/прогрессивную функцию отклика каждой линии межсистемных соединений HVDC, соединяющей синхронные зоны;

628.3. совместное использование/ взаимодействие этих функций на различных трассах HVDC между синхронными зонами.

629. Любой ОПС с подключенными резервами и ОПС, принимающий резерв, или ОПС, поставляющий регулирующую мощность, и ОПС, получающий регулирующую мощность, участвующий в обмене или совместном использовании резервов, может отказать в обмене или совместном использовании резервов, если это приведет к перетокам мощности, нарушающим пределы надёжности функционирования при активации резервной мощности, подлежащей обмену или совместному использованию резерва.

630. Участвующие операторы передающих систем должны убедиться, чтобы обмен резервами между синхронными зонами не препятствовал ни одному оператору передающей системы соблюдать требования к резервам, изложенные в разделе 1 Книги V Части четвертой и разделах 1 и 4 Книги VI Части четвертой.

631. ОПС с подключенными резервами и ОПС, принимающий резерв, а также ОПС, поставляющий регулирующую мощность, и ОПС, получающий регулирующую мощность, должны определить процедуры в соглашении об обмене или соглашении о совместном использовании для случаев, когда обмен или совместное использование резервов между синхронными зонами невозможно осуществить в режиме реального времени.

Раздел 2

Сопряжение частот между синхронными зонами

632. Все операторы передающих систем синхронных зон, подключенных через линию межсистемных соединений HVDC, имеют право внедрить процесс сопряжения частот для обеспечения согласованной частотной характеристики. Процесс сопряжения частот может использоваться ОПС для обеспечения обмена и/или совместного использования РСЧ между синхронными зонами.

633. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны установить технический проект процесса сопряжения частот, в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне. Процесс сопряжения частот должен учитывать:

633.1. операционное воздействие между синхронными зонами;

633.2. стабильность ПСЧ синхронной зоны;

633.3. способность ОПС синхронной зоны соответствовать целевым параметрам качества частоты, определенным в соответствии с разделом 1 Книги II Части четвертой;

633.4. надёжность функционирования.

634. Каждый оператор линии межсистемных соединений HVDC должен регулировать поток активной мощности через линию межсистемных соединений HVDC в соответствии с реализованным процессом сопряжения частот.

Раздел 3

Обмен РСЧ между синхронными зонами

635. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны, участвующие в процессе сопряжения частот, имеют право использовать процесс обмена РСЧ для обмена РСЧ между синхронными зонами.

636. Все операторы передающих систем синхронных зон, участвующие в обмене РСЧ между синхронными зонами, должны организовать этот обмен таким образом, чтобы операторы передающих систем одной синхронной зоны получали от другой синхронной зоны долю от общего резерва мощности на РСЧ, необходимую для их синхронной зоны, в соответствии с разделом 1 Книги V Части четвертой.

637. Доля от общего резерва мощности на РСЧ, необходимая для синхронной зоны, в которой эта мощность является предметом обмена, должна быть предоставлена во второй синхронной зоне, в дополнение к общему резерву мощности на РСЧ, необходимому для этой второй синхронной зоны в соответствии с разделом 1 Книги V Части четвертой.

638. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны установить, в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне, пределы обмена РСЧ.

639. ОПС и другие операторы передающих систем в задействованных синхронных зонах должны заключить соглашение об обмене РСЧ, в котором они определяют условия для обмена РСЧ.

Раздел 4

Совместное использование РСЧ между синхронными зонами

640. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны, участвующие в процессе сопряжения частот, имеют право использовать этот процесс для совместного использования РСЧ между синхронными зонами.

641. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны установить пределы совместного использования РСЧ, в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне. ОПС и другие операторы передающих систем должны убедиться, чтобы сумма РСЧ, предоставленная в пределах синхронной зоны и из других синхронных зон в рамках обмена РСЧ, покрывала как минимум эталонный инцидент.

642. Все операторы передающих систем в задействованных синхронных зонах должны установить, в своих соответствующих эксплуатационных соглашениях по синхронной зоне, условия обмена РСЧ между задействованными синхронными зонами.

Раздел 5

Общие требования к совместному использованию РСЧ

и РЗ между синхронными зонами

643. В случае совместного использования РВЧ или РЗ, ОПС, поставляющий регулирующую мощность, должен предоставить ОПС, получающему регулирующую мощность, долю своей резервной мощности на РВЧ и РЗ, необходимую для соблюдения требований к резерву для РВЧ и/или РЗ, вытекающих из правил определения размеров РВЧ/РЗ, предусмотренных в разделах 1 и 4 Книги VI Части четвертой. ОПС, поставляющим регулирующую мощность, может быть:

643.1. ОПС с полномочиями принимать решения в отношении резервов для резервных мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом совместного использования РВЧ или РЗ;

643.2. ОПС, имеющий доступ к своей резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом совместного использования РВЧ/РЗ, посредством реализованного процесса активации трансграничных РВЧ/РЗ в рамках соглашения о совместном использовании РВЧ/РЗ.

644. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны определить, в операционном соглашении в блоке РЧМ, роли и ответственности ОПС, поставляющего регулирующую мощность, ОПС, получающего регулирующую мощность, и ОПС, затронутого в отношении распределения РВЧ и РЗ, с операторами передающих систем из других блоков РЧМ других синхронных зон.

Раздел 6

Обмен РВЧ между синхронными зонами

645. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны указывать, в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне, метод установления пределов, применимых к обмену РВЧ с другими синхронными зонами. Этот метод должен учитывать:

645.1. эксплуатационное воздействие между синхронными зонами;

645.2. стабильность ПВЧ синхронной зоны;

645.3. способность операторов передающих систем синхронной зоны соблюдать целевые параметры качества частоты, определенные в соответствии с разделом 1 Книги II Части четвертой и целевые параметры для ОРВЧ, определенными в соответствии с разделом 2 Книги II Части четвертой;

645.4. надёжность функционирования.

646. Все операторы передающих систем блоков РЧМ, участвующие в обмене РВЧ между синхронными зонами, должны организовать этот обмен таким образом, чтобы операторы передающих систем блоков РЧМ в первой синхронной зоне могли получать из общего количества резервной мощности на РВЧ, долю необходимую для их блока РЧМ, как определено в п.562, из блока РЧМ во второй синхронной зоне.

647. Доля от общего резерва мощности на РВЧ, необходимая для блока РЧМ в синхронной зоне, где он обменивается, должна быть предоставлена ​​блоком РЧМ во второй синхронной зоне, в дополнение к общему резерву мощности на РВЧ, необходимой для этого второго блока РЧМ в соответствии с п.562.

648. Каждый оператор линии межсистемных соединений HVDC должен контролировать поток активной мощности по линии межсистемных соединений HVDC, следуя инструкциям, предоставленным либо ОПС с подключенными резервами, либо ОПС, принимающим резерв, в соответствии с минимальными техническими требованиями к РВЧ, предусмотренных в разделе 2 Книги VI Части четвертой.

649. ОПС и другие операторы передающих систем из блоков РЧМ, к которым относятся ОПС с подключенными резервами и ОПС, принимающий резерв, должны установить условия обмена РВЧ в соглашении об обмене РВЧ.

Раздел 7

Совместное использование РВЧ между синхронными зонами

650. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны указывать, в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне, методологию определения пределов, применимых к совместному использованию РВЧ с другими синхронными зонами. Эта методология должна учитывать:

650.1. эксплуатационное воздействие между синхронными зонами;

650.2. стабильность ПВЧ синхронной зоны;

650.3. максимальное снижение РВЧ, которое может быть учтено при определении величины РВЧ в соответствии с разделом 1 Книги VI Части четвертой, в результате совместного использования РВЧ;

650.4. способность синхронной зоны соответствовать целевым параметрам качества частоты, определенным в соответствии с разделом 1 Книги II Части четвертой и целевым параметрам для ОРВЧ, определенными в соответствии с разделом 2 Книги II Части четвертой;

650.5. надёжность функционирования.

651. Все операторы передающих систем блоков РЧМ, участвующие в совместном использовании РВЧ между синхронными зонами, должны организовать это совместное использование таким образом, чтобы операторы передающих систем блоков РЧМ в первой синхронной зоне могли получать долю от резерва мощности на РВЧ, необходимую для их блока РЧМ, как определено в п.562, из блока РЧМ во второй синхронной зоне.

652. Каждый оператор линии межсистемных соединений HVDC должен управлять потоком активной мощности по линии межсистемных соединений HVDC, следуя инструкциям, предоставленным либо ОПС, поставляющего регулирующую мощность, либо, ОПС, принимающего регулирующую мощность, в соответствии с минимальными техническими требованиями к РВЧ, предусмотренными в п.566.

653. Все операторы передающих систем блоков РЧМ, к которым принадлежат ОПС, поставляющие регулирующую мощность, и ОПС, получающие регулирующую мощность, в соглашении о совместном использовании РВЧ, должны установить условия, при которых осуществляется совместное использование РВЧ.

Раздел 8

Обмен РЗ между синхронными зонами

654. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны указывать, в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне, метод установления пределов, применимых к обмену РЗ с другими синхронными зонами. Этот метод должен учитывать:

654.1. эксплуатационное воздействие между синхронными зонами;

654.2. стабильность ПЗР синхронной зоны;

654.3. способность синхронной зоны соответствовать целевым параметрам качества частоты, определенным в соответствии с разделом 1 Книги VI Части четвертой и целевым параметрам для ОРВЧ, определенными в соответствии с разделом 2 Книги II Части четвертой;

654.4. надёжность функционирования.

655. Все операторы передающих систем блоков РЧМ, участвующие в обмене РЗ между синхронными зонами, должны организовать этот обмен таким образом, чтобы операторы передающих систем блоков РЧМ в первой синхронной зоне могли получать долю от резерва мощности на РЗ, необходимую для их блока РЧМ, как определено в п.579, из блока РЧМ во второй синхронной зоне.

656. Доля от общего резерва мощности на РЗ, необходимая для блока РЧМ в синхронной зоне, где он обменивается, должна быть предоставлена ​​блоком РЧМ во второй синхронной зоне, в дополнение к общему резерву мощности на РЗ, необходимой для этого второго блока РЧМ в соответствии с п.579.

657. Каждый оператор линии межсистемных соединений HVDC должен контролировать поток активной мощности по линии межсистемных соединений HVDC, следуя инструкциям, предоставленным либо ОПС с подключенными резервами, либо ОПС, принимающим резерв, в соответствии с минимальными техническими требованиями к РЗ, предусмотренных в разделе 5 Книги VI Части четвертой.

658. Все операторы передающих систем из блоков РЧМ, к которым относятся ОПС с подключенными резервами и ОПС, принимающий резерв, должны установить условия обмена РЗ в соглашении об обмене РЗ.

Раздел 9

Совместное использование РЗ между синхронными зонами

659. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны указывать, в эксплуатационном соглашении по синхронной зоне, метод установления пределов, применимых к совместному использованию РЗ с другими синхронными зонами. Этот метод должен учитывать:

659.1. эксплуатационное воздействие между синхронными зонами;

659.2. стабильность ПЗР синхронной зоны;

659.3. максимальное снижение РЗ, которое может быть учтено в правилах определения величины РЗ в соответствии с разделом 4 Книги VI Части четвертой, в результате совместного использования РЗ;

659.4. способность операторов передающих систем синхронной зоны соблюдать целевые параметры качества частоты, определенные в соответствии с разделом 1 Книги VI Части четвертой и способность блоков РЧМ соответствовать целевым параметрам для ОРВЧ, определенными в соответствии с разделом 2 Книги II Части четвертой;

659.5. надёжность функционирования.

660. Все операторы передающих систем блоков РЧМ, участвующие в совместном использовании РЗ между синхронными зонами, должны организовать это совместное использование таким образом, чтобы операторы передающих систем блоков РЧМ в первой синхронной зоне могли получать долю от общего резерва мощности на РЗ, необходимую для их блока РЧМ, как определено в п.579, из блока РЧМ во второй синхронной зоне.

661. Каждый оператор линии межсистемных соединений HVDC должен контролировать поток активной мощности по линии межсистемных соединений HVDC, следуя инструкциям, предоставленным либо ОПС, поставляющим регулирующую мощность, либо ОПС, принимающим регулирующую мощность, в соответствии с минимальными техническими требованиями к РЗ, предусмотренных в разделе 5 Книги VI Части четвертой.

662. Все операторы передающих систем каждого блока РЧМ, к которым принадлежит ОПС, поставляющий регулирующую мощность, и ОПС, получающий регулирующую мощность, в соглашении о совместном использовании РЗ, должны установить условия, при которых осуществляется совместное использование РЗ.

Глава III

ПРОЦЕСС ТРАНСГРАНИЧНОЙ АКТИВАЦИИ РВЧ/РЗ

663. Все операторы передающих систем, участвующие в трансграничной активации РВЧ и РЗ в одной или разных синхронных зонах, обязаны соблюдать требования, предусмотренные в разделах 9 и 10 Книги III Части четвертой.

КНИГА VIII

ПРОЦЕСС КОРРЕКТИРОВКИ ВРЕМЕНИ

664. Целью регулировки электрического времени является настройка среднего значения частоты системы по номинальной частоте.

665. При необходимости, ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны определить, в операционном соглашении по синхронной зоне, методологию коррекции отклонения электрического времени, которая должна включать:

665.1. временные интервалы, в течение которых операторы передающих систем должны принять необходимые меры для поддержания отклонения электрического времени;

665.2. корректировки эталонного значения частоты для возвращения к нулю отклонения электрического времени;

665.3. меры по увеличению или уменьшению средней частоты системы с помощью резервов активной мощности.

666. Ответственный за мониторинг синхронной зоны должен:

666.1. отслеживать отклонения электрического времени;

666.2. рассчитывать корректировки эталонного значения частоты;

666.3. координировать меры, связанные с процессом корректировки времени.

КНИГА IX

СОТРУДНИЧЕСТВО С ОРС. ГРУППЫ ИЛИ ПОДРАЗДЕЛЕНИЯ

ПОСТАВКИ РЕЗЕРВОВ, ПОДКЛЮЧЕННЫЕ К СЕТИ ОРС

667. ОПС и ОРС должны сотрудничать в целях содействия и облегчения возможности поставки резервов активной мощности группами или подразделениями поставки резервов, расположенными в распределительных системах.

668. В процедуре предварительной квалификации для РСЧ, предусмотренной разделом 3 Книгой V Части четвертой, для РВЧ, предусмотренной разделом 3 Книги VI Части четвертой, и для РЗ, предусмотренной разделом 6 Книги VI Части четвертой, ОПС должен разработать и указать, в соглашении с ОРС с подключенными резервами и промежуточными ОРС, условия обмена информацией, необходимой для этих процедур предварительной квалификации для подразделений поставки резервов или групп поставки резервов, расположенных в распределительных системах, а также в отношении поставки резервов активной мощности. Процедура предварительной квалификации для РСЧ, предусмотренная разделом 3 Книги V Части четвертой, для РВЧ, предусмотренной разделом 3 Книги VI Части четвертой, и для РЗ, предусмотренной разделом 6 Книги VI Части четвертой, должна указывать информацию, предоставляемую потенциальными подразделениями поставки резервов или группами поставки резервов, которая должна включать:

668.1. уровни напряжения и точки подключения подразделений поставки резервов или групп поставки резервов;

668.2. тип резервов активной мощности;

668.3. максимальную резервную мощность, поставляемую подразделениями поставки резервов или группами поставки резервов, в каждой точке подключения;

668.4. максимальную скорость изменения активной мощности для подразделений поставки резервов или групп поставки резервов.

669. Процедура предварительной квалификации должна основываться на согласованных сроках и правилах обмена информацией и поставки резервов активной мощности между ОПС, ОРС с подключенными резервами и промежуточными ОРС. Максимальная продолжительность процедуры предварительной квалификации составляет три месяца с момента подачи полной официальной заявки подразделением поставки резервов или группой поставки резервов.

670. В течение процесса предварительной квалификации подразделения или группы поставки резервов, подключенных к его распределительной системе, каждый ОРС с подключенными резервами и промежуточный ОРС, имеют право совместно с ОПС ограничивать или исключать поставку резервов активной мощности, расположенных в его распределительной системе, исходя из технических причин, таких как географическое расположение подразделений поставки резервов или групп поставки резервов.

671. Каждый ОРС с подключенными резервами и каждый промежуточный ОРС имеют право совместно с ОПС устанавливать временные ограничения на предоставление резервов активной мощности, расположенных в его распределительной системе, до активации резервов. ОПС должен установить применимые процедуры совместно с ОРС с подключенными резервами и с промежуточными ОРС.

КНИГА X

ПРОЗРАЧНОСТЬ ИНФОРМАЦИИ

Раздел 1

Общие требования к прозрачности

672. ОПС должен обеспечить публикацию информации, указанной в настоящей Книге, в сроки и в формате, которые не создают фактических или потенциальных конкурентных преимуществ или недостатков для какой-либо отдельной стороны или категории сторон, с учетом конфиденциальной коммерческой информации.

673. ОПС должен использовать имеющиеся в его распоряжении знания и инструменты для преодоления технических ограничений и обеспечения доступности и точности информации, предоставленной ENTSO-E в соответствии с разделом 13 Части первой и п.681.

674. ОПС должен обеспечить доступность и точность информации, предоставленной ENTSO – E в соответствии с разделами 2 – 8 настоящей Книги.

675. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, все материалы для публикации, изложенные в разделах 2 – 8 настоящей Книги, доступны ENTSO-E на английском языке. ENTSO-E должен публиковать эти материалы на платформе информационной прозрачности.

Раздел 2

Информация об эксплуатационных соглашениях

676. ОПС должен предоставить содержание своего эксплуатационного соглашения по синхронной зоне, стороной которого является НАРЭ, не позднее, чем за 1 месяц до его вступления в силу.

677. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E для публикации содержание эксплуатационного соглашения по синхронной зоне, стороной которого они являются, не позднее, чем за 1 месяц до его вступления в силу.

678. ОПС обязан передать содержание эксплуатационного соглашения в блок РЧМ, стороной которого является НАРЭ.

Раздел 3

Информация о качестве частоты

679. Если ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны предлагают изменить значения параметров, определяющих качество частоты или целевого параметра для качества частоты, в соответствии с разделом 1 Книги II Части четвертой, они должны передать измененные значения ENTSO-E для публикации не менее чем за 1 месяц до вступления в силу эксплуатационного соглашения по синхронной зоне.

680. При необходимости, ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E для публикации значения целевых параметров для ОРВЧ для каждой зоны РЧМ и для каждого блока РЧМ, не менее чем за 1 месяц до их начала применения.

681. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны обязаны передать ENTSO-E для публикации методологию, используемую для определения риска исчерпания РСЧ, для публикации, не менее чем за 3 месяца до вступления в силу операционного соглашения по синхронной зоне.

682. Ответственный за мониторинг синхронной зоны синхронной зоны должен передать ENTSO-E для публикации результаты процесса применения критериев для своей синхронной зоны, для публикации, в течение 3 месяцев после последней отметки времени периода измерений и не реже четырех раз в год. Эти результаты должны включать как минимум:

682.1. значения критериев оценки качества частоты, рассчитанные для синхронной зоны и для каждого блока РЧМ в синхронной зоне, согласно п.441;

682.2. разрешение измеренного значения, точность измерений и метод расчета, указанные в разделе 6 Книги II Части четвертой;

683. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E, для публикации, период изменения нагрузки в соответствии с разделом 10 Книги II Части четвертой, не менее чем за 3 месяца до начала их применения.

Раздел 4

Информация о структуре настройки частоты и мощности

684. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E для публикации, не менее чем за 3 месяца до вступления в силу операционного соглашения по синхронной зоне, следующую информацию:

684.1. информацию о структуре процесса активации синхронной зоны, включая, по крайней мере, информацию о зонах мониторинга, зонах РЧМ и определенных блоках РЧМ, а также операторах связанных передающих систем;

684.2. информацию о структуре процесса ответственности синхронной зоны, включая, по крайней мере, информацию, относящуюся к процессам, разработанным в соответствии с пунктами 456 – 457.

685. ОПС и другие операторы передающих систем, внедряющее процесс компенсации дисбалансов, должны публиковать информацию об этом процессе, которая включает, по крайней мере, список участвующих операторов передающих систем и дату начала процесса компенсации дисбалансов.

Раздел 5

Информация о РСЧ

686. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E для публикации подход к определению величины РСЧ в своей синхронной зоне, согласно п.532, не менее чем за 1 месяц до его применения.

687. При необходимости, ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E для публикации сведения об общем количестве резервных мощностей на РСЧ и долях резервных мощностей на РСЧ, необходимых каждому оператору передающей системы, указанных в соответствии с п.531 в качестве первоначального обязательства по РСЧ, не менее чем за 1 месяц до их применения.

688. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E для публикации параметры РСЧ, установленные для их синхронной зоны, в соответствии с п.534, и о дополнительных требованиях для групп поставки РСЧ, в соответствии с п.535, не менее чем за три месяца до их применения.

Раздел 6

Информация о РВЧ

689. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны передать ENTSO-E для публикации требования к доступности РВЧ и контролю качества, в соответствии с п.567, и технические требования к подключению, указанные в соответствии с п.568, для своего блока РЧМ, не менее чем за три месяца до их применения.

690. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ должны передать ENTSO-E, для публикации, правила определения величин РВЧ, указанные для их блока РЧМ в соответствии с п.562, не менее чем за три месяца до даты вступления в силу операционного соглашения в блоке РЧМ.

691. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E, для публикации, до 30 ноября каждого года, прогноз резервных мощностей на РВЧ каждого блока РЧМ на год вперед.

692. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E, для публикации, в течение 30 дней после окончания квартала фактические резервные мощности на РВЧ каждого блока РЧМ за последний квартал.

Раздел 7

Информация о РЗ

693. ОПС и другие операторы передающих систем блока РЧМ, управляющие процессом замещения резервов, должны передать ENTSO-E, для публикации, требования к доступности РЗ, указанные в соответствии с п.586 и технические требования к подключению, указанные в соответствии с п.587 для своего блока РЧМ, не менее чем за три месяца до их применения.

694. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E, для публикации, до 30 ноября каждого года, прогноз резервных мощностей на РЗ каждого блока РЧМ на год вперед.

695. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E, для публикации, в течение 30 дней после окончания квартала фактические резервные мощности на РЗ каждого блока РЧМ за последний квартал.

Раздел 8

Информация о совместном использовании и обмене

696. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E, для публикации, ежегодные компиляции соглашений о совместном использовании РВЧ и РЗ для каждого блока РЧМ в синхронной зоне, в соответствии с п.691 и п.694. Эти компиляции должны включать следующую информацию:

696.1. наименование блоков РЧМ, для которых имеется соглашение о совместном использовании РВЧ или РЗ;

696.2. доля РВЧ и РЗ, уменьшенная в связи с каждым соглашением о совместном использовании РВЧ или РЗ.

697. ОПС и другие операторы передающих систем синхронной зоны должны передать ENTSO-E, для публикации, информацию о совместном использовании РСЧ между синхронными зонами, в соответствии с п.686. Эта информация должна включать следующее:

697.1. доля резервной мощности на РСЧ, совместно используемой операторами передающих систем, заключившими соглашения о совместном использовании РСЧ;

697.2. влияние совместного использования РСЧ на резервную мощность на РСЧ задействованных операторов передающих систем.

698. При необходимости, ОПС и другие операторы передающих систем должны публиковать информацию об обмене РСЧ, РВЧ и РЗ.

КНИГА XI

СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

699. Все соответствующие положения договоров и общих условиях ОПС, ОРС и значимых пользователей системы, связанных с функционированием системы, должны соответствовать требованиям, изложенным в настоящих Руководствах по электросетям. В связи с этим соответствующие договоры, соответствующие условия должны быть изменены для обеспечения соответствия.

700. В отступление от пункта 19, до утверждения ACER TCM, предусмотренные в подпунктах 19.1 и 19.2, ANRE утверждает соответствующие TCM, применяемые на уровне Европейского Союза, согласно соответствующим решениям всех регулирующих органов в государствах-членах.

Приложение № 1

к Руководствам по электросетям об эксплуатации

передающей системы утвержденными

Постановлением НАРЭ

№ 644/2025

Диапазоны напряжения в точке подключения

1. Диапазоны напряжений в точке подключения между 110 кВ и 300 кв, упомянутые в Разделе 1 Главы II Книги I Части второй, в синхронной зоне континентальной Европы: 0,90 отн. ед. - 1,118 отн. ед.

2. Диапазоны напряжений в точке подключения между 300 кВ и 330 кВ включительно, упомянутые в Разделе 1 Главы II Книги I Части второй, в синхронной зоне континентальной Европы: 0,90 отн. ед. - 1,1 отн. ед.

3. Диапазоны напряжений в точке подключения между 330 кВ и 400 кв, упомянутые в Разделе 1 Главы II РАЗДЕЛА I Части второй, в синхронной зоне континентальной Европы: 0,90 отн. ед. - 1,05 отн. ед.

Приложение № 2

к Руководствам по электросетям об эксплуатации

передающей системы утвержденными

Постановлением НАРЭ

№ 644/2025

Параметры, определяющие качество частоты в синхронной

зоне континентальной Европы

1. Параметры, определяющие качество частоты в синхронной зоне континентальной Европы, упомянутые в разделе 1 Книги II Части четвертой:

1.1. стандартный диапазон частот: ± 50 МГц

1.2. максимальное мгновенное отклонение частоты: 800 МГц

1.3. максимальное отклонение частоты в установившемся режиме: 200 МГц

1.4. продолжительность восстановления частоты: 15 минут

1.5. время срабатывания состояния предупреждения: 5 минут

2. Целевые параметры, определяющие качество частоты в синхронной зоне континентальной Европы, упомянутые в разделе 1 Книги II Части четвертой:

2.1. максимальное количество минут вне диапазона стандартной частоты: 15 000 минут.

Приложение № 3

к Руководствам по электросетям об эксплуатации

передающей системы утвержденными

Постановлением НАРЭ

№ 644/2025

Минимальные технические требования для синхронной

зоны РСЧ континентальной Европы

1. Минимальные технические требования к РСЧ синхронной зоны континентальной Европы, упомянутые в разделе 2 Книги V Части четвертой:

1.1. Максимальный комбинированный эффект нечувствительности к частотной характеристике и возможной произвольной мертвой зоны частотной характеристики на уровне регулятора блоков подразделений поставки РСЧ или групп поставки РСЧ: 10 МГц;

1.2. Продолжительность полной активации РСЧ: 30 секунд;

1.3. Отклонение частоты для полной активации РСЧ: ± 200 МГц.

Приложение № 4

к Руководствам по электросетям об эксплуатации

передающей системы утвержденными

Постановлением НАРЭ

№ 644/2025

Ограничения и требования к обмену РСЧ в синхронной

зоне континентальной Европы

Приложение № 5

к Руководствам по электросетям об эксплуатации

передающей системы утвержденными

Постановлением НАРЭ

№ 644/2025

Требования и ограничения по обмену РВЧ в синхронной зоне

Приложение № 6

к Руководствам по электросетям об эксплуатации

передающей системы утвержденными

Постановлением НАРЭ

№ 644/2025

Требования и ограничения по обмену РЗ в синхронной зоне