Постановление N 656 от 21.12.2021 о внесении изменений в Кодекс электрических сетей, утвержденный Постановлением Административного совета НАРЭ № 423/2019 от 22 ноября 2019 г.

НАЦИОНАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

о внесении изменений в Кодекс электрических сетей,

утвержденный Постановлением Административного

совета НАРЭ № 423/2019 от 22 ноября 2019 г.

№ 656  от  21.12.2021

 (в силу 07.01.2022) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 1-5 ст. 8 от 07.01.2022

* * *

ЗАРЕГИСТРИРОВАНО:

Министерство юстиции

№ 1680 от 29 декабря 2021 г.

Министр _______Cерджиу ЛИТВИНЕНКО

На основании ч.(4) ст.53 и ч.(8) ст.96 Закона № 107/2016 об электроэнергии (Официальный монитор Республики Молдова, 2016 г., № 193-203, ст.413), с последующими изменениями, Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике

ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. В Кодекс электрических сетей, утвержденный Постановлением Административного совета № 423/2019 от 22 ноября 2019 года (Официальный монитор Республики Молдова, 2020 г., № 14-23, ст.63), зарегистрированный в Министерстве юстиции под № 1513 20 декабря 2019 г., внести следующие изменения:

1) После пункта согласования дополнить текстом "ЧАСТЬ ПЕРВАЯ – ДОСТУП И ПОДКЛЮЧЕНИЕ К ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ"

2) Пункт 3 дополнить следующими терминами и определениями:

надежность работы – способность передающей системы поддерживать нормальное рабочее состояние или как можно скорее вернуться в нормальное рабочее состояние, характеризуемое пределами безопасности при функционировании;

ограничение – ситуация, требующая подготовки и принятия мер по исправлению положения для соблюдения пределов безопасности при функционировании;

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

список непредвиденных обстоятельств – список непредвиденных обстоятельств, которые должны быть смоделированы для проверки соблюдения пределов безопасности функционирования;

нормальное рабочее состояние – ситуация, когда система находится в пределах безопасности функционирования в ситуации с N элементами в работе и после возникновения любой непредвиденной ситуации из списка непредвиденных ситуаций, с учетом эффекта имеющихся мер по исправлению положения;

поставщик резервов – юридическое лицо, имеющее юридическое или договорное обязательство по предоставлению РСЧ, РВЧ или РЗ с использованием как минимум одной единицы поставки резервов или хотя бы одной группы поставки резервов;

единица поставки резервов – единая генерирующая единица и/или потребляющая единица или их совокупность, подключенная к общей точке подключения, которая отвечает требованиям поставки РСЧ, РВЧ или РЗ;

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;

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;

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;

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

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

состояние предупреждения – состояние, при котором система находится в пределах безопасности функционирования, 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;

блок регулирования частоты-мощности или "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;

регулировочное отклонение зоны регулирования или "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 запрограммированным значением регулируемой обменной мощности ("P0"), относящиеся к конкретной зоне РЧМ или конкретному блоку РЧМ, и регулировочное отклонение частотной составляющей ("K*Δf"), 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+K*Δf;

запрограммированное значение регулируемой обменной мощности – последовательность значений чистой обменной мощности, относящейся к одной зоне РЧМ или к блоку РЧМ посредством линии межсистемного соединения переменного тока ("ПТ");

регулирование напряжения – действия ручного или автоматического регулирования, 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;

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

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

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

фактор влияния – числовое значение, используемое для количественной оценки самого сильного эффекта вывода из эксплуатации элемента передающей системы, расположенного за пределами зоны регулирования 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;

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

анализ непредвиденных обстоятельств – компьютерное моделирование непредвиденных обстоятельств, содержащихся в списке непредвиденных обстоятельств;

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

неисправность – все виды 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;

элемент передающей системы – любая составная часть передающей системы;

возмущение – незапланированное событие, которое может вызвать отклонение передающей системы от нормального рабочего состояния;

динамическая устойчивость – это общий термин, который включает в себя угловую стабильность ротора, устойчивость частоты и напряжения;

оценка динамической устойчивости – оценка безопасности функционирования с точки зрения динамической устойчивости;

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

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;

состояние системы – оперативное состояние передающей системы по отношению к пределам безопасности функционирования, которая может быть состояние нормального функционирования, состояние готовности, чрезвычайной ситуации, коллапса и восстановления;

чрезвычайное положение – состояние системы, при котором нарушены один или несколько действующих пределов безопасности функционирования;

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

исключительное непредвиденное обстоятельство – одновременное возникновение нескольких непредвиденных обстоятельств, имеющих общую причину;

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

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.

процесс восстановления частоты или "ПВЧ" – процесс, направленный на восстановление частоты до номинальной частоты сети и в синхронных зонах, содержащих более одной зоны РЧМ процесс, направленный на восстановление баланса мощности до запрограммированного значения;

отклонение регулирования при восстановлении частоты или "ОРВЧ" – отклонение регулирования для ПВЧ которое равно РОЗ в зоне РЧМ или равно отклонении частоты, если зона РЧМ географически соответствует синхронной зоне;

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

К фактор 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;

местное состояние – является определяющим фактором состояния готовности, чрезвычайной ситуации или коллапса, при отсутствии риска продолжения последствий за пределами зоны регулирования, в том числе на линиях межсистемного соединения подключенных к этой зоне регулирования;

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

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;

соседние ОПС – ОПС, подключенные напрямую, по крайней мере, через одну линию межсистемного соединения переменного или постоянного тока;

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

показатели безопасности функционирования – показатели, используемые ОПС для мониторинга безопасности функционирования с точки зрения состояния системы, а также дефектов и нарушений, влияющих на безопасность функционирования;

оценка безопасности функционирования – классификация, используемая ОПС для мониторинга безопасности функционирования на основе показателей безопасности функционирования;

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 значительными пользователями сети на их собственных установках для аналогичных целей;

нормальное непредвиденное обстоятельство – возникновение непредвиденного обстоятельства на одной стороне или отдельном узле впрыска мощности;

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;

скорость изменения нагрузки – скорость изменения активной мощности одной генерирующей единицы, места потребления или системы HVDC;

резерв реактивной мощности – реактивная мощность, которая доступна для поддержания напряжения;

эталонный инцидент – максимальное положительное или отрицательное отклонение, которое происходит мгновенно между производством и потреблением в синхронной зоне, учитываемое при расчете РСЧ;

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

план безопасности – план, который содержит оценку риска критических активов ОПС в случае серьезных сценариев физических и компьютерных угроз и оценку потенциальных последствий;

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

состояние расширенной зоны – состояние готовности, чрезвычайной ситуации или коллапса, которое представляет риск распространения на уровне передающих систем межсистемного соединения;

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;

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

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;

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;

гибкие передающие системы переменного тока или "ГПСПТ" – оборудование для передачи электроэнергии переменного тока, с целью усиления контрольной способности и увеличения пропускной способности активной мощности;

адекватность – способность источников энергии в зоне покрывать потребление в этой зоне;

агрегированная программа внешнего чистого обмена – программа, которая обеспечивает агрегирование программ внешнего обмена всех ОПС и программ внешнего коммерческого обмена между двумя зонами программирования или между зоной программирования и группой других зон программирования;

план доступности – комбинация всех ожидаемых состояний доступности соответствующего актива в течение определенного периода времени;

состояние доступности – способность элемента сети, генерирующей единицы или места потребления предоставлять услугу в течение определенного периода времени, вне зависимости от того, работает он или нет;

близко в реальном времени – разница во времени между последним закрытием внутридневных ворот и реальным временем, которая не превышает 15 минут;

программа потребления – программа, представляющая потребление места потребления или группы мест потребления;

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;

программа внешнего коммерческого обмена – программа, представляющая коммерческие обмены электроэнергией между участниками рынка в различных зонах программирования;

программа внешнего обмена ОПС – программа, которая представляет собой обмен электроэнергией между ОПС в разных зонах программирования;

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;

производственная программа – программа производства электроэнергии генерирующей единицей или группой генерирующих единиц;

программа внутреннего коммерческого обмена – программа, представляющая коммерческий обмен электроэнергией в зоне программирования, который происходит между различными участниками рынка;

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

область координации вывода из эксплуатации – совокупность зон регулирования, для которых ОПС определяют процедуры мониторинга и, при необходимости, координации доступности соответствующих активов для всех временных горизонтов;

соответствующее место потребления – место потребления, которое участвует в процессе согласования вывода из эксплуатации и доступность которого влияет на безопасность функционирования на трансграничном уровне;

соответствующий актив – соответствующее место потребления, соответствующая генерирующая единица или соответствующий элемент сети, участвующие в координации вывода из эксплуатации;

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 безопасность функционирования на трансграничном уровне;

несовместимость при планировании вывода из эксплуатации – состояние, при котором сочетание доступности одного или нескольких соответствующих элементов сети, соответствующих генерирующих единиц и/или мест потребления и наилучшей оценки прогнозируемого состояния электросети приводит к нарушению эксплуатационной безопасности, принимая во внимание меры по исправлению положения, доступные для ОПС, которые не требуют затрат;

соответствующая генерирующая единица – генерирующая единица, участвующая в согласовании вывода из эксплуатации, доступность которой влияет на безопасность эксплуатации на трансграничном уровне;

зона программирования – зона, в которой применяются обязательства ОПС с точки зрения программирования, в связи с операционными или организационными потребностями;

за одну неделю раньше – за неделю до календарной недели функционирования;

на один год раньше – в год, предшествующий календарному году функционирования;

затронутый ОПС – ОПС, 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;

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 расчета 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 расчета резервов;

разделение резервов – механизм, в котором несколько ОПС 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 расчета резервов;

время готовности – время, необходимое для активации состояния готовности;

автоматические РВЧ – РВЧ, которые могут быть активированы устройством автоматической настройки;

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

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

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;

ОПС поставщик регулируемой мощности – ОПС, который запускает активацию своей резервной мощности для ОПС-бенефициара регулирующей мощности в соответствии с условиями соглашения о разделении резервов;

ОПС – бенефициар регулируемой мощности – ОПС, который рассчитывает резервную мощность с учетом резервной мощности, доступной через поставщика ОПС, обеспечивающий регулируемую мощность, в соответствии с условиями соглашения о разделении резервов;

процесс применения критериев – процесс расчета целевых параметров для синхронной области, для блока РЧМ, а также для области 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 активации трансграничного РВЧ – процесс, согласованный между ОПС, участвующим в процессе, который позволяет активировать РВЧ, подключенный к другой зоне РЧМ соответствующим образом корректируя задействованный вклад ПВЧ;

процесс активации трансграничного РЗ – процесс, согласованный между ОПС, участвующими в процессе, который позволяет активировать РЗ подключенные в другой зоне РЧМ путем надлежащего исправления вовлеченного вклада ПЗР;

инцидент расчета – наибольший ожидаемый дисбаланс активной мощности, мгновенно возникающий в блоке РЧМ, как в положительном, так и в отрицательном направлении;

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

продолжительность полной активации РСЧ – период времени между возникновением эталонного инцидента и соответствующей полной активацией РСЧ;

обязательный РСЧ – та часть всех РСЧ, за которую отвечает ОПС;

параметр, определяющий качество частоты – основные переменные частоты системы, определяющие принципы качества частоты;

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

критерии оценки качества частоты – набор расчетов, в которых используются измеренные значения системной частоты и которые позволяют оценить качество системной частоты по отношению к целевым параметрам качества частоты;

данные для оценки качества частоты – набор данных, позволяющий рассчитать критерии оценки качества частоты;

целевые параметры для ОРВЧ – основные целевые переменные блока РЧМ, на основе которых определяются и оцениваются критерии расчета для РВЧ и РЗ в блоке РЧМ, которые используются для отражения поведения блока РЧМ при нормальных условиях работы;

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

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

требования доступности РВЧ – набор требований, определенных ОПС в блоке РЧМ в отношении доступности РВЧ;

правила расчета РВЧ – спецификации процесса расчета РВЧ в блоке РЧМ;

процесс компенсации дисбалансов – процесс, согласованный между ОПС, 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;

передача мощности для компенсации дисбалансов – мощность, которая передается между зонами РЧМ в процессе компенсации дисбалансов;

обязательство начального РСЧ – количество РСЧ, выделенное ОПС на основе ключа распределения;

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

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;

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

операционное соглашение в блоке РЧМ – многостороннее соглашение между всеми ОПС в блоке РЧМ, если блок РЧМ управляется более чем одним ОПС и означает, что операционная методология блока РЧМ которая должна быть принята в одностороннем порядке соответствующим ОПС если блок РЧМ управляется одним ОПС;

передача замещающей мощности – мощность, замещающая между зонами РЧМ в процессе активации трансграничного РЗ;

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;

ответственный за мониторинг блока РЧМ – ОПС, ответственный за сбор данных о критериях оценки качества частоты и за применение этих критериев в блоке РЧМ;

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;

структура ответственности за процесс – структура, необходимая для установления ответственности и обязательств в отношении резервов активной мощности на основе структуры регулирования 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;

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

максимальное отклонение мгновенной частоты означает максимальное абсолютное ожидаемое значение отклонения мгновенной частоты после возникновения дисбаланса, меньшего или равного эталонному инциденту, значение, при котором должны быть активированы меры чрезвычайного положения;

зона мониторинга – часть синхронной зоны или вся синхронная зона, физически ограниченная точками измерения на линиях межсистемного соединения и управляемая одним или несколькими ОПС, выполняющими обязательства, применимые к зоне мониторинга;

предварительная квалификация – процесс проверки соответствия единицы поставки резервов или группы поставки резервов требованиям, установленным ОПС;

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

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

ОРС с подключенными резервами – ОРС, отвечающий за распределительную сеть, к которой подключена единица поставки или группа поставки резервов, которые поставляют резервы одному ОПС;

ОПС с подключенными резервами – ОПС, отвечающий за зону мониторинга, к которой подключена единица поставки резервов или группа поставки резервов;

ОПС-получатель резерва – ОПС, 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;

требования доступности РЗ – набор требований, определенных ОПС в блоке РЧМ в отношении доступности РЗ;

правила расчета РЗ – спецификации процесса расчета РЗ в блоке РЧМ;

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

стандартное отклонение частоты – абсолютное значение отклонения частоты, ограничивающая стандартный частотный диапазон;

отклонение частоты в стационарном режиме – абсолютное значение отклонения частоты после возникновения дисбаланса, после стабилизации частоты системы;

ответственный за мониторинг синхронной зоны – ОПС, ответственный за сбор данных о критериях оценки качества частоты и применения этих критериев к синхронной зоне;

услуги балансировки – балансировочная энергия или балансировочная мощность, или и то, и другое;

балансировочная мощность – объем резервной мощности, которую поставщик услуг балансировки согласился поддерживать и в отношении которой поставщик услуг балансировки согласился предоставить ОПС во время действия договора, предложения соответствующего количества балансировочной энергии;

поставщик услуг балансировки – участник рынка с единицами поставки резервов или с группами поставки резервов, способный оказывать услуги балансировки системным и передающим операторам;

дисбаланс – объем энергии, рассчитанный для ответственной балансировочной стороны, который представляет собой разницу между объемом, назначенным этой балансировочной стороне, включая любую корректировку дисбаланса, применяемую к этой балансировочной стороне в пределах определенного интервала оплаты дисбаланса;

оплата дисбалансов – механизм финансовых расчетов для выставления счетов или осуществления платежей сторонам, ответственным за балансировку их дисбалансов;

интервал оплаты дисбаланса – единица времени, за которую рассчитывается дисбаланс сторон, ответственных за балансировку (интервал диспетчеризации);

цена дисбаланса – цена, положительная, нулевая или отрицательная, каждого интервала оплаты дисбаланса, соответствующая дисбалансу в каждом направлении;

корректировка дисбаланса – количество энергии, которое представляет собой балансировочную энергию от поставщика услуг балансировки и применяется ОПС в течение интервала оплаты дисбаланса, к заинтересованным балансировочным сторонам и который используется для расчета дисбаланса этих балансировочных сторон;

выделенное количество – количество энергии, введенное или физически извлеченное из системы и назначенное балансировочной стороне для расчета дисбаланса этой балансировочной стороны;

позиция – заявленное количество энергии балансировочной стороны, использованное для расчета ее дисбаланса;

модель самодиагностики – модель программирования и диспетчеризации, согласно которой программы производства и потребления, а также диспетчеризация установок для производства электроэнергии и места потребления определяются программными агентствами соответствующих установок;

модель ОПС-ОПС – модель обмена услугами балансировки, в рамках которой поставщик услуг балансировки поставляет услуги балансировки своему подключенному ОПС, который затем предоставляет эти услуги балансировки запрашивающему ОПС;

соединяющий ОПС – оператор передающей системы и системный оператор, работающий в зоне программирования, в которой поставщики услуг балансировки и стороны, ответственные за балансировку должны соблюдать пункты и условия балансировки;

обмен услугами балансировки – либо балансировочный обмен энергией, либо балансировочный обмен мощностью, либо и то, и другое;

обмен балансировочной энергией – активация предложений балансировочной энергии для доставки балансировочной энергии ОПС в области программирования, отличной от той, в которой подключен поставщик активированных услуг балансировки;

обмен балансировочной мощности – предоставление балансировочной мощности ОПС из другой зоны программирования, чем та, к которой подключен поставщик приобретенных услуг балансировки;

время закрытия балансировочных энергетических ворот – время, когда больше не разрешается передавать или обновлять предложение балансировочной энергии для стандартного продукта из списка общих заказов;

стандартный продукт – гармонизированный балансировочный продукт, определенный ОПС;

специфический продукт – продукт, отличный от стандартного продукта;

время закрытия ворот для передачи предложений энергии ОПС – последний момент, когда ПС может передать функции оптимизации активации предложений балансировочной энергии, полученных от поставщика услуг балансировки;

функция оптимизации активации – рабочая функция алгоритма, применяемого для оптимизации активации предложений балансировочной энергии;

функция процесса компенсации дисбалансов – роль использования алгоритма, применяемого для достижения процесса компенсации дисбалансов;

функция оплаты ОПС-ОПС – функция проведения оплаты процессов сотрудничества между ОПС;

ОПС заявитель – ОПС, запрашивающий поставку балансировочной энергии."

3) Таблицу 1 представить следующим образом:

4) После пункта 613 дополнить следующим содержанием:

"ЧАСТЬ ВТОРАЯ

ОПЕРАТИВНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

КНИГА I

ТРЕБОВАНИЯ К ОПЕРАТИВНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Глава I

СОСТОЯНИЕ СИСТЕМЫ, МЕРЫ ПО ИСПРАВЛЕНИЮ ПОЛОЖЕНИЯ

И ПРЕДЕЛЫ БЕЗОПАСНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

Раздел 1

Классификация состояний системы

614. Электроэнергетическая система находится в нормальном рабочем состоянии если выполняются все следующие условия:

1) перетоки напряжения и мощности находятся в пределах безопасности функционирования;

2) частота соответствует следующим критериям:

a) отклонение частоты в стационарном режиме находится в пределах стандартного частотного диапазона;

b) абсолютное значение отклонения частоты в стационарном режиме системы не превышает максимального отклонения частоты в стационарном режиме и не достигнуты системные пределы частоты для состояния готовности;

3) резервы активной и реактивной мощности достаточны для поддержания нормативных непредвиденных обстоятельств без нарушения пределов безопасности функционирования;

4) функционирование электроэнергетической системы остается в пределах безопасности функционирования после активации мер по исправлению положения после наступления нормативных непредвиденных обстоятельств.

615. Электроэнергетическая система находится в состоянии готовности, если:

1) перетоки напряжения и мощности находятся в пределах безопасности функционирования;

2) резервная мощность снижается более чем на 20% на период более 30 минут, и нет средств для компенсации этого сокращения во время функционирования системы в реальном времени;

3) частота соответствует следующим критериям:

a) абсолютное значение отклонения частоты в стационарном режиме системы не превышает максимального отклонения частоты в стационарном режиме;

b) абсолютное значение отклонения частоты в стационарном режиме системы постоянно превышает 50% максимального отклонения частоты в стационарном режиме, в течение более длительного периода времени, чем период начала готовности, или стандартного частотного диапазона, в течение периода, превышающего время восстановления частоты;

4) по крайней мере одно нормативное непредвиденное обстоятельство определяет нарушение пределов безопасности функционирования, даже после активации мер по исправлению положения.

616. Электроэнергетическая система находится в состоянии готовности, если выполняется хотя бы одно из следующих условий:

1) имеется хотя бы одно нарушение пределов безопасности при функционировании;

2) частота не соответствует критериям нормального рабочего состояния и состояния готовности;

3) активировано хотя бы одно мероприятие в плане защиты электроэнергетической системы;

4) имеется неисправность в функционировании инструментов, средств и установок, определенная в соответствии с Разделом 6, который предусматривает недоступность этих инструментов, средств и установок на период более 30 минут.

617. Электроэнергетическая система находится в состоянии коллапса, если выполняется хотя бы одно из следующих условий:

1) потеря более 50% потребления;

2) полное отсутствие напряжения не менее трех минут, что вызывает инициирование планов восстановления.

618. Электроэнергетическая система находится в состоянии восстановления, когда в чрезвычайной ситуации или состоянии коллапса, ОПС начал активировать меры в плане восстановления.

Раздел 2

Мониторинг и определение состояний системы ОПС

619. ОПС определяет состояние электроэнергетической системы в режиме функционирования в реальном времени.

620. ОПС отслеживает в режиме реального времени следующие параметры электроэнергетической системы, на основе телеметрии в реальном времени или расчетных значений в своей зоне наблюдения с учетом структурных данных и данных в реальном времени:

1) потоки активной и реактивной мощности в передающей системе;

2) напряжения в коллекторных шинопроводах передающей системы;

3) частота и отклонение регулирования при восстановлении частоты;

4) резервы активной и реактивной мощности;

5) производство и потребление.

621. Чтобы определить состояние системы, ОПС должен анализировать непредвиденные обстоятельства не реже одного раза в 15 минут, контролируя параметры, определенные в соответствии с данным разделом, в отношении пределов безопасности функционирования и в отношении критериев для состояний системы. Каждый ОПС проверяет также уровень доступных резервов по отношению к резервной мощности. При проведении анализа непредвиденных обстоятельств каждый ОПС должен учитывать влияние мер по исправлению положения и мер в плане защиты системы.

622. Если электроэнергетическая система не находится в нормальном рабочем состоянии и если это состояние системы распространяется на соседние системы, ОПС имеет следующие обязательства:

1) информировать ОПС соседних систем о состоянии своей системы;

2) предоставить дополнительную информацию ОПС соседних систем относительно элементов своей передающей системы, которые являются частью зоны наблюдения этих ОПС.

Раздел 3

Меры по исправлению положения в процессе управления системы

623. ОПС обеспечивает, нормальный режим работы электроэнергетической системы, и несет ответственность за управление ситуациями несоблюдения требований безопасности функционирования. Для достижения этой цели, ОПС создает, разрабатывает и активирует меры по исправлению положения при наличии возможности и с учетом времени и ресурсов, необходимых для их активации, а также условий за пределами передающей системы, которые актуальны для каждой меры по исправлению положения.

624. ОПС применяет следующие принципы при активации и согласовании мер по исправлению положения:

1) в ситуациях несоответствия безопасности функционирования, управление которыми не должно осуществляться в согласовании с другими ОПС, ОПС создает, разрабатывает и активирует меры по исправлению положения, которые восстанавливают нормальное состояние функционирования и которые предотвращают распространение состояния готовности или чрезвычайной ситуации из категорий, определенных в Разделе 4;

2) в ситуациях несоблюдения безопасности функционирования, которыми необходимо управлять в согласовании с другими ОПС, ОПС создает, разрабатывает и активирует меры по исправлению положения, совместно с другими заинтересованными ОПС.

625. При выборе соответствующих мер по исправлению положения, ОПС должен применять следующие критерии:

1) задействовать наиболее действенные и эффективные меры с экономической точки зрения;

2) активировать меры по исправлению положения как можно ближе к реальному времени, принимая во внимание ожидаемый период активации и срочность управления ситуацией системы, которую он намеревается разрешить;

3) учитывать риски неприменения доступных мер по исправлению положения и их влияние на безопасность функционирования, как таковые:

a) риски выхода из строя или короткого замыкания, вызванные изменением топологии;

b) риски вывода из эксплуатации, вызванные изменением активной или реактивной мощности в генерирующих единицах или в местах потребления;

c) риски неисправностей, вызванные поведением оборудования;

4) уделять первоочередное внимание мерам по исправлению положения, которые обеспечивают максимальную межзональную мощность для распределения мощностей, при соблюдении всех ограничений безопасности функционирования.

Раздел 4

Категории мер по исправлению положения

626. ОПС должен использовать, помимо прочего, следующие категории мер по исправлению положения:

1) изменение продолжительности планового вывода из эксплуатации или повторного ввода в эксплуатацию элементов электроэнергетической системы с целью получения оперативной готовности соответствующих элементов;

2) активное изменение перетоков мощности путем:

a) переключения участков на силовые трансформаторы;

b) переключения участков на трансформаторах с фазовым сдвигом;

c) изменения топологии;

3) регулирование напряжения и управление реактивной мощностью посредством:

a) переключения участков на силовые трансформаторы;

b) переключения конденсаторов и катушек реактивного сопротивления;

c) коммутации устройств управления напряжением и реактивной мощностью на базе силовой электроники;

d) передача распоряжений ОРС, подключенным к передающим системам и значительным сетевым пользователям для блокировки автоматического управления напряжением и реактивной мощностью трансформаторов или для активации в их установках мер по исправлению положения, если снижение напряжения угрожает безопасности функционирования или может привести к коллапсу напряжения;

e) запрос на изменение выходного значения реактивной мощности или эталонного значения напряжения синхронных генерирующих групп;

f) запрос на изменение выходного значения реактивной мощности преобразователей асинхронных генерирующих блоков;

4) пересчет межзональной мощности;

5) повторно диспетчеризирует пользователей электрических сетей, подключенных к передающей или распределительной системе;

6) взаимная торговля между контрагентами электроэнергетических систем;

7) регулировка перетоков активной мощности через системы HVDC;

8) активация процедур управления отклонением частоты;

9) с согласия соседних ОПС, ограничение межзональной пропускной способности, уже выделенной в чрезвычайной ситуации, если использование этой мощности ставит под угрозу безопасность функционирования, если повторная диспетчеризация или торговля между контрагентами невозможны;

10) при необходимости ручное отключение нагрузки, в том числе в нормальном состоянии или в состоянии готовности.

627. Если это необходимо и оправдано для поддержания безопасности при функционировании, каждый ОПС может подготовить и активировать дополнительные меры по исправлению положения.

Раздел 5

Подготовка, активация и согласование

мер по исправлению положения

628. ОПС подготавливает и активирует меры по исправлению положения для предотвращения ухудшения состояния системы на основе следующих элементов:

1) мониторинг и установление состояний системы;

2) анализ непредвиденных обстоятельств в функционировании в реальном времени;

3) анализ непредвиденных обстоятельств в оперативном планировании.

629. При подготовке и активации мер по исправлению положения, включая повторную диспетчеризацию или торговлю между контрагентами, ОПС оценивает, в сотрудничестве с соседними ОПС влияние таких мер по исправлению положения внутри и за пределами национальной электроэнергетической системы.

630. При подготовке и активации мер по исправлению положения, которые влияют на задействованных системных пользователей и ОРС, если система находится в нормальном режиме работы или в состоянии готовности, ОПС оценивает влияние мер по исправлению положения в сотрудничестве с соответствующими пользователями и затронутыми ОРС и выбирает меры по исправлению положения, которые помогают поддерживать нормальную и безопасную работу для всех вовлеченных сторон. Все затронутые системные пользователи и затронутые ОРС предоставляют ОПС всю информацию, необходимую для этой координации.

631. Если электроэнергетическая система находится в нормальном состоянии или в состоянии готовности, при подготовке и активации мер по исправлению положения, ОПС должен, насколько это возможно, координировать такие меры по исправлению положения с затронутыми системными пользователями и ОРС, которые подключены к передающей системе для поддержания безопасности функционирования и целостности системы. Когда ОПС активирует меру по исправлению положения, все системные пользователи и ОРС применяют положения, предоставленные ОПС.

632. В случае непредвиденных обстоятельств, которые влияют только на состояние национальной электроэнергетической системы, и несоблюдение требований безопасности функционирования не должно управляться в координации с другими ОПС, ОПС должен активировать меры по исправлению положения, которые связаны с затратами, только если эти непредвиденные обстоятельства приведут к снижению качественных параметров электроэнергии и устойчивости электроэнергетической системы.

Раздел 6

Доступность средств, инструментов и установок ОПС

633. Каждый ОПС должен обеспечивать доступность, надежность и достаточное количество следующих элементов:

1) установки для контроля состояния электроэнергетической системы, включая приложения для оценки состояния и установки для регулирования частоты-мощности;

2) средства управления переключателями, сепараторами, переключателями участков и другим оборудованием, используемым для управления элементами электроэнергетической системы;

3) средства связи с диспетчерскими других ОПС, ОРС и системными пользователями;

4) средства анализа безопасности функционирования;

5) инструменты и средства связи, необходимые ОПС для облегчения транзакций на внутреннем рынке электроэнергии, а также трансграничных транзакций.

634. Если инструменты, средства и установки ОПС, указанные в пункте 633 требуют участия ОРС или системных пользователей, участвующих в предоставлении услуг балансировки системных или защитных технологий или услуг восстановления или требуют предоставления операционных данных в режиме реального времени, ОПС и соответствующие ОРС и системные пользователи должны сотрудничать и координировать свои действия для определения и обеспечения доступности, надежности и достаточного количества инструментов, средств и установок.

635. Не реже одного раза в год или после любого значительного изменения нормативной базы или условий эксплуатации системы, ОПС повторно рассматривает необходимость обновления критически важных инструментов, средств и установок для обеспечения непрерывности деятельности. ОПС также предоставляет ОРС и соответствующим системным пользователям новые требования в их отношении.

Раздел 7

Пределы безопасности при функционировании

636. ОПС определяет пределы безопасности функционирования для каждого элемента электроэнергетической системы с учетом как минимум следующих физических характеристик:

1) пределы напряжения;

2) пределы по току короткого замыкания;

3) тепловые пределы, включая допустимые переходные перегрузки.

637. При определении пределов эксплуатационной безопасности ОПС должен учитывать способность системных пользователей предотвращать в нормальном состоянии и состоянии готовности отключение своих установок из-за ограничений по напряжению и частоте.

638. В случае изменения одного из элементов электроэнергетической системы со значительным воздействием, ОПС должен подтвердить и, при необходимости, обновить пределы безопасности функционирования.

639. Для каждой линии межсистемного соединения, ОПС согласовывает с соседними ОПС общие пределы безопасности функционирования.

Глава II

РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ И УПРАВЛЕНИЕ

РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТЬЮ

Раздел 1

Обязательства ОПС и системных пользователей

в отношении пределов напряжения

640. ОПС прилагает все усилия для обеспечения того, чтобы при нормальном рабочем состоянии напряжение осталось в стационарном режиме в пунктах межсистемного соединения передающей системы в следующих пределах, в зависимости от диапазона напряжения в точке подключения/межсистемного соединения:

1) менее 110 кВ – в соответствии со значениями, установленными в договорах с системными пользователями и другими системными операторами;

2) от 110 кВ до 300 кВ включительно – 0,90 е.ч.-1,118 е.ч.

3) выше 300 кВ до 380 кВ исключительно – 0,90 о.е.-1,097 о.е.

4) более или равное 380 кВ – 0.9 – 1.05

В таблице указаны минимальные промежутки времени, в течение которых генерирующая единица должна работать без отключения при напряжении сети, которое отклоняется от эталонного значения 1 е.ч. в точке подключения, если напряжение, учитываемое для единичных значений е.ч.., выше 300 кВ и до 380 кВ исключительно.

В таблице показаны минимальные промежутки времени, в течение которых генерирующая единица должна работать без отключения при напряжении сети, которое отклоняется от эталонного значения 1 е.ч. в точке подключения, если напряжение, учитываемое для единичных значений е.ч., больше или равно 380 кВ.

641. ОПС определяет основу напряжения для записи значений на единицу.

642. ОПС обеспечивает, чтобы во время нормального функционирования и после возникновения непредвиденных обстоятельств напряжение оставалось в более широких диапазонах напряжений в течение ограниченных периодов работы, когда существует соглашение в отношении более широких диапазонах напряжения с ОРС, подключенными к передающей системе, с управляющими установок по производству электроэнергии.

643. ОПС согласовывает с ОРС, подключенными к передающей сети и с системными пользователями, подключенными к передающей сети, диапазоны напряжения в точках подключения ниже 110 кВ, если эти диапазоны напряжения имеют отношение к поддержанию пределов безопасности функционирования. ОПС должен стремиться к тому, чтобы напряжение оставалось в согласованном диапазоне во время нормальной работы и после возникновения непредвиденных обстоятельств.

644. Если напряжение в точке подключения к передающей системе находится за пределами определенных диапазонов, ОПС должен применить регулирование напряжения и меры по исправлению положения для управления реактивной мощностью, чтобы восстановить напряжение в точке подключения.

645. ОПС обеспечивает резервы реактивной мощности с адекватным объемом и временем отклика для поддержания напряжения в зоне регулирования и на линиях межсистемного соединения в установленных пределах.

646. Системные пользователи, которые являются местами потребления, подключенными к передающей системе, должны поддерживать эталонные значения реактивной мощности, диапазоны коэффициентов и эталонные значения напряжения для регулирования напряжения в пределах диапазона, согласованного с ОПС.

647. ОПС устанавливает для каждого ОРС подключенного к передающей системе эталонные значения реактивной мощности, диапазоны коэффициента мощности и эталонные значения напряжения для регулирования напряжения в точке межсистемного соединения между ОПС и ОРС. Чтобы обеспечить поддержание этих параметров, каждый ОРС подключенный к передающей системе использует свои ресурсы реактивной мощности и имеет право давать диспетчерские указания в отношении регулирования напряжения системными пользователями, подключенными к распределительной системе.

648. ОПС имеет право использовать все реактивные мощности, подключенные к передающей системе в зоне регулирования, для эффективного управления реактивной мощностью и поддержания прогнозируемых диапазонов напряжения.

649. ОПС, прямо или косвенно, в сотрудничестве с ОРС подключенными к передающей системе, управляет, где это необходимо, ресурсами реактивной мощности, включая блокировку автоматического управления напряжением/реактивной мощностью трансформаторов, снижением напряжения и отключением потребления на основе снижения напряжения, чтобы поддерживать пределы безопасности функционирования и предотвращать падение напряжения передающей системы.

650. ОПС устанавливает меры регулирования напряжения в сотрудничестве с системными пользователями и с ОРС, подключенными к передающей системе и с соседними ОПС.

651. Там, где это необходимо для регулирования напряжения и управления активной мощностью в передающей системе, ОПС требует от системного пользователя, подключенного к передающей системе следовать положениям диспетчера по регулированию напряжения.

Глава III

РАСЧЕТ ТОКА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

И СОПУТСТВУЮЩИЕ МЕРЫ

652. ОПС устанавливает:

1) максимальный ток короткого замыкания, при котором превышается номинальная мощность выключателей и другого оборудования;

2) минимальный ток короткого замыкания для правильной работы средств защиты.

653. ОПС должен выполнить расчет тока короткого замыкания для оценки воздействия соседних ОПС, системных пользователей, подключенных к передающей системе и распределительных систем, подключенных к передающей системе, включая закрытые распределительные системы, на уровни тока короткого замыкания в передающей системе. Если распределительная система, подключенная к передающей системе, включая закрытую распределительную систему, оказывает влияние на уровни тока короткого замыкания, она должна быть включена в расчет тока короткого замыкания для передающей системы.

654. При выполнении расчетов тока короткого замыкания, ОПС имеет следующие обязательства:

1) использовать самые точные и качественные доступные данные;

2) принимать во внимание, как основу для расчета максимального тока короткого замыкания, рабочие условия, которые обеспечивают максимально возможное значение тока короткого замыкания, включая ток короткого замыкания в других передающих и распределительных системах, а также в закрытых распределительных системах.

655. ОПС применяет оперативные или другие меры для предотвращения отклонений от максимального и минимального пределов тока короткого замыкания в любое время и для всего защитного оборудования. В случае такого отклонения, ОПС должен активировать корректирующие меры или применить другие меры для обеспечения восстановления этих пределов. Отклонение от этих пределов допускается только во время последовательностей переключения.

Глава IV

ПРЕДЕЛЫ ПОТОКА МОЩНОСТИ

656. ОПС поддерживает потоки мощности в установленных пределах безопасности в процессе эксплуатации, когда система находится в нормальном рабочем состоянии и после возникновения непредвиденных обстоятельств.

657. В случае с (N-1) элементов в работе, в нормальном рабочем состоянии, ОПС поддерживает свои потоки мощности в допустимых переходных перегрузках после подготовки корректирующих мер, которые должны быть применены и выполнены в сроки, предусмотренные для допустимых переходных перегрузок.

Глава V

АНАЛИЗ И УПРАВЛЕНИЕ НЕПРЕДВИДЕННЫМИ

ОБСТОЯТЕЛЬСТВАМИ

Раздел 1

Список непредвиденных обстоятельств

658. ОПС составляет список непредвиденных обстоятельств, который включает внутренние и внешние непредвиденные обстоятельства в пределах его зоны наблюдения, оценивая, угрожают ли какие-либо из этих непредвиденных обстоятельств безопасности функционирования национальной электроэнергетической системы. Список непредвиденных обстоятельств должен включать как обычные, так и исключительные непредвиденные обстоятельства.

659. Каждый ОРС и системный пользователь, подключенный к передающей системе, которая является установкой производства электроэнергии, должен предоставить всю соответствующую информацию для анализа непредвиденных обстоятельств, запрашиваемую ОПС включая данные прогнозов и данные в реальном времени с возможным агрегированием запрошенных данных.

660. ОПС должен координировать свой анализ непредвиденных обстоятельств с точки зрения согласованности списков непредвиденных обстоятельств, по крайней мере, с ОПС в своей зоне наблюдения.

661. ОПС информирует ОПС в своей зоне наблюдения о внешних непредвиденных обстоятельствах, включенных в его список непредвиденных обстоятельств.

662. ОПС заблаговременно информирует соответствующего ОПС в своей зоне наблюдения о намерении внести топологические изменения в элементы своей передающей системы, которые включены как внешние непредвиденные обстоятельства в списки непредвиденных обстоятельств, соответствующих ОПС.

663. ОПС обеспечивается гарантией, что данные в реальном времени являются достаточно точными, чтобы учесть конвергенцию расчетов потока нагрузки при анализе непредвиденных обстоятельств.

Раздел 2

Анализ непредвиденных обстоятельств

664. ОПС проводит анализ непредвиденных обстоятельств в своей зоне наблюдения для выявления непредвиденных обстоятельств, которые ставят под угрозу или могут поставить под угрозу безопасность функционирования национальной электроэнергетической системы, и определяет меры по исправлению положения, которые могут потребоваться для устранения непредвиденных обстоятельств, включая смягчение последствий чрезвычайных непредвиденных обстоятельств.

665. ОПС обеспечивается гарантией, что любые нарушения пределов безопасности функционирования в национальной электроэнергетической системе, выявленные в результате анализа непредвиденных обстоятельств, не ставят под угрозу безопасность функционирования своей передающей системы или взаимоподключенных передающих систем.

666. ОПС проводит анализ непредвиденных обстоятельств на основе операционных прогнозов и прогнозов операционных данных в режиме реального времени из своей зоны наблюдения. Соответствующая актуальная топология передающей системы, которая включает запланированные выводы с эксплуатации на этапах операционного планирования, используется в качестве начального состояния для анализа непредвиденных обстоятельств в ситуации с N элементами в работе.

Раздел 3

Анализ непредвиденных обстоятельств

667. ОПС должен оценивать риски, связанные с каждым непредвиденным обстоятельством, после моделирования всех непредвиденных обстоятельств в списке непредвиденных обстоятельств, и после оценки того, может ли он удерживать передающую систему в пределах безопасности функционирования в ситуации с (N-1) элементами в работе.

668. Если ОПС считает, что риски, связанные с непредвиденным обстоятельством, настолько значительны, что он не сможет своевременно подготовить и активировать меры по исправлению положения чтобы предотвратить несоблюдение критерия (N-1), или если существует риск распространения нарушения в взаимосвязанной передающей системе, ОПС должен как можно скорее подготовить и активировать меры по исправлению положения для обеспечения соответствия критерию (N-1).

669. В случае ситуации с (N-1) элементами в работе, вызванной нарушением, ОПС должен активировать меры по исправлению положения, чтобы обеспечить, что передающая система вернется к нормальной работе как можно скорее, и что эта ситуация с (N-1) элементами в работе становится новой ситуацией с N элементами в работе.

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

1) во время переключений;

2) в течение времени, необходимого для подготовки и активации мер по исправлению положения.

Глава VI

ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Раздел 1

Общие требования к защите

671. ОПС управляет передающей системой с необходимым защитным и резервным защитным оборудованием для автоматического предотвращения распространения нарушений, которые могут поставить под угрозу безопасную работу его собственной передающей системы или взаимоподключенную передающую систему.

672. Не реже одного раза в пять лет ОПС пересматривает стратегию и концепции защиты и обновляет их, при необходимости, для обеспечения надлежащего функционирования защитного оборудования и поддержания безопасности при функционировании.

673. После срабатывания защиты ОПС должен оценить, работает ли защитное оборудование, как запланировано, и при необходимости предпринять корректирующие меры по исправлению положения.

674. ОПС указывает эталонные значения для защитного оборудования передающей системы, включая резервную защиту в случае неисправности основной системы защиты обеспечивающую надежное, быстрое и избирательное устранение неисправностей.

675. Перед вводом в эксплуатацию защитного оборудования или запасного защитного оборудования или после любых изменений, ОПС устанавливает, по согласованию с соседними ОПС, определение эталонных значений защиты для линий межсистемного соединения и согласовывает с соответствующими ОПС перед изменением значений.

Раздел 2

Схемы особой защиты

676. Когда ОПС использует схему особой охраны, он должен:

1) обеспечить, чтобы каждая схема особой защиты работала избирательно, надежно и эффективно;

2) оценить при составлении специальной схемы особой защиты, последствия для передающей системы в случае неисправности в функционировании;

3) проверить, имеет ли схема особой защиты надежность, сопоставимую с надежностью систем защиты, используемых для первичной защиты элементов передающей системы;

4) управлять передающей системой со схемой особой защиты в установленных пределах безопасности функционирования;

5) координировать функции схемы особой защиты, принципы активации и эталонные значения с соседними ОПС и с ОРС, подключенными к затронутой передающей системе, включая закрытые распределительные системы и затронутые системные пользователи, которые подключены к передающей системе.

Раздел 3

Мониторинг и оценка динамической устойчивости

677. ОПС выполняет мониторинг динамической устойчивости передающей системы путем проведения исследований. ОПС должен обмениваться соответствующими данными для мониторинга динамической устойчивости передающей системы с другими ОПС из синхронной зоны.

678. ОПС внедряет системы мониторинга в реальном времени для предотвращения потери стабильности системы и для сбора данных, необходимых для подтверждения расчетных моделей, используемых в исследованиях мониторинга динамической устойчивости.

679. ОПС проводит исследование по оценке динамической устойчивости не реже одного раза в год для определения пределов устойчивости и возможных проблем устойчивости передающей системы. ОПС сотрудничает с ОПС из синхронной зоны, частью которой является национальная электроэнергетическая система, при сборе данных, необходимых для проведения этих исследований. Результаты исследования оценки динамической устойчивости должны быть переданы Агентству, операторам распределительной системы, электроэнергетическим предприятиям, являющимися владельцами лицензии на производство электроэнергии, и, в случае запроса, всем заинтересованным сторонам.

680. При проведении оценок динамической устойчивости ОПС по согласованию с соседними ОПС и, при необходимости, ОПС из синхронной зоны, к которой принадлежит национальная электроэнергетическая система, определяют:

1) возможности для согласованной оценки динамической устойчивости, по крайней мере, с точки зрения общей сетевой модели;

2) набор данных, которыми должны обмениваться соответствующие ОПС, чтобы выполнить оценку координации динамической устойчивости;

3) перечень взаимосогласованных сценариев координированной оценки динамической устойчивости;

4) список взаимно согласованных непредвиденных обстоятельств или нарушений, влияние которых оценивается посредством координированной оценки динамической устойчивости.

681. Когда ОПС выявляет потенциальное влияние на стабильность напряжения, угловую стабильность ротора или стабильность частоты по отношению к другим взаимосвязанным передающим системам, ОПС должен координировать используемые методы для оценки динамической устойчивости, предоставляя необходимые данные и планируя общие меры по исправлению положения, которые направлены на повышение стабильности, включая процедуры сотрудничества между ОПС.

682. Принимая решение о методах оценки динамической устойчивости, ОПС применяет следующие правила:

1) в отношении списка непредвиденных обстоятельств, если пределы стационарного режима достигаются раньше, чем пределы устойчивости, TSO основывает свою оценку динамической устойчивости только на исследованиях по мониторингу устойчивости, проводимых на этапе долгосрочного операционного планирования;

2) если в условиях вывода из планируемой эксплуатации, в отношении списка непредвиденных обстоятельств, пределы стационарного режима и пределы устойчивости близки или пределы стационарного режима достигаются раньше, чем пределы устойчивости, ОПС должен провести динамическую оценку устойчивости на этапе операционного планирования на один день, с соблюдением этих условий. ОПС планирует меры по исправлению положения, которые следует использовать во время работы в режиме реального времени, если это необходимо;

3) если передающая система находится в ситуации с N элементами в работе в соответствии со списком непредвиденных обстоятельств и пределы стационарного режима достигаются раньше пределов устойчивости, ОПС должен провести оценку динамической устойчивости на всех этапах операционного планирования и повторно оценить пределы устойчивости в кратчайшие сроки после обнаружения значительного изменения в отношении ситуации с N элементами в эксплуатации.

Раздел 4

Управление динамической устойчивостью

683. Если оценка динамической устойчивости указывает на несоблюдение пределов устойчивости, ОПС должен подготовить и активировать меры по исправлению положения для поддержания стабильности передающей системы. Эти меры по исправлению положения предполагают вовлечение системных пользователей.

684. ОПС должен подстраховаться, чтобы время устранения неисправности, в случае неисправностей, которые могут привести к состоянию неустойчивости было короче, чем критическое время устранения неполадки, рассчитанное ОПС при оценке динамической устойчивости.

685. Что касается требований относительно минимального уровня инерции, которые актуальны по отношению к стабильности частоты на уровне синхронной зоны или в случае изолированной работы национальной электроэнергетической системы:

1) ОПС, в зависимости от обстоятельств, по взаимному согласованию с ОПС из той же синхронной зоны, устанавливает минимальные требования к инерции на основе исследования, принимая во внимание затраты и выгоды, а также возможные альтернативы. ОПС передает Агентству результаты проведенных исследований;

2) если упомянутые исследования демонстрируют необходимость определения минимально необходимой инерции, ОПС в зависимости от обстоятельств, по взаимному согласованию с ОПС из той же синхронной зоны, разрабатывает методологию определения минимальной инерции, необходимой для поддержания безопасности функционирования и предотвращения несоблюдения пределов устойчивости;

3) ОПС реализует в режиме реального времени минимальную инерцию в национальной электроэнергетической системе в соответствии с методологией определения минимальной инерции, необходимой для поддержания безопасности функционирования и предотвращения несоблюдения пределов устойчивости.

Глава VII

ОБМЕН ДАННЫМИ

Раздел 1

Обмен данными между ОПС и ОРС

686. ОПС устанавливает зону наблюдения распределительных систем, подключенных к передающей системе, которая необходима ОПС для правильного и эффективного определения состояния системы.

687. Если ОПС считает, что распределительная система, не подключенная к передающей системе, имеет значительное влияние с точки зрения напряжения, потоков мощности или других параметров, представляющих поведение передающей системы, эта распределительная система определяется ОПС как часть зоны наблюдения.

688. Структурная информация, относящаяся к зоне наблюдения, которую каждый ОРС предоставляет ОПС, должна включать как минимум:

1) трансформаторные подстанции по уровням напряжения;

2) линии, соединяющие трансформаторные подстанции, указанные в подп.1);

3) трансформаторы трансформаторных подстанций, указанные в подп.1);

4) системные пользователи;

5) катушки реактивного сопротивления и конденсаторы, подключенные к трансформаторным подстанциям, указанным в подп. 1).

689. ОРС, подключенный к передающей системе, должен предоставлять ОПС обновленную структурную информацию не реже одного раза в шесть месяцев.

690. Не менее одного раза в год, каждый ОРС, подключенный к передающей системе, должен предоставлять ОПС по первичным источникам энергии общую совокупную производственную мощность генерирующих единиц типа A, а также соответствующую информацию о поведении этих единиц с точки зрения частоты.

691. Каждый ОРС должен предоставлять ОПС, к которому он подключен, в режиме реального времени информацию, относящуюся к зоне наблюдения ОПС включая:

1) фактическую топологию подстанции;

2) активную и реактивную мощность в линейной ячейке;

3) активную и реактивную мощность в ячейке трансформатора;

4) подачу активной и реактивной мощности в ячейку установки для производства электроэнергии;

5) расположение участков в трансформаторах;

6) напряжения на коллекторных шинопроводах;

7) реактивную мощность в ячейке реактивного сопротивления и конденсаторе;

8) агрегированное производство по первичным источникам энергии в зоне ОРС для генерирующих единиц типа А;

9) агрегированное потребление в зоне ОРС.

Раздел 2

Обмен данными между ОПС, операторами линий межсистемного

соединения или других линий и генерирующих единиц,

подключенных к передающей системе

692. Каждый системный пользователь, который является оператором установки по производству электроэнергии на генерирующей единице типа D, подключенной к передающей системе, должен предоставить ОПС, как минимум, следующие данные:

1) общие данные о генерирующей единице, включая установленную мощность, а также источник первичной энергии;

2) данные о турбинах и установке по производству электроэнергии, включая время горячего и холодного пуска;

3) данные для расчета тока короткого замыкания;

4) данные о трансформаторе установки по производству электроэнергии;

5) данные РСЧ генерирующих единиц;

6) данные РВЧ генерирующих единиц, которые предлагают или предоставляют эту услугу;

7) данные РЗ генерирующих единиц, которые предлагают или предоставляют эту услугу;

8) данные, необходимые для восстановления передающей системы;

9) данные и модели, необходимые для выполнения динамического моделирования;

10) данные о защите;

11) данные, необходимые для установления стоимости мер по исправлению положения;

12) регулирование реактивной мощности.

693. Каждый системный пользователь, который является оператором установки по производству электроэнергии на генерирующей единице типа B или C, подключенной к передающей системе, предоставляет ОПС, как минимум, следующие данные:

1) общие данные о генерирующей единице, включая установленную мощность, а также источник первичной энергии;

2) данные для расчета тока короткого замыкания;

3) данные РСЧ для генерирующих единиц;

4) данные РВЧ генерирующих единиц, которые предлагают или предоставляют эту услугу;

5) данные РЗ генерирующих единиц, которые предлагают или предоставляют эту услугу;

6) данные о защите;

7) способность регулирования реактивной мощности;

8) данные, необходимые для установления стоимости мер по исправлению положения;

9) данные, необходимые для выполнения оценки динамической устойчивости.

694. ОПС запрашивает от оператора установки по производству электроэнергии генерирующей единицы, подключенной к передающей системе, при необходимости, предоставить дополнительные данные для анализа безопасности функционирования.

695. Каждый оператор системы HVDC или линии межсистемного соединения предоставляет ОПС следующие данные о системе HVDC или о линии межсистемного соединения:

1) номинальные данные установки;

2) данные о трансформаторах;

3) данные о фильтрах и банках фильтров;

4) данные о компенсации реактивной мощности;

5) способность регулирования реактивной мощности;

6) способность регулирования реактивной мощности и напряжения;

7) приоритет способа функционирования активной мощности или реактивной мощности, в зависимости от обстоятельств;

8) способность реагирования на отклонения частоты;

9) динамические модели для динамического моделирования;

10) данные об охране;

11) способность устранить неисправность.

696. Каждый оператор линии межсистемного соединения переменного тока предоставляет ОПС как минимум следующие данные:

1) номинальные данные установки;

2) электрические параметры;

3) сопутствующая защита.

697. Каждый системный пользователь, который является оператором установки по производству электроэнергии от генерирующей единицы типа B, C или D, подключенной к передающей системе, предоставляет ОПС как минимум следующие данные:

1) количество вырабатываемой активной мощности, а также количество и наличие резервов активной мощности на основе ежедневного и внутридневного планирования;

2) без промедления, любая запланированная недоступность или ограничение активной мощности;

3) любое прогнозируемое ограничение способности регулирования реактивной мощности.

698. Каждый оператор системы HVDC предоставляет ОПС как минимум следующие данные:

1) программирование относительно реактивной мощности и ее доступности на основе ежедневного и внутридневного планирования;

2) без промедления, любая запланированная недоступность или ограничение активной мощности;

3) любое прогнозируемое ограничение способности регулирования реактивной мощности или напряжения.

699. Каждый оператор линии межсистемного соединения переменного тока или линейный оператор предоставляет ОПС данные о запланированной недоступности или ограничениях активной мощности.

700. Каждый значительный системный пользователь, который является оператором установки по производству электроэнергии на генерирующей единице типа B, C или D предоставляет ОПС как минимум следующие данные:

1) положение переключателей в точке подключения или в другой точке взаимодействия, согласованной с ОПС;

2) активная и реактивная мощность в точке подключения или в другой точке взаимодействия, согласованной с ОПС;

3) в случае установок по производству электроэнергии с потреблением, отличным от вспомогательного, чистая активная и реактивная мощность.

701. Каждый управляющий системы HVDC или линии межсистемного соединения переменного тока, предоставляет ОПС в режиме реального времени, как минимум следующие данные, касающиеся точки подключения системы HVDC или линии межсистемного соединения переменного тока:

1) положение переключателей;

2) состояние функционирования;

3) активная и реактивная мощность.

Раздел 3

Обмен данными между ОПС, ОРС и производственными единицами,

подключенными к распределительной системе

702. Каждый управляющий установки по производству электроэнергии генерирующей единицы типа B, C или D, подключенной к распределительной системе, должен предоставить как минимум следующие данные ОРС, где имеется точка подключения, также при необходимости ОПС:

1) общие данные о генерирующей единице, включая установленную мощность, а также источник первичной энергии или вид топлива;

2) данные РСЧ об установках по производству электроэнергии, участвующих в ПВЧ;

3) данные РВЧ для установок по производству электроэнергии, которые предлагают или предоставляют услугу РЗ;

4) данные РЗ генерирующих единиц, которые предлагают или предоставляют услугу РЗ;

5) данные о защите;

6) способность регулирования реактивной мощности;

7) возможность удаленного доступа к переключателю;

8) данные, необходимые для выполнения динамического моделирования;

9) уровень напряжения и расположение каждой генерирующей единицы.

703. Каждый оператор установки по производству электроэнергии генерирующей единицы типа B, C или D должен проинформировать ОРС, в котором он имеет точку подключения, а также, при необходимости, ОПС, в установленные сроки, но не позднее первого запуска в работу или любых изменений в существующих установках, о любом изменении объема и содержания данных, перечисленных в этом разделе.

704. Каждый управляющий установки по производству электроэнергии генерирующей единицы типа B, C или D, подключенный к распределительной системе, должен предоставить ОРС, в котором он имеет точку подключения, и, при необходимости ОПС, как минимум следующие данные:

1) ожидаемая недоступность, запрограммированное ограничение активной мощности и прогнозируемое производство активной мощности в точке подключения;

2) любое прогнозируемое ограничение регулирующей способности реактивной мощности.

705. Каждый управляющий установки по производству электроэнергии генерирующей единицы типа B, C или D, подключенный к распределительной системе, должен предоставить ОРС, в котором он имеет точку подключения, и, при необходимости, ОПС, в режиме реального времени, как минимум следующие данные:

1) состояние коммутационных аппаратов и переключателей в точке подключения;

2) потоки активной и реактивной мощности, тока и напряжения в точке подключения.

706. ОПС определяет в сотрудничестве с ответственным ОРС, какие системные пользователи могут быть освобождены от обязательства предоставить напрямую ОПС данные в режиме реального времени. В таких случаях ответственные ОПС и ОРС согласовывают данные в режиме реального времени соответствующих системных пользователей, которые должны передаваться ОПС в адрес ОРС, включая, где это уместно, режим агрегирования.

707. Каждый ОРС поставляет ОПС информацию, указанную в данном разделе, с частотой и уровнем детализации, требуемыми ОПС.

708. ОПС запрашивает дополнительные данные у оператора установки по производству электроэнергии генерирующей единицы типа B, C или D, подключенной к распределительной системе, если это необходимо, для анализа безопасности функционирования для утверждения моделей.

Раздел 4

Обмен данными между ОПС и местами потребления

709. Каждый управляющий места потребления, подключенный к передающей системе, поставляет ОПС следующие структурные данные:

1) электрические данные электрических трансформаторов, подключенных к передающей системе;

2) характеристики нагрузки места потребления;

3) характеристики регулирования реактивной мощности.

710. Каждый управляющий места потребления, подключенный к передающей системе, поставляет ОПС следующие данные:

1) любое прогнозируемое ограничение регулируемой реактивной мощности;

2) в случае участия в управляемом потреблении – график его максимального и минимального структурного диапазона мощности, подлежащего сокращению.

711. Каждый управляющий места потребления, подключенный к передающей системе, поставляет ОПС следующие данные:

1) активная и реактивная мощность в точке подключения;

2) в случае участия в контролируемом потреблении, минимальный и максимальный диапазон мощности, который должен быть уменьшен.

712. Каждый управляющий места потребления, подключенный к передающей системе, описывает ОПС свое поведение в установленных диапазонах напряжения.

713. Каждый системный пользователь, который является местом потребления, подключенным к распределительной системе с уровнем напряжения, равным или превышающим 110 кВ, или который участвует в контролируемом потреблении, должен предоставить следующие плановые данные и данные в режиме реального времени ОРС, так и ОПС:

1) минимальная и максимальная активная мощность, доступная для контролируемого потребления, а также максимальная и минимальная продолжительность любого потенциального использования этой мощности для контролируемого потребления;

2) прогноз неограниченной активной мощности, доступной для контролируемого потребления, и любого запланированного контролируемого потребления;

3) активная и реактивная мощность в реальном времени в точке подключения;

4) подтверждение того, что применяются оценки фактических значений контролируемого потребления.

714. Каждый системный пользователь, участвующий в контролируемом потреблении, должен предоставить ОРС и, при необходимости, ОПС, в день и в режиме, близком к режиму реального времени, и от имени всех мест потребления, подключенных к распределительной системе, следующие данные:

1) минимальная и максимальная структурная активная мощность, доступная для контролируемого потребления, а также максимальная и минимальная продолжительность любой потенциальной активации контролируемого потребления в конкретной географической зоне, определяемой ОПС и ОРС;

2) прогноз неограниченной активной мощности, доступной для контролируемого потребления, и любого запланированного уровня контролируемого потребления в конкретной географической зоне, определяемой ОПС и ОРС;

3) активная и реактивная мощность в режиме реального времени;

4) подтверждение того, что применяются оценки фактических значений контролируемого потребления.

Глава VIII

СООТВЕТСТВИЕ

Раздел 1

Ответственность системных пользователей

715. Каждый системный пользователь уведомляет ОПС или ОРС, к которым у него есть точка подключения, о любых запланированных изменениях в своих технических возможностях, которые могут повлиять на соблюдение требований настоящего Кодекса, до внесения этого изменения.

716. Каждый системный пользователь уведомляет ОПС или ОРС, к которым у него есть точка подключения, о любых нарушениях работы в его установке, которые могут повлиять на его соответствие требованиям настоящего Кодекса, как можно скорее после возникновения такого нарушения.

717. Каждый системный пользователь уведомляет ОПС или ОРС, к которым у него есть точка подключения, о запланированном графике испытаний и процедурах, которым необходимо следовать для проверки соответствия его установки требованиям настоящего Кодекса, своевременно и до их проведения. ОПС или ОРС утверждают заранее и в надлежащее время запланированную программу и процедуры испытаний, и в утверждении не может быть необоснованно отказано. Если системный пользователь имеет точку подключения к ОРС и взаимодействует только с ОРС, ОПС имеет право запросить у соответствующего ОРС результаты испытаний на соответствие, которые имеют отношение к безопасности функционирования его передающей системы.

718. По запросу ОПС или ОРС системный пользователь выполняет моделирование и испытания на соответствие, согласно настоящему кодексу, в любое время в течение срока действия его установки и, в частности, после любой неисправности, изменения или замены любого оборудования, которое может повлиять на соответствие установки требованиям настоящего кодекса в отношении способности установки достичь заявленных значений, временные требования, применимые к этим значениям, а также доступность или предоставление договорных системных технологических услуг. Третьи стороны, обеспечивающие прямое контролируемое потребление для ОПС, поставщики повторной диспетчеризации к генерирующим единицам или местам потребления путем агрегирования, а также другие поставщики резервов активной мощности должны подстраховаться в соответствии своих установок требованиям настоящего Кодекса.

Раздел 2

Операционные испытания

719. ОПС несет ответственность за безопасность функционирования национальной электроэнергетической системы и, в частности, имеет следующие обязательства:

1) разрабатывать и внедрять инструменты для эксплуатации сети, включая работу в режиме реального времени и операционное планирование;

2) разрабатывать и внедрять инструменты и решения для предотвращения и устранения возмущений;

3) использовать доступные услуги, такие как повторная диспетчеризация или партнерский маркетинг, управление перегрузками, эксплуатационные резервы и другие услуги системных технологий;

4) ежегодно контролировать адекватность инструментов работы сети, которые необходимы для поддержания безопасности функционирования. ОПС определяет любые соответствующие улучшения в этих сетевых операционных инструментах. Любое выявленное улучшение будет впоследствии внедрено ОПС.

720. ОПС и каждый ОРС или системный пользователь, подключенный к передающей системе, может выполнить операционные испытания элементов своей передающей системы и соответственно в смоделированных рабочих условиях и в течение ограниченного периода времени. С этой целью они должны объявить об этом заблаговременно и до начала испытаний и минимизировать влияние на работу системы в режиме реального времени. Эксплуатационные испытания призваны обеспечить:

1) свидетельства соблюдения всех соответствующих организационных технических и операционных положений настоящего Кодекса для нового элемента передающей системы при его первом вводе в эксплуатацию;

2) свидетельства соблюдения всех соответствующих организационных технических и операционных положений настоящего Кодекса для новой установки системного пользователя или ОРС при первом вводе в эксплуатацию;

3) свидетельства соблюдения всех соответствующих организационных технических и операционных положений настоящего Кодекса в отношении любого изменения элемента передающей системы или установки системного пользователя или ОРС, которые имеют отношение к работе системы;

4) оценка возможных негативных последствий непредвиденной и неожиданной неисправности, короткого замыкания или непредвиденного инцидента в работе системы, в элементе передающей системы или в установке системного пользователя или ОРС.

721. ОПС, ОРС или системный пользователь используют результаты эксплуатационных испытаний для:

1) обеспечения ОПС надлежащего функционирования элементов передающей системы;

2) обеспечения ОРС и системным пользователем надлежащего функционирования распределительных систем и установок системного пользователя;

3) разработки ОПС, ОРС или системным пользователем новых эксплуатационных практик и поддержания существующих;

4) гарантирования ОПС выполнения системных технологических услуг;

5) для получения ОПС, ОРС или системным пользователем информации о характеристиках элементов передающей системы и установок системного пользователя и ОРС в любых условиях и с соблюдением всех действующих положений настоящего Кодекса в отношении:

a) контролируемого применения колебаний напряжения или частоты с целью получения информации о поведении передающей системы и ее элементов;

b) испытаний эксплуатационных практик в условиях чрезвычайной ситуации и восстановления.

722. ОПС должен подстраховаться, чтобы операционные испытания не поставили под угрозу безопасность функционирования его передающей системы. Эксплуатационные испытания могут быть отложены или прерваны из-за незапланированных состояний системы или по причинам безопасности персонала, граждан, установки или оборудования, используемого в проведении испытаний, или элементов передающей системы или установок ОРС или системного пользователя.

723. В случае деградации передающей системы, ОПС имеет право прервать эксплуатационные испытания. Если проведение испытания влияет на другой ОПС и состояние его системы деградирует, ОПС или системный пользователь или ОРС, выполняющие испытания, должны, получив уведомление от ОПС, немедленно прекратить эксплуатационное испытание.

724. ОПС должен подстраховаться, чтобы результаты соответствующих эксплуатационных испытаний, проведенных вместе со всеми соответствующими анализами, были:

1) включены в процесс сертификации и обучения сотрудников, ответственных за работу в режиме реального времени;

2) использованы в качестве вклада в процесс исследований и разработок;

3) использованы для улучшения эксплуатационных практик, в том числе при чрезвычайной ситуации и восстановлении.

Глава IX

ОБУЧЕНИЕ

Раздел 1

Программа обучения

725. Программа обучения ОПС включает в себя знание элементов передающей системы, эксплуатации передающей системы, использование систем и процессов на рабочем месте, операций с другими ОПС, рыночных условий, распознавание и реагирование на исключительные ситуации, возникающие при эксплуатации системы, а также действия и инструменты эксплуатационного планирования.

726. Персонал ОПС, ответственный за работу в режиме реального времени передающей системы должен пройти, в рамках своего начального обучения, профессиональную подготовку в области совместимости передающих систем, основанную на операционном опыте и обратной связи от совместного обучения с соседними ОПС в соответствии с Разделом 2. Это обучение в области совместимости должно включать подготовку и активацию скоординированных корректирующих действий, необходимых во всех состояниях системы.

727. ОПС включает в свою программу подготовки для сотрудников, которые занимаются эксплуатацией передающей системы в режиме реального времени, посещение обучающих мероприятий и, как минимум, следующие компоненты:

1) описание элементов передающей системы;

2) эксплуатация передающей системы во всех системных состояниях, включая состояние восстановления;

3) использование систем и процессов на рабочем месте;

4) координация операций и рыночных условий с другими ОПС;

5) распознавание исключительных эксплуатационных ситуаций и реагирование на них;

6) соответствующие аспекты внутренних рынков электроэнергии в соседних странах;

7) безопасность людей и оборудования в электроэнергетической системе при эксплуатации передающих систем, включая компьютерную безопасность;

8) сотрудничество и координация между ОПС в режиме реального времени и эксплуатационное планирование на уровне главных диспетчерских на английском языке, если не предусмотрено иное;

9) совместная профессиональная подготовка с ОРС, подключенными к передающей системе, при необходимости;

10) поведенческие навыки с особым упором на управление стрессом, реакцией в критических ситуациях, ответственность и мотивационные навыки;

11) практики и инструменты эксплуатационного планирования, в том числе те, которые используются совместно с другими ОПС в эксплуатационном планировании.

728. ОПС пересматривает свои программы обучения не реже одного раза в год или в результате значительных изменений в системе, чтобы отразить изменения в эксплуатационных обстоятельствах, рыночных правилах, конфигурации сети и характеристиках системы, с особым акцентом на новые технологии, изменение моделей потребления и производства, и эволюции рынка.

729. Аттестация эксплуатационного персонала, ответственного за работу ОПС в режиме реального времени, осуществляется в соответствии с положениями главы X Положения о диспетчерском управлении электроэнергетической системой, утвержденного Постановлением НАРЭ № 316 от 9.11.2018 г.

Раздел 2

Сотрудничество с другими ОПС в области обучения

730. Для улучшения знаний о характеристиках передающих систем в соседних странах, а также связи и координации с сотрудниками соседних ОПС, ответственными за работу в режиме реального времени, ОПС организуют подготовительные курсы с соседними ОПС. Обучение между ОПС включает подробные знания о согласованных действиях, необходимых для каждого состояния системы.

731. ОПС устанавливает, в сотрудничестве с соседними ОПС, необходимость и частоту совместных подготовительных курсов, включая их минимальное содержание и сферу, с учетом уровня взаимного влияния и необходимого эксплуатационного сотрудничества.

732. ОПС обмениваются опытом, полученным при эксплуатации в режиме реального времени, в том числе посредством посещений и обмена опытом между эксплуатационным персоналом, ответственным за эксплуатацию в режиме реального времени с соседними ОПС.

ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ

ОПЕРАЦИОННОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ

КНИГА I

ДАННЫЕ ДЛЯ АНАЛИЗА БЕЗОПАСНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

В ОПЕРАЦИОННОМ ПЛАНИРОВАНИИ

Раздел 1

Общие положения о сетевой модели

733. Сетевая модель состоит из элементов передающей системы с напряжением 110 кВ и выше, в том числе систем HVDC. Элементы системы с напряжением ниже 110 кВ должны быть включены в сетевую модель, если они влияют на передающую систему ОПС.

734. Уникальный идентификатор должен быть предоставлен для каждого элемента, включенного в сетевую модель.

735. Для выполнения анализа безопасности функционирования в соответствии с разделом II, для каждого из временных интервалов, представленных ниже, ОПС разрабатывает индивидуальные сетевые модели в соответствии с методологиями, утвержденными совместно с ОПС из соседних стран, с применением установленного формата данных:

1) ежегодный, в соответствии с разделом 2;

2) ежедневный, в соответствии с разделом 3;

3) внутридневной, в соответствии с разделом 3.

Методологии, на основе которых разрабатываются отдельные сетевые модели, разрабатываются ОПС совместно с ОПС из соседних стран на основе разработанных и утвержденных методологий ENTSO-E.

736. Индивидуальные сетевые модели включают информацию и структурные данные, указанные в Положении о диспетчерском управлении электроэнергетической системой, утвержденном НАРЭ, в главе "Модель электрической сети".

Раздел 2

Ежегодная сетевая модель

737. ОПС оценивает работу передающей системы, используя следующие сценарии:

1) зимний пик, третья среда января текущего года, в 10:30 по центральноевропейскому времени;

2) зимнее отсутствие (провал), второе воскресенье января текущего года, в 3:30 по центральноевропейскому времени;

3) весенний пик, третья среда апреля текущего года, в 10:30 по центральноевропейскому времени;

4) весеннее отсутствие (провал), второе воскресенье апреля текущего года, в 3:30 по центральноевропейскому времени;

5) летний пик, третья среда июля прошлого года, в 10:30 по центральноевропейскому времени;

6) летнее отсутствие (провал), второе воскресенье июля прошлого года, в 3:30 по центральноевропейскому времени;

7) осенний пик, третья среда октября прошлого года, в 10:30 по центральноевропейскому времени;

8) осеннее отсутствие (провал), второе воскресенье октября прошлого года, в 3:30 по центральноевропейскому времени.

738. ОПС устанавливает ежегодную сетевую модель для каждого из сценариев, разработанных в соответствии с настоящим разделом, используя наилучшие оценки следующих переменных:

1) потребность в электроэнергии;

2) условия использования возобновляемых источников энергии;

3) установленные позиции импорта/экспорта, включая согласованные контрольные значения, позволяющие слияние;

4) производственная модель с полностью доступным производственным парком;

5) развитие сети за год.

739. При создании ежегодной сетевой модели ОПС обязан сбалансировать для каждого сценария сумму следующих элементов:

1) чистые обмены на электрических линиях межсистемного соединения;

2) нагрузка, с оценкой потерь;

3) производство.

740. ОПС включает в ежегодную сетевую модель совокупные выходные мощности для установок по производству электроэнергии, подключенных к распределительным системам. Эти совокупные выходные мощности должны иметь следующие характеристики:

1) соответствовать структурным данным, предоставленным в соответствии с требованиями к обмену данными;

2) соответствовать сценариям, разработанным в соответствии с настоящим разделом;

3) различать тип первичного источника энергии.

741. В случае изменения сети, которое является значительным для безопасности функционирования, наилучшей оценки переменных, используемых для определения ежегодной сетевой модели, установленной в соответствии с положениями настоящего раздела, ОПС должен обновить ежегодную сетевую модель.

Раздел 3

Ежедневная и внутридневная сетевая модель

742. ОПС создает ежедневную или внутридневную сетевую модель, которая включает:

1) обновленные прогнозы производства и потребления;

2) доступные результаты ежедневных и внутридневных процессов;

3) доступные результаты задач планирования;

4) для установок по производству электроэнергии, подключенных к распределительным системам, производство активной агрегированной мощности, дифференцированной по источнику первичной энергии в соответствии с предоставленными данными;

5) обновленная топология передающей системы.

743. Все заранее согласованные меры по исправлению положения включаются в ежедневную и внутридневную сетевую модель и должны четко отличаться от установленных вводов и выводов и от топологии сети без применения мер по исправлению положения.

744. ОПС должен оценить точность переменных в этом разделе, сравнивая их с их фактическими значениями и принимая во внимание принципы, установленные для оценки и управления неопределенностями производства и потребления, принимая во внимание погрешность надежности.

745. Если после оценки, упомянутой в этом разделе, ОПС считает, что точность переменных недостаточна для оценки безопасности функционирования, он устанавливает причины этого недостатка. Если причины зависят от процессов сетевого моделирования ОПС, ОПС повторно рассматривает эти процессы для получения более точных результатов. Если причины зависят от переменных, предоставленных другими сторонами, ОПС с соответствующими сторонами приложат усилия для обеспечения точности этих переменных.

Раздел 4

Контроль качества сетевой модели

746. ОПС должен проводить контроль качества сетевой модели.

747. При проведении контроля качества сетевой модели ОПС проверяет как минимум следующее:

1) согласованность статуса подключения линий межсистемного соединения с другими ОПС;

2) ограничивание значений напряжения в допустимых операционных значениях для элементов передающей системы, которые влияют на другие зоны регулирования;

3) согласованность допустимых переходных перегрузок на линиях межсистемного соединения с другими ОПС;

4) совместимость вводимой или отводимой активной мощности и реактивной мощности с операционными значениями.

КНИГА II

АНАЛИЗ БЕЗОПАСНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

Раздел 1

Общие положения о сетевой модели

748. ОПС проводит анализ безопасности функционирования как минимум для следующих временных интервалов:

1) ежегодный;

2) ежедневный;

3) внутридневный.

749. Для выполнения анализа безопасности функционирования ОПС должен в каждой ситуации с N элементами в работе смоделировать каждое непредвиденное обстоятельство из списка непредвиденных обстоятельств и проверить, чтобы в ситуации с (N-1) элементами в работе, установленные пределы безопасности функционирования не превышались в зоне его регулирования.

750. ОПС выполняет анализы безопасности функционирования с использованием сетевых моделей, установленных в соответствии с разделом I настоящей ЧАСТИ, принимая во внимание запланированные выводы из эксплуатации при выполнении этих анализов.

751. ОПС передает результаты выполненных анализов безопасности функционирования, по крайней мере ОПС, элементы которых включены в зону наблюдения ОПС и подвергаются воздействию в соответствии с этим анализом безопасности функционирования, чтобы позволить этим ОПС проверить соблюдение пределов функционирования в их зонах регулирования.

Раздел 2

Ежегодный анализ безопасности функционирования

752. ОПС выполняет ежегодный анализ безопасности функционирования, чтобы выявить как минимум следующие ограничения:

1) потоки мощности и напряжения, превышающие пределы безопасности функционирования;

2) нарушения пределов устойчивости передающей системы;

3) нарушение порогов короткого замыкания в передающей системе.

753. При обнаружении возможного ограничения ОПС разрабатывает меры по исправлению положения. Если отсутствуют меры по исправлению положения, не подразумевающие затраты, и ограничение связано с запланированной недоступностью соответствующих активов, ограничение состоит в несовместимости планирования вывода из эксплуатации, а ОПС инициирует координацию вывода из эксплуатации в соответствии с положениями раздела III, в зависимости от периода года, когда эта мера была инициирована.

Раздел 3

Анализ безопасности функционирования на ежедневной,

внутридневной основе и близко к режиму реального времени

754. ОПС выполняет анализ безопасности функционирования на ежедневной, внутридневной основе и близко к режиму реального времени для выявления возможных ограничений, а также для подготовки и реализации мер по исправлению положения вместе с другими ОПС и, при необходимости, с ОРС, системы которых подвергаются воздействию.

755. ОПС выполняет мониторинг прогнозов потребления и производства. Когда эти прогнозы указывают на значительное отклонение в производстве или потреблении, ОПС обновляет свой анализ безопасности функционирования.

756. При выполнении анализа близко к режиму реального времени в зоне наблюдения, ОПС использует оценку состояния.

КНИГА III

КООРДИНИРОВАНИЕ ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Глава I

ОБЛАСТИ КООРДИНИРОВАНИЯ ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ,

СООТВЕТСТВУЮЩИЕ АКТИВЫ

Раздел 1

Цель координирования вывода из эксплуатации

757. ОПС координирует вывод из эксплуатации в соответствии с принципами настоящей главы, чтобы контролировать доступность соответствующих активов, и координирует планы доступности для обеспечения безопасности функционирования передающей системы.

758. ОПС вместе с другими ОПС, зона наблюдения которых включает ЭЭС Республики Молдова, координирует вывод из эксплуатации принимая во внимание:

1) частоту, объем и тип координации в течение не менее одного года;

2) практические способы проверки ежегодных планов доступности соответствующего элемента сети как предусмотрено в разделе 5 главы II.

759. ОПС участвует в координации вывода из эксплуатации в своей зоне наблюдения и применяет операционные процедуры координации, изложенные в двусторонних соглашениях.

760. В случае несовместимостей планирования между различными областями, координирующими вывод из эксплуатации, все участвующие СО должны координировать свои действия, чтобы устранить эти несовместимости.

761. ОПС предоставляет всем ОПС, зона наблюдения которых включает ЭЭС Республики Молдова и получает от ОПС из своей зоны наблюдения всю соответствующую информацию, имеющуюся у них, по инфраструктурным проектам, связанным с передающей системой, распределительными системами, закрытыми распределительными системами, генерирующими единицами или местами потребления, которые могут повлиять на эксплуатацию зоны регулирования.

762. ОПС предоставляет ОРС, подключенным к передающей системе и расположенным в своей зоне регулирования, всю актуальную информацию, соответствующую проектам инфраструктуры, относящимся к передающей системе, которая может повлиять на работу распределительной системы этих ОРС.

Раздел 2

Методология оценки соответствия активов для

координирования вывода из эксплуатации

763. Методология оценки соответствия активов для координирования вывода из эксплуатации основана на качественных и количественных аспектах, которые определяют воздействие на зону регулирования ОПС на состояния доступности генерирующих единиц, либо мест потребления, либо элементов сети, которые расположены в передающей системе или в распределительной системе, включая закрытую распределительную систему, и которые прямо или косвенно связаны зоной регулирования другого ОПС и, в частности, по:

1) количественным аспектам, связанным с оценкой изменений электрических величин (напряжений, потоков мощности, угла ротора) по крайней мере одного элемента сети в зоне регулирования ОПС, после изменения состояния доступности значимого потенциального актива, расположенного в другой зоне регулирования. Эта оценка должна проводиться на основе ежегодной сетевой модели;

2) порогам чувствительности электрических величин, указанных в подп. 1), по которому можно оценить соответствие актива. Эти пороговые значения должны быть согласованы, по крайней мере, для каждой синхронной зоны;

3) мощности генерирующих единиц или значимых мест потенциального потребления, чтобы квалифицироваться как ГЕ;

4) качественным аспектам, такие как расчет и близость к границам зоны регулирования генерирующих единиц, мест потребления или значимых потенциальных элементов сети;

5) систематической значимости всех элементов сети, расположенных в передающей системе или в распределительной системе, которая соединяет различные зоны регулирования;

6) систематической значимости всех критических элементов сети.

764. ОПС оценивает значимость активов вычисляя факторы влияния потока мощности, в его зоне управления элементами сети, генерирующих единиц и мест потребления, расположенные за пределами зоны управления ОПС и подключенные к передающей системе.

765. ОПС оценивает значимость активов, путем расчета факторов, влияния потока мощности в его зоне управления элементами сети, генерирующих единиц и мест потребления, расположенными в сетях ОРС или ОЗРС, подключенные к передающим сетям, расположенные за пределами зоны управления ОПС при условии, что они моделируются на основе общих сетевых моделей, используемых для оценки.

766. Если ОПС считает, что оценка факторов, влияющих на поток мощности в его зоне управления, не будет в достаточной степени охватывать элементы сети, генерирующие единицы и места потребления, которые могут вызвать значительные колебания напряжения в его зоне управления, ОПС имеет право использовать факторы, влияющие на напряжение, для определения своего предложения по значимым активам.

767. В соответствии с положениями настоящего раздела ОПС должен проинформировать подвергающихся воздействию ОПС соседних стран о своем решении рассчитать факторы влияния на напряжение для оценки влияния элементов сети на его зону управления, установок по производству и мест потребления, расположенных за пределами зоны управления ОПС и подключенных к передающей системе.

768. Значимыми считаются как минимум следующие активы:

1) все элементы электроэнергетической системы, находящиеся вне зоны контроля и имеющие фактор влияния, который считается значимым;

2) все элементы сетей ОПС из соседних стран, имеющие фактор влияния, который считается значимым;

3) элементы, влияющие на динамическую устойчивость зоны контроля ОПС;

4) все элементы, соединяющие зону управления ОПС с зонами управления ОПС из соседних стран.

769. Вместе с ОПС из соседних стран ОПС может включить в свое предложение по значимым активам:

1) комбинации нескольких элементов сети за пределами его зоны контроля, одновременное отключение которых может угрожать безопасности его зоны контроля;

2) элементы сети, расположенные за пределами зоны управления ОПС, прерывание работы которых может повлиять на работу систем HVDC между синхронными зонами;

3) элементы сети, расположенные вне зоны управления ОПС, отключение которых может повлиять на работу его зоны управления, стабильность электроэнергетической системы, работу защиты и оценку коротких замыканий.

770. Если владелец элемента сети, который должен быть включен в список значимых активов, не согласен с таким подходом, ОПС должен использовать метод оценки значимости активов, чтобы установить значимость этих элементов для координации вывода из эксплуатации.

Раздел 3

Анализ значимых активов, расположенных в распределительной

системе или закрытой распределительной системе

771. ОПС отвечает за планирование вывода из эксплуатации каждого элемента сети, которым он управляет.

772. ОПС координирует с ОРС планирование вывода из эксплуатации значимых внутренних активов, подключенных к его распределительной системе.

773. ОПС координирует с ОЗРС планирование вывода из эксплуатации значимых внутренних активов, подключенных к его распределительной системе.

Глава II

РАЗРАБОТКА И ОБНОВЛЕНИЕ ПЛАНОВ

ДОСТУПНОСТИ ЗНАЧИМЫХ АКТИВОВ

Раздел 1

Общие положения о планах доступности

774. Статус доступности актива должен быть следующим:

1) "доступен", когда значимый актив готов и может предоставить услугу, вне зависимости от того, работает он или нет;

2) недоступен", когда значимый актив не готов и не может предоставить услугу;

775. Планы доступности должны включать как минимум следующую информацию:

1) причину статуса актива "недоступен";

2) если эти статусы выявлены, условия, которые должны быть выполнены, прежде чем будет применен статус "недоступен" для актива в режиме реального времени;

3) время, необходимое для ввода актива в эксплуатацию, когда это необходимо, для поддержания безопасности в эксплуатации.

776. Статус доступности каждого значимого актива за период в один год должен быть предусмотрен в декларации о доступности.

777. Если программы производства и потребления передаются ОПС в соответствии с разделом 1 главы V, период состояния доступности должен соответствовать этим программам.

Раздел 2

Предоставление предложений ежегодного плана доступности

778. До 1 сентября каждого календарного года каждый ОРС или ОЗРС должен представить ОПС план доступности на следующий календарный год для каждого из своих значимых активов.

779. ОПС рассматривает запросы на внесение изменений в план доступности при их получении. Если это невозможно, ОПС рассматривает запросы на изменение ежегодного плана доступности после завершения согласования вывода из эксплуатации на год.

780. ОПС рассматривает запросы на внесение изменений в плане доступности после завершения согласования вывода из эксплуатации на год:

1) в соответствии с порядком поступления запросов на внесение изменений;

2) в порядке, установленном разделом 7.

Раздел 3

Оценка предложений ежегодного плана доступности

781. ОПС оценивает в течение одного года, если из планов доступности, полученных в соответствии с разделом 2, возникают несовместимости при планировании вывода из эксплуатации.

782. При наличии несовместимости в планировании вывода из эксплуатации ОПС внедряет следующий процесс:

1) информирует каждую подвергшуюся воздействию сторону об условиях, которые она должна выполнить, чтобы смягчить несовместимость при планировании установленного вывода из эксплуатации;

2) ОПС запрашивает, чтобы одна или несколько сторон представили альтернативный план доступности для выполнения условий, указанных в подп.1);

3) ОПС повторяет оценку в соответствии с положениями настоящего раздела, чтобы определить, сохраняется ли какая-либо несовместимость при планировании вывода из эксплуатации.

783. По запросу ОПС в соответствии с п.782 подп.782.2), если подвергшая воздействии сторона не может предоставить альтернативный план доступности для смягчения любых несовместимостей при планировании вывода из эксплуатации, ОПС разрабатывает альтернативный план доступности, который должен:

1) учитывать влияние, о котором сообщают подвергшиеся воздействию стороны и, при необходимости, ОРС или ОЗРС;

2) ограничивать развитие альтернативного плана доступности тем, что строго необходимо для смягчения несовместимости, связанной с планированием вывода из эксплуатации;

3) уведомлять подвергшиеся воздействию стороны об альтернативном плане доступности, включая причины его разработки, а также влияние, о котором сообщают подвергшиеся воздействию стороны.

Раздел 4

Предоставление предварительных планов доступности на один год

784. До 15 сентября каждого календарного года для каждого значимого внутреннего актива, расположенного в распределительной системе, ОПС согласовывает с ОРС предварительный ежегодный план доступности.

785. До 15 сентября каждого календарного года, для каждого значимого внутреннего актива, расположенного в закрытой распределительной системе, ОПС согласовывает с ОЗРС предварительный ежегодный план доступности.

786. До 15 сентября каждого календарного года или в течение другого срока, установленного в двусторонних соглашениях, ОПС предоставляет ОПС из соседних стран предварительные планы доступности на следующий календарный год для всех значимых внутренних активов.

787. До 15 ноября каждого календарного года или в течение другого срока, установленного в двусторонних соглашениях, ОПС получает от ОПС из соседних стран согласованные планы доступности на следующий календарный год для всех значимых внутренних активов.

Раздел 5

Утверждение ежегодных планов доступности в зонах наблюдения

788. ОПС проверяет наличие несовместимости при планировании вывода из эксплуатации с учетом всех предварительных ежегодных планов доступности.

789. При отсутствии несовместимости при планировании вывода из эксплуатации ОПС утверждает ежегодные планы доступности для всех значимых активов из соответствующей зоны наблюдения.

790. Если ОПС обнаруживает несовместимость в планировании вывода из эксплуатации, ОПС, вовлеченные в соответствующие области наблюдения, должны совместно определить решение, используя имеющиеся в их распоряжении средства и соблюдая, насколько это возможно, планы доступности, представленные затронутыми сторонами в соответствии с положениями раздела 3. Если решение определено, все ОПС соответствующей зоны наблюдения должны обновить и подтвердить ежегодные планы доступности для всех значимых активов.

791. Если не установлено решение по несовместимости при планировании вывода из эксплуатации, ОПС выполняет следующие обязательства:

1) принудительно переводит все "недоступные" или "проверенные" состояния в "доступное" состояние для значимых активов, участвующих в планировании вывода из эксплуатации в рассматриваемом периоде;

2) уведомляет о мерах, принятых ОРС или затронутыми ОЗРС, включая обоснование таких мер, влияние, о котором сообщили затронутые стороны.

Раздел 6

Окончательный ежегодный план доступности

792. До 1 декабря каждого календарного года ОПС:

1) завершает согласование ежегодных выводов из эксплуатации внутренних значимых активов;

2) завершает разработку планов доступности своих значимых внутренних активов.

793. До 1 декабря каждого календарного года ОПС предоставляет значимому ОРС свои окончательные ежегодные планы доступности для каждого значимого внутреннего актива в распределительной системе.

794. До 1 декабря каждого календарного года ОПС предоставляет значимому ОЗРС окончательные ежегодные планы доступности для каждого значимого внутреннего актива, расположенного в закрытой распределительной системе.

Раздел 7

Обновление окончательного ежегодного плана доступности

795. ОПС должен иметь возможность запустить процедуру внесения изменений в окончательный ежегодный план доступности в период между завершением согласования ежегодного вывода из эксплуатации и его выполнением в режиме реального времени.

796. ОРС и ОЗРС должны иметь возможность подавать ОПС заявку на внесение изменений в окончательный ежегодный план доступности значимых активов в своей зоне ответственности.

797. В случае заявки о внесении изменений, применяется следующая процедура:

1) ОПС подтверждает получение заявки и как можно скорее оценивает, приводит ли изменение к несовместимости при планировании вывода из эксплуатации;

2) в случае несовместимости при планировании вывода из эксплуатации, ОПС определяет решение, при необходимости, вместе с другими вовлеченными сторонами, используя имеющиеся в их распоряжении средства;

3) если несовместимость не была обнаружена при планировании вывода из эксплуатации или если несовместимость не сохраняется при планировании вывода из эксплуатации, ОПС утверждает запрошенное изменение, соответствующим образом информируя все затронутые стороны и обновляя окончательный ежегодный план доступности;

4) если не было найдено решение для несовместимости при планировании вывода из эксплуатации, ОПС должен отклонить запрошенное изменение.

798. Когда ОПС намеревается внести изменения в окончательный ежегодный план доступности для актива, который попадает в наблюдаемую зону другого ОПС, он инициирует следующую процедуру:

a) ОПС разрабатывает предложение о внесении изменений в ежегодный план доступности, включая оценку степени, в которой это может привести к несовместимости при планировании вывода из эксплуатации, и предоставляет предложение всем вовлеченным ОПС;

2) если при планировании вывода из эксплуатации установлена несовместимость, вовлеченные ОПС, в наблюдаемой зоне которых находится соответствующее оборудование, определяют решение вместе с запрашивающим ОПС и, при необходимости, с ОПС и ОЗРС, используя имеющиеся в их распоряжении средства;

3) если не обнаружено никакой совместимости в планировании вывода из эксплуатации или определяется решение о несовместимости в планировании вывода из эксплуатации, соответствующие ОПС утверждают запрошенное изменение, соответственно информируют все затронутые стороны и обновляют окончательный ежегодный план доступности;

4) если не найдено решение для несовместимости при планировании вывода из эксплуатации, ОПС должен отменить процедуру внесения изменений.

Глава III

ВЫПОЛНЕНИЕ ПЛАНА ДОСТУПНОСТИ

Раздел 1

Процедура анализа принудительного вывода из эксплуатации

799. ОПС разрабатывает процедуру для исправления ситуации, в которой принудительный вывод из эксплуатации может поставить под угрозу безопасность функционирования. Процедура должна позволять ОПС подстраховаться, чтобы статусы "доступен" или "недоступен" других значимых активов в его зоне регулирования могли быть изменены на "недоступен" или соответственно "доступен".

800. ОПС должен следовать процедуре, изложенной в пункте 799 только в том случае, если не будет достигнуто соглашение с вовлеченными сторонами о решениях для принудительного вывода из эксплуатации.

801. При запуске процедуры ОПС должен, насколько это возможно, соблюдать технические ограничения значимых активов.

802. Оператор, которому принадлежит значимый актив, уведомляет ОПС и, если он подключен к распределительной системе или закрытой распределительной системе, ОРС или ОЗРС, о принудительном выводе из эксплуатации одного или нескольких значимых активов как можно скорее после начала принудительного вывода из эксплуатации.

803. При уведомлении о принудительном выводе из эксплуатации оператор должен предоставить следующую информацию:

1) причина принудительного вывода из эксплуатации;

2) ожидаемая продолжительность принудительного вывода из эксплуатации;

3) при необходимости, воздействие принудительного вывода из эксплуатации на состояние доступности других значимых активов, которые принадлежат оператору.

804. Если ОПС констатирует, что один или несколько принудительных выводов из эксплуатации могли бы вывести передающую систему из нормального рабочего состояния, он информирует соответствующего оператора или операторов о сроке, в течение которого безопасность функционирования может поддерживаться только в том случае, если значимый актив или активы при их принудительном выводе из эксплуатации возвращаются в состояние "доступности". Операторы информируют ОПС о том, способны ли они уложиться в соответствующий срок, и предоставляют обоснованные аргументы, если они не могут уложиться в этот срок.

Раздел 2

Выполнение планов доступности в режиме реального времени

805. Каждый управляющий установки по производству электроэнергии должен подстраховаться, чтобы все генерирующие единицы, которыми он владеет и которые объявлены "доступными", были подготовлены к производству электроэнергии в соответствии с заявленными техническими возможностями, когда это необходимо для поддержания безопасности функционирования, за исключением случая принудительного вывода из эксплуатации.

806. Каждый управляющий установки по производству электроэнергии должен подстраховаться, чтобы никакая генерирующая единица, которой он владеет и которая объявлена "недоступной", не производила электроэнергию.

807. Каждый управляющий места потребления должен подстраховаться, чтобы ни одно из принадлежащих ему мест потребления, объявленных "недоступным", не потребляло электроэнергию.

808. Каждый управляющий значимого элемента сети обеспечивает, чтобы все значимые элементы сети, которыми он владеет и которые объявлены "доступными", были подготовлены к передаче электроэнергии в соответствии с заявленными техническими возможностями, когда это необходимо, для обеспечения безопасности функционирования, за исключением случаев принудительного вывода из эксплуатации.

809. Каждый управляющий значимого элемента сети должен подстраховаться, чтобы ни один значимый элемент сети, которым он владеет и который объявлен "недоступным", не передавал электроэнергию.

810. Когда ОПС обнаруживает, что выполнение состояния "недоступности" или "испытания" состояния значимого актива вызывает или может привести к выходу передающей системы из нормального рабочего состояния, он передает управляющему значимого элемента сети, если он подключен к передающей системе, или ОРС или ОВРС если подключен к распределительной системе или к закрытой распределительной системе, указания для отсрочки статуса "недоступности" или "испытаний" этого актива в соответствии с его инструкциями и, насколько это возможно, с соблюдением технических ограничений и пределов безопасности.

Глава IV

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМНЫЕ УСЛУГИ

Раздел 1

Технологические системные услуги

811. ОПС проверяет доступность системных технологических услуг.

812. В отношении услуг активной и реактивной мощности и по согласованию с другими вовлеченными ОПС, при необходимости, ОПС:

1) создает, устанавливает и управляет закупками технологических системных услуг;

2) контролирует, если уровень и расположение доступных системных технологических услуг позволяют обеспечить безопасность функционирования;

3) использует все доступные средства, которые экономически эффективны и целесообразны для достижения необходимого уровня технологических системных услуг.

813. ОПС сообщает доступный уровень резервов активной мощности другим ОПС, по запросу.

Раздел 2

Технологические системные услуги реактивной мощности

814. Для каждого интервала операционного планирования ОПС должен оценивать, сравнивая со своими собственными прогнозами, достаточны ли доступные технологические услуги системы реактивной мощности для поддержания эксплуатационной безопасности передающей системы.

815. Для повышения эффективности работы элементов передающей системы ОПС контролирует:

1) доступные реактивные мощности установок по производству электроэнергии;

2) доступные реактивные мощности мест потребления, подключенных к передающей системе;

3) доступное количество реактивной мощности ОПС;

4) оборудование, подключенное к передающей системе, способно поставлять реактивную мощность.

816. Если уровень технологических системных услуг реактивной мощности недостаточен для поддержания безопасности функционирования, ОПС:

1) информирует соседних ОПС;

2) подготавливает и активирует меры по исправлению положения.

Глава V

ПРОГРАММИРОВАНИЕ

Раздел 1

Уведомление программ

817. Каждый системный оператор, производитель или другая третья сторона, взявшая на себя ответственность за балансировку перед ОПС, несет ответственность за представление ОПС следующих программ:

1) производственные программы;

2) программы потребления;

3) программы для внутренних коммерческих обменов;

4) программы для внешних коммерческих обменов.

818. Уведомление программ выполняется с учетом положений книги V из Правил рынка электроэнергии, утвержденных Агентством.

Раздел 2

Программирование ПЕ/ДМП

819. Оператор передающей системы и системный оператор разрабатывают после процесса публичной консультации и утверждения НАРЭ и публикуют на своем веб-сайте необходимые процедуры для надлежащего функционирования рынка электроэнергии.

820. Процедуры, разработанные ОПС, должны соответствовать положениям Закона № 107/2016 об электроэнергии и регулирующим нормативным актам утвержденным Агентством.

Раздел 3

Заявления о доступности

821. Каждый участник балансирующего рынка, имеющий в эксплуатации ПЕ/ДМП должен отправлять ОПС Декларации о готовности. Передача деклараций о готовности осуществляется в соответствии с процедурой, разработанной, публично консультируемой и утвержденной ОПС, при условии завизирования Агентством.

822. Декларации о готовности для ПЕ/ДМП на день Д представляются ОПС в соответствии с процедурой, указанной в пункте 821.

823. Декларация о готовности (в дальнейшем – ДГ) содержит как минимум следующую информацию:

1) доступная мощность каждой ПЕ, отдельно для каждого ИД каждого Д;

2) минимальное и максимальное контролируемое потребление каждого ДМП, отдельно для каждого ИД каждого Д;

3) причины и подробности (включая номер заявки, утвержденной диспетчером) о почасовом сокращении доступности каждой ПЕ/ДМП;

4) ПЕ производящие электричество из энергии ветра, ПЕ производящие электроэнергию из солнечной энергии, а также ДМП освобождаются от указания причин.

824. Проверка формы и содержания ДГ осуществляется системой балансирующего рынка (в дальнейшем – система БР), а подтверждение отправляется эмитенту ОПС в стандартном формате.

825. Если ДГ для ПЕ в интервале диспетчеризации (в дальнейшем – ИД) указывает мощность, меньшую максимальной мощности ПЕ, предусмотренный как дата конфигурации в системе БР, или если отсутствует ДГ в системе БР, для соответствующей ПЕ в день Д, в этом случае ОПС проверяет наличие причины. Если она отсутствует, ОПС отказывает ДГ для соответствующей ПЕ, и эмитент информируется через систему БР. Процесс возобновляется до утверждения ДГ ОПС.

Подраздел 2

Физические уведомления

826. ФУ содержат как минимум следующую информацию, указанную в Правилах рынка электроэнергии, утвержденных Агентством.

1) идентификационный код СОБ, которая передала ФУ;

2) день доставки и отдельные данные для каждого ИД соответствующей Д, а именно:

a) запланированное чистое производство, скорректированное на выходе из электростанции, для каждой ПЕ;

b) запланированное чистое производство, агрегированное по типу производства, для генерирующих единиц, которые не являются ПЕ;

c) запланированное потребление для каждого ДМП;

d) агрегированный прогноз потребления для всех потребителей электроэнергии, которые не являются ДМП;

e) блочные обмены с другими СОБ, отдельно для каждой СОБ, с которым были установлены блочные обмены;

f) экспорт и импорт, установленные с другими странами, отдельно для каждой зоны приграничной торговли и каждого участника рынка электроэнергии.

827. Каждая СОБ передает ОПС ФУ для всех производств, потреблений и блочных обменов для ИД дня поставки в сроки, указанные в ПРЭ.

828. Порядок и сроки передачи ФУ ОПС должны осуществляться в соответствии с процедурой, предусмотренной в пункте 821.

829. ФУ считается переданным при входе в систему БР и соответствующем утверждении.

830. Система БР проверяет выполнение условий соответствия формату ФУ и условий утверждения, предусмотренных в применимой процедуре. Если система БР не принимает ФУ, она считается нулевой, и передавший ее СОБ получает уведомление об ошибке.

Подраздел 3

Изменение физических уведомлений

831. Изменение утвержденных ФУ допускается только в следующих случаях:

1) в случае выбора ОПС БР пары цена-количество (выдача диспетчерского распоряжения);

2) при случайном снижении мощности ПЕ, частичной или полной, с уведомлением ОПС, без изменения ранее утвержденных блочных обменов, импортов и экспортов;

3) в случае констатации и исправления некоторых ошибок блочного обмена, в интервале, предназначенном для исправлений.

832. ФУ, которые были изменены согласно положениям настоящего раздела, заменяют ранее утвержденные ФУ, применяются к соответствующему ИД в Д и представляют собой твердые обязательства для соответствующего БР.

Подраздел 4

Утверждение физических уведомлений

833. Все физические уведомления подлежат проверке на правильность содержания. Если обнаружена ошибка, об этом уведомляется орган, выдающий уведомление.

834. Каждое ФУ проверяется на полноту, правильность, согласованность и осуществимость каждого ФУ и их совокупность, проверяя:

1) наличие равенства взаимных обменных блоков между СОБ по каждому ИД;

2) производство, запрограммированное для каждой ПЕ, попадает в ДГ ПЕ для того же Д и того же ИД;

3) запрограммированное потребление каждого ДМП попадает в ДГ ДМП для того же Д и того же ИД;

4) обмен энергией с другими системами (экспорт и импорт) находится в пределах обменной мощности, выделенной каждому участнику рынка, за которого соответствующая СОБ взяла на себя ответственность, на каждой границе и в каждом направлении, и существует равенство взаимных обменов с агентствами из других соседних стран для каждого ИД;

5) соблюдены пределы, определенные техническими характеристиками диспетчеризованных производственных единиц и/или диспетчеризованных потребителей.

835. Порядок утверждения ФУ в соответствии с положениями настоящего раздела осуществляется ОПС в соответствии с процедурой, изложенной в пункте 821.

836. Каждый участник рынка должен приложить все усилия для корректировки производства и/или заключения сделок по продаже и/или покупке электроэнергии таким образом, чтобы сумма производства, импорта и покупки была равна сумме потребления, экспорта и продажи на уровне каждого ИД.

837. Систематическая реализация ФУ в дисбалансе, а также преднамеренная передача ложной информации в рамках ФУ БР, которая ложно указывает на наличие баланса, считается несоблюдением положений Сетевого кодекса ПРЭ и передается ОПС в НАРЭ для наложения санкций в соответствии с законом.

838. В случае несоответствия между взаимными блочными обменами СОБ, установленными в последних ФУ, соответствующие СОБ предупреждаются об этом. Если им не удается исправить ФУ в пределах интервала, предназначенного для исправлений, определенного в соответствующих процедурах, ОПС принимает следующие меры:

1) если содержание, отраженное в ФУ каждой из двух СОБ блочных обменов между ними, является одинаковым, количество, соответствующее блочным обменам между двумя СОБ считается равным меньшему из двух значений;

2) если ФУ двух СОБ доказывают блочные обмены между ними в разных направлениях или только одна из СОБ предоставила в ФУ блочные обмены с другим, количество, соответствующее блочным обменам между двумя СОБ, считается нулевым.

В случае несоответствия между импортом или экспортом с агентами из других соседних стран или выделенная мощность для передаваемых ФУ является недостаточной, то соответствующие СОБ предупреждаются. Если им не удается исправить ФУ в интервале, предназначенном для исправлений, определенном в соответствующих процедурах, ОПС должен предпринять действия в соответствии с соглашениями, заключенными с ОПС из соседних стран.

839. ОПС не несет ответственности за экономические последствия исправлений ФУ, сделанных в соответствии с положениями настоящего подраздела.

840. Любое ФУ, принятое как действительное в системе балансирующего рынка, включая ту, которая была изменена ОПС в соответствии с предыдущими правилами, становится утвержденным физическим уведомлением.

841. Утвержденные ФУ представляют собой твердые обязательства для соответствующего СОБ, и они могут быть изменены только в случаях, предусмотренных в подразделе 2 настоящего раздела.

Раздел 3

Компенсация дисбалансов в Д-1

842. В день Д-1, после закрытия ворот для передачи физических уведомлений и ежедневных предложений в системе БР, ОПС анализирует каждый временной интервал дня поставки:

1) заявленная мощность для каждого ПЕ, ДМП, отдельных недиспетчеризируемых единиц и для всей электроэнергетической системы;

2) блочные обмены, потребление и совокупное производство по каждой СОБ;

3) прогноз потребления электроэнергетической системы;

4) уведомленные обмены с соседними электроэнергетическими системами.

843. Используя данные из предыдущего пункта анализируется и определяется:

1) резерв для ручного восстановления частоты нарастания при пиковой нагрузке;

2) резерв для ручного сброса частоты понижения при провале нагрузки;

3) почасовой дисбаланс на уровне электроэнергетической системы;

4) средний почасовой дисбаланс на уровне электроэнергетической системы.

844. ОПС решает, как выполнять программирование ПЕ и/или ДМП в день Д-1 для дня Д с или без запуска/остановки ПЕ, если констатирует хотя бы одно из следующих условий:

1) дисбаланс между физическим уведомлением о производстве по всей электроэнергетической системе и прогнозируемом потреблении в сочетании с запланированными внешними обменами превышает в течение 24 часов установленное значение, возникающее из-за возможности его компенсации путем выбора и активации предложений по запуску на балансирующем энергетическом рынке после предельного срока подачи физических уведомлений (H-1);

2) почасовой дисбаланс в определенные часы превышает установленное значение, возникающее из-за возможности его компенсации путем выбора на балансирующем рынке энергии после предельного срока передачи физических уведомлений (H-1);

3) не хватает резерва для ручного восстановления частоты, а также резерва для замещения, и это выполняется, анализируя ситуацию с наличием генерирующих блоков в электроэнергетической системе, в зависимости от обстоятельства прогнозом ветрового и фотоэлектрического производства.

845. Запуск/остановка ПЕ выполняется в порядке оценки качества БР, соответствующему порядку оценки по возрастанию при запуске и соответствующему порядку оценки при понижении до остановки.

846. Если не запускаются/не останавливаются ПЕ, тогда балансировка ЭЭС осуществляется путем выбора энергии при росте/понижении из резервных предложений замещения в соответствии с порядком оценки на БР.

847. Выбор в Д-1 балансировочных энергий из предложений замещения резервов производится, как правило, после выбора диапазонов регулирования для автоматического восстановления частоты.

848. Если запускаются/останавливаются ПЕ и обнаруживается, что производство, запланированное для ЭЭС, не описывает прогнозируемую кривую потребления в сочетании с внешней торговлей (кривая нагрузки), ОПС выбирает (в день Д-1), насколько это возможно, из предложений замещения резервов для увеличения или уменьшения, в зависимости от ситуации, энергии, необходимые для балансировки.

849. Начальные физические ФУ в сочетании с выборами, сделанные ОПС в день Д-1, становятся рабочей программой ПЕ и/или ДМП на день Д.

850. В день Д, в зависимости от реальной ситуации, диспетчер ОПС назначает, используя порядок оценки качества на БР, соответствующую загрузку/разгрузку ПЕ и/или ДМП, и соответствующий запуск/остановку ПЕ.

851. Заключительные транзакции на БР – это транзакции, получаемые в результате кумуляции процесса планирования в день Д-1, при этом транзакции соответствуют процессу выбора диспетчером ОПС в день Д.

852. Процесс программирования ПЕ/ДМП должен учитывать, как минимум следующие технические аспекты безопасности функционирования:

1) предпочтительнее оставить в резерве некоторое число тепловых ПЕ по сравнению с остановкой других, даже если это не совсем соблюдает порядок оценки качества, чтобы избежать неоправданного увеличения количества запусков/остановок тепловых ПЕ;

2) предпочтительнее поддерживать в работе некоторые тепловые UP по сравнению с запуском других, даже если это не совсем соответствует порядку оценки качества, чтобы избежать неоправданного увеличения количества запусков/остановок тепловых ПЕ;

3) количество остановок/запусков тепловых ПЕ должно быть установлено таким образом, чтобы имелся достаточный резерв для ручного восстановления частоты увеличения и замещения резерва в часы пиковой нагрузки;

4) количество остановок/запусков тепловых ПЕ должно быть установлено таким образом, чтобы имелся достаточный резерв для ручного восстановления частоты уменьшения и замещения резерва в часы провала нагрузки.

853. В процессе программирования будут приниматься во внимание и другие аспекты, влияющие на безопасность функционирования, такие как: какой день следует за днем программирования Д (день с потреблением выше или ниже дня Д, официальные праздники, важные события с влиянием на потребление и т. д.), какая ПЕ/ДМП должны быть доступны в день Д+1 и т. д.

854. Все операции, описанные в этом разделе, должны регистрироваться в ОПС с указанием времени и имени оператора.

Раздел 4

Согласованность программ

855. ОПС должен проверять сбалансированность программ производства, потребления и внешнего коммерческого обмена.

856. ОПС должен проверить, чтобы все программы обмена с другими системами в агрегированной обменной мощности сбалансированы. Если констатируется несоответствие и ОПС не согласовывает график обмена по агрегированной обменной мощности с другим ОПС, применяется меньшее значение.

Раздел 5

Предоставление информации другим ОПС

857. По запросу другого ОПС запрашиваемый ОПС рассчитывает и предоставляет:

1) программы обмена с другими системами по агрегированной обменной мощности;

2) чистая позиция зоны.

858. При необходимости, для создания общей сетевой модели ОПС предоставляет другому ОПС из соседней страны:

1) производственные программы;

2) программы потребления.

Глава VI

АДЕКВАТНОСТЬ

Раздел 1

Анализ адекватности зоны регулирования

859. ОПС должен провести анализ адекватности зоны регулирования, оценив возможность того, что сумма производства в его зоне регулирования и импортных мощностей соответствует общему потреблению в своей зоне регулирования в различных операционных сценариях, принимая во внимание требуемый уровень резервов активной мощности.

860. Анализируя адекватность зоны регулирования, ОПС:

1) использует последние планы доступности и последние доступные данные для:

a) мощности генерирующих единиц;

b) межзональной мощности;

c) потенциального контролируемого потребления.

2) учитывает вклад энергии, произведенной из возобновляемых источников, и потребления электроэнергии;

3) оценивает вероятность и предлагаемую продолжительность отсутствия адекватности и планирует количество непоставляемой энергии в результате такого отсутствия.

861. ОПС обновляет анализ своей адекватности зоны регулирования, если обнаруживает возможное изменение состояния доступности генерирующих единиц в оценках потребления, в оценках для возобновляемых источников энергии или межзональных мощностей, которые могли бы существенно повлиять на ожидаемую адекватность.

862. Как можно скорее после оценки отсутствия адекватности в своей зоне регулирования, ОПС информирует об этом других соседних ОПС и любую другую затронутую сторону.

Раздел 2

Анализ адекватности зоны регулирования в однодневном

интервале и во внутридневном интервале

863. ОПС должен провести анализ адекватности зоны регулирования в однодневном интервале и во внутридневном интервале на основе следующих элементов:

1) упомянутые в разделе 1 главы V программы;

2) ожидаемое потребление;

3) ожидаемое производство из возобновляемых источников энергии;

4) резервы активной мощности;

5) импортные и экспортные мощности, соответствующие расчетным межзональным мощностям, при необходимости;

6) мощности генерирующих единиц;

7) мощности мест потребления с контролируемым потреблением.

864. ОПС оценивает:

1) минимальный уровень импорта и максимальный уровень экспорта, совместимые с адекватностью своей зоны регулирования;

2) ожидаемая продолжительность возможного отсутствия адекватности;

3) количество непоставляемой энергии, из-за отсутствия адекватности.

ЧАСТЬ ЧЕТВЕРТАЯ

РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ-МОЩНОСТИ И РЕЗЕРВЫ

КНИГА I

КАЧЕСТВО ЧАСТОТЫ

Раздел 1

Параметры, определяющие качество частоты

865. Параметры и основные значения, определяющие качество частоты:

1) номинальная частота – 50 Гц;

2) стандартный частотный диапазон – ± 50 мГц;

3) максимальное отклонение мгновенной частоты – 800 мГц;

4) максимальное отклонение частоты в стационарном режиме – 200 мГц;

5) продолжительность восстановления частоты – 15 минут;

6) время запуска состояния готовности – 5 минут.

866. Целевым параметром качества частоты является максимальное количество минут вне стандартного частотного диапазона в год с базовым значением 15000.

867. ОПС имеет право предлагать значения, отличные от базовых, при условии, что новые значения установлены на уровне синхронной зоны или блока, частью которого является национальная электроэнергетическая система.

868. ОПС предлагает и принимает все необходимые меры для соблюдения значений параметров, определяющих качество частоты.

Раздел 2

Целевые параметры для ОРВЧ и критерии оценки

качества частоты в рамках блока РЧМ

869. Если национальная электроэнергетическая система является частью блока РЧМ, в операционном соглашении в блоке РЧМ, один ОПС из блока РЧМ назначается ответственным за мониторинг блока РЧМ.

870. ОПС включит в операционное соглашение в блок РЧМ значения целевых параметров для ОРВЧ.

871. Процесс применения критериев должен включать:

1) сбор данных оценки качества частоты;

2) расчет критериев оценки качества частоты.

872. ОПС предоставляет ОПС, ответственному за мониторинг блока РЧМ, измеренные значения из национальной электроэнергетической системы, необходимые для сбора данных для оценки качества частоты в блоке РЧМ.

873. Точность измерения мгновенных данных ОРВЧ должна быть не менее 1 МГц.

874. ОПС имеет право запрашивать у системных пользователей, участвующих в балансировке системы, информацию, необходимую для мониторинга поведения потребления и производства, связанного с дисбалансами. Эта информация может включать:

1) установленное по времени заданное значение активной мощности для работы в режиме реального времени и в будущем;

2) общее производство активной мощности с отметкой времени.

875. ОПС сотрудничает с ОПС из блока РЧМ для разработки и принятия необходимых мер по соблюдению значений параметров, определяющих качество частоты, и целевых параметров качества частоты.

Раздел 3

Период колебания нагрузки

876. Период колебания нагрузки для расчета РОЗ определяется следующим образом:

1) момент начала периода колебания нагрузки – 5 минут до момента изменения запрограммированного значения обменной мощности;

2) момент окончания периода колебания нагрузки – 5 минут с момента изменения запрограммированного значения обменной мощности;

3) продолжительность периода колебание нагрузки – 10 минут, колебания носит линейный характер.

877. Период колебания нагрузки будет применяться к любому изменению запрограммированной обменной мощности после транзакций на рынке электроэнергии, транзакции между контрагентами, повторной диспетчеризации и т. д.

878. Чтобы предотвратить непреднамеренные отклонения частоты и основные действия по регулировке при нормальных условиях функционирования, ОПС будет строго следить за темпом изменения запрограммированного значения обменной мощности. В частности, необходимо обеспечить поэтапный запуск генерирующих мощностей.

КНИГА II

СТРУКТУРА РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ-МОЩНОСТИ

Раздел 1

Базовая структура

879. ОПС отвечает за внедрение структуры регулирования частоты-мощности в национальной электроэнергетической системе эксплуатирует в соответствии с ней.

880. Структура регулирования частоты-мощности включает в себя:

1) структуру активации;

2) структуру ответственности.

Раздел 2

Структура активации и ответственности

881. В структуру активации входит:

1) процесс стабилизации частоты ПСЧ;

2) процесс восстановления частоты ПВЧ.

882. Структура активации процесса может включать:

1) процесс замещения резервов ПЗР;

2) процесс компенсации дисбаланса;

3) процесс активации трансграничного ПВЧ;

4) процесс активации трансграничного РЗ

883. ОПС оценивает потребность в технической инфраструктуре для реализации и функционирования упомянутых процессов.

884. ОПС постоянно рассчитывает и контролирует передачу активной мощности в электроэнергетической системе.

885. ОПС имеет следующие обязанности:

1) постоянно контролирует ОРВЧ;

2) внедряет и управляет работой ПВЧ;

3) принимает меры для достижения целевых параметров качества частоты;

4) принять меры по достижению целевых параметров для ОРВЧ;

5) имеет право реализовывать один или несколько процессов, указанных в данном разделе;

6) внедряет и управляет работой ПСЧ.

886. ОПС осуществляет следующие виды деятельности, связанные с инфраструктурой процессов регулирования:

1) обеспечивает достаточный уровень качества и доступность расчета ОРВЧ;

2) в режиме реального времени осуществляет мониторинг качества расчета ОРВЧ;

3) принимает меры в случае неверного расчета ОРВЧ;

4) если ОРВЧ определяется по РОЗ, проводит ex-post мониторинг качества расчета ОРВЧ путем сравнения ОРВЧ с эталонными значениями не реже одного раза в год.

887. ОПС определяет в операционных соглашениях/конвенциях с системными пользователями и ОРС распределение ответственности за соблюдение обязательств, предусмотренных в данном разделе.

888. ОПС определяет в операционных соглашениях/конвенциях с системными пользователями и ОРС, вовлеченными в вышеупомянутые процессы, минимальные требования в отношении доступности, надежности и резервирования технической инфраструктуры:

1) точность, разрешающая способность, доступность и избыточность измеренных значений, потоков активной мощности и виртуальных линий межсистемного соединения;

2) доступность и избыточность цифровых систем управления;

3) доступность и избыточность систем инфраструктуры связи;

4) протоколы связи.

889. ОПС имеет право устанавливать дополнительные требования в отношении доступности, надежности и избыточности технической инфраструктуры.

890. ОПС имеет право образовывать блок РЧМ с другими ОПС.

Раздел 3

Процесс стабилизации частоты

891. Целью регулирования ПОЧ является стабилизация частоты системы путем активации РСЧ.

892. Общая особенность активации РСЧ отражает монотонное уменьшение активации РСЧ в зависимости от отклонения частоты.

893. ОПС отвечает за внедрение в национальной электроэнергетической системе процесса стабилизации частоты.

894. Системные пользователи, квалифицированные для процесса стабилизации частоты, будут сотрудничать с ОПС для реализации процесса и обеспечения РСЧ в соответствии с указаниями ОПС.

Раздел 3

Процесс восстановления частоты

895. Целью регулирования ПВЧ является:

1) регулирование ОРВЧ на нулевое значение при восстановлении частоты;

2) постепенное замещение активированных РСЧ, активируя РВЧ.

896. ОРВЧ является:

1) РОЗ при работе национальной электроэнергетической системы в рамках синхронной зоны, состоящей из нескольких зон РЧМ;

2) Девиация частоты при изолированной работе.

897. РОЗ рассчитывается как сумма К-фактора, установленного для электроэнергетической системы и отклонение частоты, плюс разница между;

1) общим потоком активной мощности в линии межсистемного соединения и в виртуальной линии межсистемного соединения.

2) запрограммированным значением обменной мощности.

898. ОПС отвечает за реализацию в национальной электроэнергетической системе процесса стабилизации частоты и обеспечения доступности РВЧПСЧ.

899. ОПС реализует автоматический процесс восстановления частоты ("РВЧаПВЧ") и ручной процесс восстановления частоты ("РВЧрПВЧ").

900. РВЧаПВЧ должен работать в режиме замкнутого контура, когда ОРВЧ является входным значением и эталонным значением для активации автоматических РВЧ является выходным значением. Эталонное значение для автоматической активации РВЧ рассчитывается одним центральным регулятором частоты-мощности, управляемым ОПС в национальной электроэнергетической системе. Центральный регулятор частоты- обменной мощности:

1) представляет собой автоматический регулятор, предназначенный для доведения ОРВЧ до нуля;

2) имеет пропорционально-интегральное поведение;

3) имеет алгоритм регулирования, не позволяющий интегральному значению пропорционально-интегрального регулятора накопить отклонение регулирования и выйти за пределы диапазона регулирования;

4) имеет функции для внеочередных режимов работы при функционировании в состоянии готовности и в чрезвычайном состоянии.

901. рРВЧ управляется инструкциями по ручному включению РВЧ для достижения цели регулирования.

902. В случае формирования блока РЧМ с другими операторами, помимо реализации аРВЧ в национальной электроэнергетической системе, ОПС совместно с ОПС блока вправе устанавливать и указывать в операционном соглашении в блоке РЧМ, ОПС внутри блока, который:

1) должен рассчитывать и контролировать ОРВЧ из всего блока РЧМ;

2) должен учитывать ОРВЧ из всего блока РЧМ при расчете эталонного значения для активации аРВЧ, помимо ОРВЧ из его зоны РЧМ.

Раздел 4

Процесс замещения резервов

903. Цель регулирования ПЗР должна соответствовать по крайней мере одной из следующих целей путем активации РЗ:

1) постепенное замещение активированных РВЧ;

2) поддержка активации РВЧ;

904. ПЗР управляется инструкциями по ручной активации РЗ для достижения цели регулирования.

Раздел 5

Процесс компенсации дисбалансов

905. Целью регулирования процесса компенсации дисбалансов является уменьшение количества одновременной активации противоположных РВЧ в различных участвующих зонах РЧМ путем передачи мощности для компенсации дисбалансов.

906. ОПС имеет право реализовать процесс компенсации дисбалансов с другими ОПС из других электроэнергетических систем, заключив договор о компенсации дисбалансов.

907. ОПС внедряет процесс компенсации дисбалансов таким образом, что это не влияет на:

1) устойчивость РСЧПОЧ;

2) устойчивость ППОЧ и ПЗР;

3) безопасность функционирования.

908. ОПС внедряет передачу мощности для компенсации дисбаланса между зонами РЧМ хотя бы одним из следующих способов:

1) путем определения потоков активной мощности на виртуальной линии межсистемного соединения, которая будет включена в расчет ОРВЧ;

2) путем регулирования потоков активной мощности через линии межсистемного соединения HVDC.

909. ОПС осуществляет передачу мощности для компенсации дисбалансов, чтобы не превышать фактическое количество активированных РВЧ, необходимое для регулирования до нулевого значения ОРВЧ, без передачи мощности для компенсации дисбалансов.

Раздел 6

Процесс активации трансграничного РВЧ

910. Целью регулирования процесса активации трансграничного РВЧ является разрешение ОПС выполнять ПВЧ путем передачи мощности на восстановление частоты с другими электроэнергетическими системами.

911. ОПС вправе осуществлять процесс активации РВЧ с другими ОПС из других электроэнергетических систем, заключив договор на активацию трансграничного РВЧ.

912. ОПС внедряет процесс активации трансграничного РВЧ таким образом, чтобы он не влиял на:

1) устойчивость ПСЧ;

2) устойчивость ППОЧ и ПЗР;

3) безопасность функционирования.

913. ОПС осуществляет передачу мощности при восстановлении частоты между зонами РЧМ одним из следующих способов:

1) определение потока активной мощности на виртуальной линии межсистемного соединения, которая включается в расчет ОРВЧ, если активация РВЧ происходит автоматически;

2) адаптация запрограммированного значения обменной мощности или определение потока активной мощности на виртуальной линии межсистемного соединения между зонами РЧМ, где активация РВЧ осуществляется вручную;

3) регулировка потоков активной мощности по линиям межсистемного соединения HVDC.

914. Процесс активации трансграничного РВЧ должен включать в себя резервный механизм, чтобы гарантировать, что передача мощности при сбросе частоты равна нулю или ограничена значением, при котором может быть гарантирована безопасность функционирования.

Раздел 7

Процесс активации трансграничного РЗ

915. Целью регулирования процесса активации трансграничного РЗ является обеспечение возможности ОПС выполнять ПЗР через запрограммированное значение обменной мощности с другими электроэнергетическими системами.

916. ОПС имеет право реализовать процесс активации трансграничных РЗ с другими ОПС из других электроэнергетических систем, заключив договор об активации трансграничных РЗ.

917. ОПС реализует процесс активации трансграничного РЗ таким образом, чтобы он не затрагивал:

1) устойчивость ПСЧ;

2) устойчивость ПВЧ и ПЗР;

3) безопасность функционирования.

918. ОПС реализует запрограммированное значение обменной мощности между зонами РЧМ, по крайней мере, одним из следующих способов:

1) установление перетоков активной мощности на виртуальной линии межсистемного соединения, которая включена в расчет ОРВЧ;

2) корректировка запрограммированного значения обменной мощности;

3) регулировка перетоков активной мощности по линиям межсистемного соединения HVDC.

919. Процесс активации трансграничного РЗ должен включать резервный механизм, гарантируя, что запрограммированное значение обменной мощности равнялось бы нулю или ограничивалось значением, при котором возможно гарантировать безопасность функционирования.

КНИГА III

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ РЕГУЛИРОВКИ ЧАСТОТЫ – МОЩНОСТИ

Раздел 1

Состояния системы, относящиеся к системной частоте

920. ОПС управляет своей зоной регулирования, используя достаточные резервы увеличения или уменьшения активной мощности, которые могут включать общие или обменные резервы, для устранения дисбаланса между спросом и предложением в электроэнергетической системе. ОПС регулирует ОРВЧ для достижения необходимого качества частоты во взаимодействии со всеми ОПС в одной, синхронной зоне.

921. ОПС в режиме, близком к реальному времени контролирует программы производства и обмена, потоки мощности, инжектированные в узловые точки и отвод из узловых точек, а также другие параметры в своей зоне регулирования, значимые для прогнозирования риска отклонения частоты, и, по согласованию с другими OПC в его синхронной зоне, принимает меры для ограничения отрицательного воздействия упомянутых параметров на баланс между производством и потреблением.

922. ОПС обеспечивает обмен данными в режиме реального времени с другими ОПС из той же синхронной зоны, которая включает как минимум:

1) состояние системы;

2) данные измерения в режиме реального времени ОРВЧ в блоках РЧМ.

923. ОПС определяет в операционных соглашениях с другими ОПС в той же синхронной зоне:

1) общие правила работы регулирования частоты-мощности как в нормальном рабочем состоянии, так и в состоянии готовности;

2) рабочие процедуры в случаях исчерпания РВЧ или РЗ. В этих рабочих процедурах ОПС имеет право запрашивать изменения в производстве или потреблении активной мощности генерирующих и потребляющих единиц;

3) порядок действий при состоянии готовности, вызванном нарушением пределов частоты системы. Операционные процедуры направлены на уменьшение отклонения частоты в системе для восстановления состояния системы до нормального рабочего состояния и ограничивание риска перехода в состояние готовности. Операционные процедуры включают право ОПС отклоняться от обязательств, предусмотренных ст.892 1);

4) меры, позволяющие ОПС активно снижать отклонение частоты за счет трансграничной активации резервов;

5) меры по снижению ОРВЧ за счет изменения производства или потребления активной мощности генерирующих или потребляющих единиц.

924. Если система находится в состоянии готовности из-за недостаточных резервов активной мощности, ОПС в тесном взаимодействии с другими ОПС в синхронной зоне и с ОПС в других синхронных зонах должны принять меры по восстановлению и замене необходимых уровней резервов активной мощности. С этой целью ОПС имеет право запросить изменения в производстве или потреблении активной мощности генерирующих или потребляющих единиц в национальной электроэнергетической системе для уменьшения или устранения нарушения требований к запасам активной мощности.

КНИГА IV

РЕЗЕРВЫ ДЛЯ СТАБИЛИЗАЦИИ ЧАСТОТЫ

Раздел 1

Расчет РСЧРСЧ

925. ОПС по взаимному соглашению с другими ОПС в той же синхронной зоне, к которой принадлежит национальная электроэнергетическая система, указывает в операционных соглашениях правила расчета РСЧРСЧ.

926. Значение РСЧРСЧ, которое необходимо обеспечить в национальной электроэнергетической системе, определяется в соответствии с обязательством РСЧРСЧ, которое относится к национальной электроэнергетической системе в синхронной зоне, частью которой она является. Значение РСЧ, которое необходимо обеспечить в национальной электроэнергетической системе, доводится до сведения Агентства.

Раздел 2

Минимальные технические требования для РСЧРСЧ

927. ОПС обеспечивает наличие у РСЧРСЧ следующих свойств:

1) максимальный комбинированный эффект присущей нечувствительности реакции на отклонения частоты и возможная произвольная зона нечувствительности этой реакции на уровне регулятора единиц поставки РСЧРСЧ или блоков поставки РСЧРСЧ – 10 мГц;

2) продолжительность полной активации РСЧРСЧ – 30 секунд;

3) девиация частоты для полной активации РСЧРСЧ – ± 200 мГц;

4) минимальная продолжительность РСЧРСЧ – 15 минут.

928. ОПС по согласованию с другими ОПС в той же синхронной зоне вправе указывать в операционных соглашениях синхронной зоны дополнительные общие свойства РСЧРСЧ, необходимые для обеспечения безопасной работы в синхронной зоне.

929. ОПС вправе устанавливать дополнительные требования к группам поставки РСЧРСЧ в целях обеспечения безопасности функционирования. Эти дополнительные требования должны основываться на технических причинах, таких как географическое распределение генерирующих единиц или единиц, принадлежащих к группе поставки РСЧРСЧ. Поставщик РСЧ должен подстраховаться, что есть возможность мониторинга активации РСЧРСЧ на единицах поставки РСЧ в группе поставки резервов.

930. ОПС имеет право исключить группы, поставляющие РСЧРСЧ из поставки РСЧРСЧ, в целях обеспечения безопасности функционирования. Это исключение должно быть основано на технических причинах, таких как географическое распределение генерирующих или потребляющих единиц, относящихся к группе поставки РСЧРСЧ.

931. Каждая единица поставки РСЧРСЧ и каждая группа поставки РСЧ должны соответствовать свойствам, требуемым для РСЧРСЧ, и любым другим дополнительным свойствам или требованиям и должны активировать согласованный РСЧРСЧ через пропорциональный регулятор, который реагирует на отклонения частоты или основан на монотонной гибридной функции на интервалы с линейными характеристиками частоты-мощности, в случае РСЧРСЧ, активированных через реле.

932. ОПС должен подстраховаться, что комбинированная реакция РСЧРСЧ в национальной электроэнергетической системе соответствовала следующим требованиям:

1) активация РСЧРСЧ не задерживается искусственно и начинается как можно скорее после отклонения частоты;

2) при отклонении частоты, больше или равном 200 мГц, должно быть обеспечено не менее 50% от общей мощности РСЧРСЧ не позднее чем через 15 секунд;

3) в случае девиации частоты более или равной 200 мГц, 100% общей мощности РСЧРСЧ должно быть обеспечено не позднее чем через 30 секунд;

4) в случае девиации частоты больше или равной 200 мГц, активация общей мощности РСЧ увеличивается как минимум линейно с 15 до 30 секунд;

5) если девиация частоты менее 200 мГц, активированная соответствующая мощность РСЧ пропорциональна тому же временному поведению, указанному в пп.1) – 4).

933. ОПС контролирует вклад в РСЧРСЧ и активацию РСЧ в отношении обязательного РСЧ, установленного в синхронной зоне, к которой принадлежит национальная электроэнергетическая система, включая единицы поставки РСЧ и группы поставки РСЧ. Каждый поставщик РСЧ должен предоставить ОПС, для каждого из своих единиц поставки РСЧ и групп поставки РСЧ, как минимум следующую информацию:

1) статус с отметкой времени, показывающий, если РСЧ активированы или дезактивированы РСЧ;

2) данные с отметкой времени об активной мощности, необходимой для проверки активации РСЧ, включая данные с отметкой времени о мгновенной активной мощности;

3) статизм регулятора для генерирующих единиц типа C и D, которые работают как единицы поставки РСЧ, или его эквивалентный параметр для РСЧ, состоящих из генерирующих единиц типа A и/или типа B и/или потребляющих единиц с регулировкой активной мощности при контролируемом потреблении.

934. Каждый поставщик РСЧ имеет право агрегировать эти данные для более чем одной единицы поставки РСЧ при максимальной мощности агрегированных единиц менее 1,5 МВт и возможна четкая проверка активации РСЧ.

935. По запросу ОПС поставщик РСЧ предоставляет в режиме реального времени запрашиваемую информацию с временным разрешением не менее 10 секунд.

936. По запросу ОПС и, если это необходимо для проверки активации РСЧРСЧ, поставщик РСЧ должен предоставить запрошенную информацию о технических установках, которые являются частью той же единицы, которую поставляет РСЧ.

Раздел 3

Процесс предварительной квалификации для РСЧ

937. ОПС разрабатывает процедуру предварительного квалификационного отбора на РСЧ. Процедура публикуется на официальной веб-странице ОПС.

938. Потенциальный поставщик РСЧ должен доказать ОПС, что он соответствует техническим и дополнительным требованиям, успешно завершив процесс предварительной квалификации потенциальных единиц поставки РСЧ или групп поставки РСЧ.

939. Квалификация единиц поставки РСЧ или групп поставки РСЧ переоценивается:

1) не реже одного раза в пять лет;

2) если изменились требования доступности или технические требования к оборудованию;

3) при модернизации оборудования, связанной с активацией РСЧ.

940. По запросу ОПС производители предоставят необходимую информацию и проведут необходимые испытания для квалификационного процесса РСЧ.

Раздел 4

Поставка РСЧ

941. ОПС обеспечивает наличие как минимум обязательного РСЧ, согласованного между всеми ОПС в одной синхронной зоне.

942. ОПС совместно с ОПС той же синхронной зоны не реже одного раза в год определяет величину К-фактора в соответствующей синхронной зоне.

943. ОПС по согласованию с ОПС той же синхронной зоны определяет в операционном соглашении синхронной зоны квоты К-фактора для национальной электроэнергетической системы.

944. Поставщик РСЧ должен гарантировать бесперебойную доступность РСЧ, за исключением принудительного вывода из эксплуатации единицы поставки РСЧ в период, в котором он обязан поставить РСЧ.

945. Каждый поставщик РСЧ должен как можно скорее проинформировать ОПС об изменении фактической доступности единицы поставки РСЧ и/или группы поставки РСЧ, полностью или частично, в связи с результатами предварительной квалификации.

946. ОПС обеспечивает или требует от своих поставщиков РСЧ, чтобы они обеспечивали, чтобы потеря одной единицы поставки РСЧ не угрожала безопасности функционирования путем:

1) ограничения квоты РСЧ поставляемого каждой единицей поставки РСЧ до 5 % от резервной мощности на РСЧ, необходимой для всей синхронной зоны, частью которой является национальная электроэнергетическая система;

2) полное резервирование РСЧ, если оно распространяется только на одну единицу поставки РСЧ;

3) замещение РСЧ, вышедших из строя из-за принудительного вывода из эксплуатации или недоступности единицы поставки РСЧ или группы поставки РСЧ в кратчайшие сроки и в соответствии с условиями, установленными ОПС.

947. Минимальный период активации, который обеспечивается поставщиками РСЧ составляет минимум 15 минут и максимум 30 минут.

КНИГА V

РЕЗЕРВЫ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЧАСТОТЫ

Раздел 1

Расчет РВЧ

948. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, частью которой является национальная электроэнергетическая система, устанавливает правила расчета РВЧ в операционном соглашении блока РЧМ.

949. Правила расчета РВЧ должны включать или принимать во внимание как минимум следующее:

1) резервная мощность, необходимая для РВЧ блока РЧМ на основе как минимум одной вероятностной методологии, основанной на последовательных исторических записях, содержащих как минимум исторические значения дисбаланса блока РЧМ;

2) эталонный инцидент, который представляет собой наибольший дисбаланс, который может возникнуть в результате мгновенного изменения активной мощности отдельной генерирующей единицы, одного места потребления или одной линии межсистемного соединения HVDC или отключения линии переменного тока в блоке РЧМ;

3) соотношение между автоматическим РВЧ, ручным РВЧ, полное время активации автоматического РВЧ и полное время активации ручного РВЧ;

4) положительная резервная мощность на РВЧ, которая не может быть меньше положительного инцидента расчета блока РЧМ;

5) отрицательная резервная мощность на РВЧ, которая не может быть меньше отрицательного инцидента расчета блока РЧМ;

6) любые географические ограничения для его распределения в блоке РЧМ и любые географические ограничения для любого обмена или разделения резервов с другими блоками РЧМ в целях соблюдения пределов безопасности функционирования;

7) положительная резервная мощность на РВЧ или комбинация резервной мощности на РВЧ и РЗ достаточна для покрытия положительных дисбалансов в блоке РЧМ не менее 99% времени, исходя из исторических записей;

8) отрицательная резервная мощность на РВЧ или комбинация резервной мощности на РВЧ и РЗ достаточна для покрытия отрицательных дисбалансов в блоке РЧМ не менее 99% времени, исходя из исторических записей;

950. ОПС по согласованию с ОПС блока РЧМ, частью которого является национальная электроэнергетическая система, устанавливает в операционном соглашении в блоке РЧМ конкретное распределение ответственности между ОПС, относящимися к РВЧ, установленных для всего блока.

951. ОПС должен иметь достаточную резервную мощность на РВЧ в любой момент.

Раздел 2

Минимальные технические требования для РВЧ

952. Минимальные технические требования для РВЧ следующие:

1) единица поставки РВЧ или группа поставки РВЧ должна активировать РВЧ в соответствии с эталонным значением, полученным от ОПС;

2) единица поставки РВЧ или группа поставки РВЧ для автоматических РВЧ должна иметь задержку автоматического включения РВЧ не более 30 секунд;

3) поставщик РВЧ должен обеспечить возможность отслеживания активации РВЧ на единицах поставки РВЧ из группы поставки резервов. Для этой цели поставщик РВЧ должен иметь возможность поставлять ОПС измеренные значения в режиме реального времени в точке подключения или другой точке взаимодействия, согласованной с ОПС в отношении:

a) запрограммированного производства активной мощности с отметкой времени;

b) мгновенной активной мощности с отметкой времени для:

каждой единицы поставки РВЧ;

каждой группы поставки РВЧ;

каждой генерирующей единицы или потребляющей единицы, или группы поставки РВЧ с максимальным производством активной мощности, больше или равным 1,5 МВт;

4) единица поставки РВЧ или группа поставки РВЧ для автоматических РВЧ должна иметь возможность активировать свою полную резервную мощность на автоматическом РВЧ во время полной активации автоматического РВЧ;

5) единица поставки РВЧ или группа поставки РВЧ для ручного РВЧ должна быть в состоянии активировать свою полную резервную мощность на ручном РВЧ во время полной активации ручного РВЧ;

6) поставщик РВЧ должен соответствовать требованиям доступности РВЧ;

7) единица поставки РВЧ или группа поставки РВЧ должна соответствовать требованиям по скорости нагрузки в блоке РЧМ.

953. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, к которому принадлежит национальная электроэнергетическая система, устанавливает требования доступности РВЧ и требования контроля качества генерирующих единиц РВЧ и групп поставки РВЧ в их блоке РЧМ в операционном соглашении в блоке РЧМ.

954. ОПС должен принять технические требования для подключения единиц поставки РВЧ и групп поставки РВЧ для обеспечения поставки РВЧ в условиях надежности и безопасности.

955. Каждый поставщик РВЧ должен:

1) подстраховаться, чтобы единицы поставки РВЧ, и группы поставки РВЧ соответствовали минимальным техническим требованиям для РВЧ, требованиям доступности РВЧ и требованиям к скорости изменения нагрузки.

2) в кратчайшие сроки проинформировать ОПС о снижении фактической доступности своей единицы поставки РВЧ или группы поставки РВЧ или части этой группы.

956. ОПС обеспечивает мониторинг соответствия минимальным техническим требованиям для РВЧ, требованиям доступности РВЧ, требованиям к скорости изменения нагрузки и требованиям к подключению посредством единиц поставки РВЧ и групп поставки РВЧ.

Раздел 3

Процесс предварительной квалификации для РВЧ

957. ОПС разрабатывает и утверждает предварительную квалификационную процедуру для РВЧ. Процедура публикуется на официальной веб-странице ОПС.

958. Потенциальный поставщик РВЧ должен продемонстрировать ОПС, что он соответствует минимальным техническим требованиям для РВЧ, требованиям доступности РВЧ, требованиям к скорости изменения нагрузки и требованиям к подключению, успешно завершив процесс предварительной квалификации потенциальных единиц поставки РВЧ или потенциальных групп поставки РВЧ.

959. Потенциальный поставщик РВЧ подает официальный запрос ОПС с обязательной информацией о потенциальных единицах поставки РВЧ или группах поставки РВЧ. В течение 8 недель с даты получения запроса ОПС должен подтвердить достаточность информации в запросе. Если ОПС считает, что информация неполная, он запрашивает дополнительную информацию, а потенциальный поставщик РВЧ предоставляет дополнительную информацию в течение 4 недель от получения заявки. Если потенциальный поставщик РВЧ не предоставляет запрошенную информацию в указанные сроки, заявка считается отозванной.

960. В течение 3 месяцев от подтверждения ОПС того, что заявка содержит необходимую информацию, ОПС должен оценить предоставленную информацию и решить, соответствуют ли потенциальные единицы поставки РВЧ или группы поставки РВЧ критериям предварительной квалификации для РВЧ. ОПС уведомляет потенциального поставщика РВЧ о принятом решении.

961. Квалификация единиц поставки РВЧ или групп поставки РВЧ подлежит повторной оценке:

1) не реже одного раза в пять лет;

2) если изменились технические требования или требования к доступности оборудования.

962. В целях обеспечения безопасности функционирования ОПС имеет право исключить группы, поставляющие РВЧ из поставки РВЧ на основании технических аргументов, таких как географическое распределение генерирующих единиц или потребляющих единиц, входящих в группу поставки РВЧ.

КНИГА VI

ЗАМЕЩЕНИЕ РЕЗЕРВОВ

Раздел 1

Расчет РЗ

963. ОПС управляет процессом замещения резервов.

964. ОПС по согласованию с ОПС блока РЧМ, частью которого является национальная электроэнергетическая система, определяют правила расчета РЗ в операционном соглашении в блоке РЧМ.

965. Правила расчета РЗ должны включать как минимум следующие требования:

1) на РЗ должна быть достаточная положительная резервная мощность для замещения необходимого количества положительного РВЧ.

2) на РЗ должна быть достаточная отрицательная резервная мощность для замещения необходимого количества отрицательного РВЧ.

3) на РЗ должна быть достаточная резервная мощность, если это учитывается при расчете резервной мощности на РВЧ, чтобы соответствовать требованиям по качеству ОРВЧ.

4) соблюдение безопасности функционирования в блоке РЧМ для определения резервной мощности на РЗ.

966. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, частью которого является национальная электроэнергетическая система, могут уменьшить резервную РЗ блока РЧМ, полученную в результате расчета РЗ, путем разработки соглашения о распределении РЗ, соответствующей мощности на РЗ с другими блоками РЧМ. ОПС ограничивает использование своей резервной РЗ, чтобы:

1) гарантировать, что еще может соответствовать целевым параметрам для ОРВЧ;

2) подстраховаться что операционной безопасности ничего не грозит;

3) подстраховаться, чтобы уменьшение резервной мощности на РЗ не превышало оставшуюся резервную мощность на РЗ блока РЧМ.

967. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, к которому принадлежит национальная электроэнергетическая система, указывают в операционном соглашении в блоке РЧМ распределение ответственности между ОПС за выполнение правил расчета РЗ.

968. ОПС всегда должен иметь достаточную резервную мощность на РЗ в соответствии с правилами расчета РЗ. ОПС указывает, в операционном соглашении в блоке РЧМ процедуру эскалации ситуаций серьезного риска недостаточной резервной мощности на РЗ.

Раздел 2

Минимальные технические требования для РЗ

969. Единицы поставки РЗ и группы поставки РЗ должны соответствовать следующим минимальным техническим требованиям:

1) активация РЗ в соответствии с эталонным значением, полученным от ОПС;

2) активация полной резервной мощности на РЗ на период активации, определяемый ОПС;

3) дезактивация РЗ в соответствии с эталонным значением, полученным от ОПС;

4) поставщик РЗ должен подстраховаться, что есть возможность отслеживания активации РЗ на единицах поставки РЗ из группы поставки резервов. Для этой цели поставщик РЗ должен суметь поставить ОПС значения, измеренные в режиме реального времени в точке подключения или в другой точке взаимодействия, согласованной с ОПС в отношении:

a) запрограммированного производства активной мощности с отметкой времени для каждой единицы поставки РЗ или группы поставки РЗ и для каждой генерирующей единицы или потребляющей единицы поставки группы РЗ с максимальным производством активной мощности, более или равном 1,5 МВт;

b) мгновенной активной мощности с отметкой времени, для каждой единицы поставки РЗ или группы поставки РЗ и для каждой генерирующей единицы или потребляющей единицы группы поставки РЗ с максимальным производством активной мощности, более или равным 1,5 МВт;

5) выполнения требований доступности РЗ.

970. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, к которому относится национальная электроэнергетическая система, указывают требования доступности РЗ и требования контроля качества на единицах поставки РЗ и группах поставки РЗ в операционном соглашении в блоке РЧМ.

971. ОПС должен принимать технические требования для подключения единиц поставки РЗ и групп поставки РЗ для обеспечения поставки РЗ в условиях надежности и безопасности, как описано в процессе предварительной квалификации.

972. Каждый поставщик РЗ:

1) удостоверятся, чтобы единицы поставки РЗ и группы поставки РЗ соответствовали минимальным техническим требованиям для РЗ и требованиям доступности РЗ;

2) информирует ОПС о снижении реальной доступности или принудительного вывода из эксплуатации своей единицы поставки РЗ или группы поставки РЗ или части последней как можно быстрее.

973. ОПС обеспечивает мониторинг соответствия и соблюдение технических требований для РЗ, требований доступности РЗ и требований по подключению РЗ к его единицам поставки РЗ и группам поставки РЗ.

Раздел 3

Процесс предварительной квалификации для РЗ

974. ОПС разрабатывает процесс предварительной квалификации для РЗ, разъясняет и делает общедоступными подробности о нем.

975. Потенциальный поставщик РЗ должен продемонстрировать ОПС, что он соблюдает минимальные технические требования для РЗ, требования доступности для РЗ и требования к подключению путем успешного завершения процесса предварительной квалификации потенциальных единиц поставки РЗ или потенциальных групп поставки РЗ.

976. Потенциальный поставщик РЗ подает официальный запрос ОПС с приложением обязательной информации о потенциальных единицах поставки РЗ или группах поставки РЗ. В течение 8 недель с даты получения заявки, ОПС должен подтвердить, наличие необходимой информации к данной заявке. Если ОПС считает, что информация неполная, потенциальный поставщик РЗ должен предоставить запрашиваемую дополнительную информацию в течение 4 недель с даты получения запроса на предоставление этой информации. Если потенциальный поставщик РЗ в указанный срок не предоставит запрошенную информацию, заявка считается отозванной.

977. В течение 3 месяцев с даты подтверждения того, что к заявке представлена информация, ОПС должен оценить предоставленную информацию и решить, соответствуют ли потенциальные единицы поставки РЗ или группы поставки РЗ критериям предварительной квалификации для РЗ. О своем решении ОПС уведомляет потенциального поставщика РЗ.

978. Квалификация единиц поставки РЗ или групп поставки РЗ подлежит повторной оценке:

1) не реже одного раза в пять лет;

2) если технические требования или требования к доступности оборудования изменились.

979. В целях обеспечения безопасности функционирования ОПС имеет право отказать в поставке РЗ группами поставки РЗ на основании технических аргументов, таких как географическое распределение генерирующих единиц или потребляющих единиц, образующих группу поставки РЗ.

КНИГА VII

ОБМЕН И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЗЕРВОВ

Раздел 1

Обмен и распределение РСЧ в синхронной зоне

980. Обмен РСЧ предполагает передачу обязательного РСЧ от ОПС другим ОПС для соответствующей резервной мощности РСЧ для ОПС.

981. ОПС совместно с ОПС соседних электроэнергетических систем имеет право указать в операционных соглашениях применимые пределы обмена РСЧ для:

1) предотвращения внутренних скоплений при активации РСЧ;

2) обеспечения равномерного распределения РСЧ при разделении сети;

3) предотвращения дестабилизации ПВЧ или безопасности функционирования.

982. ОПС может отказать в обмене РСЧ, если это могло бы сгенерировать потоки мощности, которые нарушают пределы безопасности функционирования в момент активации резервной мощности на РСЧ, являющийся предметом обмена РСЧ.

983. ОПС проверяет, достаточен ли у него запас надежности для обеспечения потоков мощности в результате активации резервной мощности РСЧ, являющийся предметом обмена РСЧ.

984. ОПС не разделяет РСЧ с другими ОПС для выполнения своего обязательного РСЧ.

Раздел 2

Обмен и распределение РВЧ и РЗ в синхронной зоне

985. ОПС совместно с ОПС блока РЧМ, частью которого является национальная электроэнергетическая система, определяют в операционном соглашении роли и обязанности в отношении обмена или совместного использования РВЧ и/или РЗ, включая:

1) количество резервной мощности на РВЧ и РЗ, подлежащей обмену или распределению РВЧ/РЗ;

2) внедрение процесса активации трансграничного РВЧ/РЗ;

3) минимальные технические требования к РВЧ/РЗ относящиеся к процессу активации трансграничного РВЧ/РЗ;

4) внедрение предварительной квалификации для резервной мощности на РВЧ и РЗ, подлежащих обмену;

5) обязанность контролировать соблюдение технических требований для РВЧ/РЗ и требований доступности резервной мощности на РВЧ и РЗ, подлежащих обмену;

6) процедуры, гарантирующие, что обмен или распределение РВЧ/РЗ не генерируют потоки мощности, которые нарушают пределы безопасности функционирования.

986. ОПС совместно с ОПС соседних электроэнергетических систем имеют право указать в операционных соглашениях применимые пределы обмена РВЧ/РЗ для:

1) предотвращения внутренних перегрузок в случае активации РВЧ/РЗ;

2) обеспечения равномерного распределения РВЧ/РЗ в случае разделения сети;

3) во избежание дестабилизации ППОЧ/ПЗР или безопасности функционирования.

987. ОПС может отказать в обмене или распределении, если это может генерировать потоки мощности, которые нарушают пределы безопасности функционирования, при активации резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом обмена РВЧ или РЗ.

988. ОПС удостоверится, что обмен РВЧ/РЗ не помешает соблюдению требований к правилам расчета РВЧ или РЗ.

989. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, частью которого является национальная электроэнергетическая система, определяют в операционном соглашении в блоке РЧМ роли и обязанности ОПС в отношении обмена или распределения РВЧ и/или РЗ с ОПС из других блоков РЧМ.

Раздел 3

Обмен и распределение РСЧ, РВЧ и РЗ между синхронными зонами

990. ОПС имеет право использовать процесс обмена или распределения РСЧ, РВЧ, РЗ между синхронными зонами.

991. Операторы и/или управляющие линией межсистемного соединения HVDC, которая соединяет синхронные зоны, поставляет ОПС возможность проведения обмена и распределения РСЧ, РВЧ и РЗ, если эта технология установлена.

992. В целях обмена или распределения РСЧ, РВЧ и РЗ ОПС должен разработать и принять соглашение о сотрудничестве и работы HVDC с управляющими линии межсистемного соединения HVDC и/или с операторами линии межсистемного соединения HVDC или с юридическими лицами, которые включают управляющих линии межсистемного соединения HVDC и/или операторов линии межсистемного соединения HVDC, включая:

1) взаимодействия на всех временных интервалах, включая планирование и активацию;

2) коэффициент чувствительности МВт/Гц, линейная/динамическая или статическая/прогрессивная функция отклика каждой линии межсистемного соединения HVDC, соединяющей синхронные зоны;

3) долю/взаимодействие этих функций в различных, трассах HVDC между синхронными зонами.

993. ОПС может отказать в обмене или распределении, если они могут генерировать потоки мощности, которые нарушают пределы безопасности функционирования в момент активации резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющимися предметом обмена РВЧ или РЗ.

КНИГА VIII

СОТРУДНИЧЕСТВО С ОРС

994. ОПС и ОРС сотрудничают с целью облегчения и разрешения поставки резервов активной мощности посредством групп поставки резервов или единиц поставки, находящихся в распределительных системах.

995. В процессе предварительной квалификации для РСЧ, РВЧ и РЗ ОПС должен разработать и определить совместно с ОРС сроки обмена информацией, необходимой для этих процессов предварительной квалификации в отношении единиц поставки резервов или групп поставки резервов, расположенных в распределительных системах, относительно поставки резервов активной мощности. Процесс предварительной квалификации для РСЧ, РВЧ и РЗ определяет информацию, которая должна быть предоставлена потенциальными единицами или группами поставки резервов, которая включает:

1) уровни напряжения и точки подключения единиц или групп поставки резервов;

2) тип резервов активной мощности;

3) максимальная резервная мощность, поставляемая единицами или группами поставки резервов в каждой точке соединения присоединения;

4) максимальная скорость изменения активной мощности для единиц или групп поставки резервов.

996. Процесс предварительной квалификации основан на согласованном графике и правилах обмена информацией и поставки резервов активной мощности между ОПС и ОРС. Процесс предварительной квалификации должен длиться не более трех месяцев с момента подачи официальной заявки единицей или группой поставки резервов.

997. В процессе предварительной квалификации единицы или группы поставки, подключенной к своей распределительной системе, ОРС в сотрудничестве с ОПС имеет право ограничить или исключить поставку резервов активной мощности, расположенной в своей распределительной системе, по техническим причинам, таким как географическое расположение единиц поставки резервов и групп поставки резервов.

998. ОРС имеет право, в сотрудничестве с ОПС, установить временные пределы для поставки резервов активной мощности в своей распределительной системе до активации резервов. ОПС соответственно устанавливает процедуры, применимые по согласованию с ОРС.

ЧАСТЬ V

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БАЛАНСА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

КНИГА I

ФУНКЦИИ И ОБЯЗАННОСТИ

Раздел 1

Роль оператора передающей системы

999. В контексте данной книги, ОПС представляет оператора передающей системы, ответственного за единое оперативно-технологическое управление электроэнергетической системой.

1000. ОПС является ответственным за приобретение услуг балансировки от поставщиков услуг балансировки для гарантирования безопасности функционирования.

1001. ОПС применяет модель самодиспетчеризации для установления программ производства и потребления.

Раздел 2

Сотрудничество с операторами распределительной системы

1002. Операторы распределительной системы, операторы передающих систем и системные операторы, поставщики услуг балансировки и стороны, ответственные за балансировку, сотрудничают для обеспечения эффективной и действенной балансировки.

1003. Каждый ОРС должен своевременно предоставлять всю информацию, необходимую для выполнения оплаты дисбалансов ОПС, в соответствии с данным Кодексом, Правилами рынка электроэнергии и другими нормативными актами.

1004. Операторы распределительных систем должны сообщать ОПС о любых ограничениях, которые могут повлиять на выполнение требований настоящего Кодекса.

Раздел 3

Роль поставщиков услуг балансировки

1005. Поставщик услуг балансировки должен квалифицироваться для права подачи предложений балансировочной энергии или балансировочной мощности, которые активируются или приобретаются ОПС, путем подписания договора на участие в балансирующем рынке электроэнергии и успешного прохождения предварительной квалификации.

1006. Каждый поставщик услуг балансировки должен подавать в ОПС свои предложения, которые оказывают воздействие на одну или несколько сторон, ответственных, за балансировку.

1007. Каждый поставщик услуг балансировки участвующий в процессе закупки балансировочной электроэнергии, передает и имеет право обновлять свои ежедневные предложения и фиксированные предложения до времени закрытия ворот для процесса закупки.

1008. Каждый поставщик услуг балансировки, имеющий договор на поставку балансировочной электроэнергии, передает ОПС предложения балансировочной энергии или предложения, связанные с процессами интегрированного планирования, соответствующие количествам, продуктам и другим требованиям, предусмотренным в договоре участия в балансирующем рынке электроэнергии.

1009. Каждый поставщик услуг балансировки передает ОПС предложения балансировочной энергии из стандартных продуктов или из специфических продуктов или предложения, связанные с интегрированными процессами планирования, для которых прошел процесс предварительной квалификации.

1010. Цена предложений балансировочной электроэнергии или предложений, связанных с интегрированными процессами планирования из стандартных и специфических продуктов, не предопределена договором на участие в балансирующем рынке электроэнергии.

1011. Не должно быть никакого различия между предложениями балансировочной энергии или предложениями, связанными с интегрированными процессами планирования и предложениями балансировочной энергии или предложениями, связанными с интегрированными процессами планирования.

1012. В случае каждого продукта балансировочной энергии или мощности для балансирования единица поставки резервов, группа поставки резервов, место потребления или третья стороны и ассоциированные стороны должны принадлежать к одной и той же программированной зоне.

Раздел 4

Роль сторон, ответственных за балансировку

1013. В режиме реального времени каждая сторона, ответственная за балансировку, стремится к балансировке или стремится внести свой вклад в балансирование электроэнергетической системы.

1014. Каждая сторона, ответственная за балансировку, несет финансовую ответственность за устранение дисбалансов с ОПС.

1015. Каждая балансирующая сторона может вносить поправки в программы для корректировки своей договорной позиции в соответствии с требованиями Правил рынка электроэнергии, утвержденных НАРЭ.

Раздел 5

Положения и условия балансировки

1016. Поставщики услуг балансировки будут рассматриваться как производители с генерирующими блоками типа B, C и D, для чего они должны пройти этап квалификации.

1017. Для производственных единиц, для которых доступность первичного источника электроэнергии не может быть активно контролирована, доступная мощность, указанная в декларации о доступности, для которой осуществляется предложение, равна по меньшей мере значению чистой мощности, указанной в физических уведомлениях.

1018. Для когенерационных производственных единиц принято указывать минимальное техническое значение, равное значению активной мощности, соответствующей плановой тепловой нагрузке.

1019. Стоимость энергии, поставляемой производственной единицей, будет скорректирована для обеспечения равенства между суммой значений, поставленных производственными единицами, и чистой производственной стоимостью электростанции, частью которой являются эти производственные единицы.

1020. Механизм балансировки включает рынки, на которых продаются стандартные и/или специфические продукты.

1021. Перечень стандартной продукции должен включать как минимум:

1) Энергию и мощность для процесса автоматического восстановления частоты;

2) Энергию и мощность для процесса ручного восстановления частоты;

3) Энергию и мощность для процесса замещения резерва.

1022. Технические требования к стандартной продукции определяются ОПС и утверждаются после публичных консультаций. ОПС уведомляет НАРЭ об утверждении технических требований к стандартной продукции.

1023. ОПС может определять специфические продукты и предлагать их Агентству для согласования.

1024. С точки зрения механизма балансировки, производственными единицами считаются:

1) ветряные и солнечные электростанции для каждой производственной площадки;

2) генерирующие блоки тепловых и гидроэлектростанций;

3) генерирующий блок, созданный путем объединения в единицу нескольких генерирующих блоков типа B, которые соответствуют условиям агрегирования, установленным ОПС.

1025. Для обеспечения равенства количества балансировочной энергии, поставляемой на уровне производственной единицы и электростанции, будут применяться соответствующие расчетные формулы.

КНИГА II

УСЛУГИ БАЛАНСИРОВКИ

Глава 1

БАЛАНСИРОВОЧНАЯ ЭНЕРГИЯ

Раздел 1

Активация предложений балансировочной энергии из

общих списков экономического преимущества

1026. Для поддержания соответствующего баланса системы ОПС использует предложения балансировочной энергии, которые доступны для поставки на основании списков экономического преимущества.

1027. ОПС может сотрудничать с ОПС соседних электроэнергетических систем в создании механизмов балансировки, которые позволят использовать общие списки экономического преимущества.

1028. ОПС не активирует предложения балансировочной энергии до соответствующего времени закрытия ворот для балансировочной энергии, за исключением случая, когда система находится в состоянии готовности или в чрезвычайном положении, когда эти активации способствуют смягчению состояний системы, и за исключением случая, когда эти предложения служат целям, отличным от балансировки.

1029. Для каждого предложения активированной балансировочной энергии из списка экономического преимущества ОПС должен определить цель активации.

1030. Если активация предложений балансировочной энергии отклоняется от результатов функции оптимизации активации, ОПС включает информацию о причинах, по которым произошло соответствующее отклонение.

1031. Запрос на активацию балансировочной энергии из функции оптимизации активации обязует ОПС принимать безусловный обмен балансировочной энергии. Соединяющий ОПС обеспечивает активацию предложения балансировочной энергии, выбранной функцией оптимизации активации.

1032. Активация предложений балансировочной энергии основана на модели ОПС – ОПС с общим списком оценки качества.

1033. ОПС передает в функцию оптимизации активации все данные, необходимые для работы алгоритмов функции оптимизации активации.

1034. ОПС должен передать функции оптимизации активации до момента закрытия ворот для передачи предложений энергии, все предложения балансировочной энергии, полученные от поставщиков услуг балансировки. ОПС не изменяет, а также не приостанавливает предложения балансировочной энергии, которые были утверждены.

1035. ОПС может запросить активацию предложений балансировочной энергии из списков экономической оценки качества до общего количества доступной балансировочной энергии. Общее количество балансировочной энергии, которое может быть активировано ОПС, представляет собой сумму количеств в предложениях балансировочной энергии из общих или внутренних списков оценки качества.

Раздел 2

Функция оптимизации активации

1036. ОПС устанавливает функцию оптимизации активации, чтобы оптимизировать активацию предложений балансировочной энергии из разных списков экономической оценки качества. Эта функция должна учитывать как минимум:

1) процессы активации и технические ограничения от различных продуктов балансировочной энергии;

2) безопасность функционирования;

3) технические и сетевые ограничения;

4) все предложения балансировочной энергии, включенные в совместимых списках оценки качества;

5) возможность компенсации запросов активации в обратном направлении;

6) запросы активации, отправленные другими ОПС;

7) доступная межзональная мощность.

1037. Общие списки оценки качества состоят из предложений балансировочной энергии от стандартных продуктов. Предложения балансировочной энергии роста и сокращения включаются отдельно в различные общие списки оценки качества.

1038. Каждая функция оптимизации активации использует по крайней мере один общий список оценки качества для предложений на увеличение балансировочной энергии и общий список оценки качества для предложений на сокращение балансировочной энергии.

1039. Функция оптимизации активации отбирает предложения балансировочной энергии и запрашивает активацию отобранных предложений балансировочной энергии.

1040. Функция оптимизации активации передает подтверждение активации предложений балансировочной энергии ОПС. Поставщики активированных услуг балансировки несут ответственность за поставку необходимого количества электроэнергии до конца периода поставки.

1041. ОПС использует все предложения балансировочной энергии из списков оценки качества для процесса восстановления частоты и процесса замещения резервов с целью балансировки системы как можно более эффективно с учетом безопасности функционирования.

1042. За исключением случая, когда система находится в нормальном рабочем состоянии, ОПС может принять решение о балансировании системы, используя только предложения балансировочной энергии, полученной от поставщиков услуг балансировки национальной электроэнергетической системы, если это решение способствует смягчению серьезности текущего состояния системы.

Глава II

БАЛАНСИРОВОЧНАЯ МОЩНОСТЬ

Раздел 1

Правила закупок

1043. ОПС должен периодически и не реже одного раза в год пересматривать и определять требования к необходимой резервной мощности. ОПС должен проводить анализ обеспечения оптимальной резервной мощности с целью минимизации затрат, связанных с обеспечением резервной мощности. В этом анализе рассматриваются следующие варианты обеспечения резервной мощности:

1) приобретение балансировочной мощности в национальной электроэнергетической системе и обмен балансировочной мощности для соседних OPC, при необходимости;

2) разделение резервов, при необходимости;

3) количество балансировочной энергии из предложений, по которым не заключены договоры, которые как ожидается, будут доступны как в национальной электроэнергетической системе, так и в соседних электроэнергетических системах, с учетом имеющейся межзональной мощности.

1044. ОПС приобретает балансировочную мощность на рынке системных услуг в соответствии с положениями Правил рынка электроэнергии.

Раздел 2

Обмен балансировочной мощности

1045. ОПС совместно с другими ОПС имеет право осуществить взаимный обмен балансировочной мощности и составляет предложение по установлению общих и армонизированных правил для обмена и приобретения балансировочной мощности.

1046. Обмен балансировочной мощности осуществляется на основании модели ОПС – ОПС, согласно которой два или более ОПС устанавливают метод для совместного приобретения балансировочной мощности, с учетом доступной межзональной мощности и операционных пределов.

1047. В случае обмена мощностями ОПС должен передать функции оптимизации приобретения мощности все предложения балансировочной мощности из стандартных продуктов.

1048. ОПС в случае обмена балансировочной мощности, обеспечивает доступность межзональной мощности а также безопасность функционирования, установленная одной из следующих:

1) методологией расчета вероятности доступности межзональной мощности после часов закрытия ворот внутридневного рынка;

2) методологиями распределения межзональной мощности в балансировочном диапазоне.

1049. ОПС совместно с ОПС, с которым обменивается балансировочной мощностью в отношении резервов восстановления частоты и резервов замещения, могут разработать предложение методологии расчета вероятности в отношении доступности межзональной мощности после момента закрытия ворот внутридневного рынка.

Методология описывает как минимум:

1) процесс проведения оценки значимого периода, соответствующий обмену балансировочной мощности;

2) метод оценки риска недоступности межзональной мощности из-за запланированных и незапланированных отключений и из-за перегрузок;

3) метод оценки риска недостаточной резервной мощности из-за недоступности межзональной мощности;

4) требования о применении решения последней инстанции в случае недоступности межзональной мощности или недостаточной резервной мощности;

5) требования к ex post рассмотрению и мониторингу рисков;

6) правила, обеспечивающие расчет.

1050. Методология расчета вероятности наличия внутридневной мощности после времени закрытия ворот внутридневного рынка должна быть внедрена после ее утверждения НАРЭ.

1051. ОПС не увеличивают расчетный запас надежности для процесса распределения межзональной мощности из-за обмена балансировочной мощности в отношении резервов восстановления частоты и резервов замещения.

1052. В случае обмена балансировочной мощности ОПС могут использовать межзональную балансировочную мощность для обмена балансировочной электроэнергии, когда межзональная мощность является:

1) доступной после завершения процесса распределения межзональной мощности и/или после закрытия ворот внутридневного рынка;

2) свободной после завершения процесса предоставления межзональной мощности и/или после закрытия ворот внутридневного рынка;

3) предоставляется в процессе распределения межзональной мощности.".

2. Признать утратившими силу:

1) Технические нормы для передающих электрических сетей, утвержденные Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 266 от 20 ноября 2007 г. (Официальный монитор Республики Молдова, 2007 г., № 188-191, ст.694);

2) Технические нормы для распределительных электрических сетей, утвержденные Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 267 от 20 ноября 2007 г. (Официальный монитор Республики Молдова, 2007, № 188-191, ст.695).

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

4. Настоящее постановление вступает в силу со дня его опубликования.