IV. Планирование режимов работы энергосистемы

55. Планирование электроэнергетического режима энергосистемы осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Планирование технологических режимов работы генерирующего оборудования, линий электропередачи и электросетевого оборудования осуществляется их владельцами в соответствии с результатами планирования электроэнергетических режимов соответствующих территориальных и (или) объединенных энергосистем.

56. При планировании электроэнергетического режима необходимо обеспечивать:

сбалансированность объемов производства и потребления электрической энергии (мощности) энергосистемы (с учетом экспортных и импортных поставок (внешних перетоков) электрической энергии и мощности и ограничений пропускной способности электрической сети);

нахождение параметров электроэнергетического режима в пределах допустимых значений с учетом технической возможности работы генерирующего оборудования и возможных ограничений максимальной нагрузки, обусловленных режимами работы энергосистемы.

57. Планирование электроэнергетического режима включает в себя:

планирование электроэнергетического режима на календарный год, календарный месяц, сутки, периоды в пределах суток;

планирование электроэнергетического режима в целях определения состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве.

58. Планирование электроэнергетического режима осуществляется на основе расчетов электроэнергетических режимов с использованием расчетных моделей энергосистемы и специализированных программно-аппаратных комплексов. Формирование и поддержание в актуальном состоянии расчетных моделей для планирования электроэнергетического режима энергосистемы осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления.

59. При планировании электроэнергетического режима энергосистемы на календарный год субъект оперативно-диспетчерского управления осуществляет разработку:

прогнозов потребления электрической энергии и максимального потребления мощности энергосистемы;

прогнозных балансов электрической энергии энергосистемы;

прогнозных балансов мощности энергосистемы;

сводных годовых графиков ремонтов и технического обслуживания объектов диспетчеризации.

60. Разработка прогнозов потребления электрической энергии и максимального потребления мощности энергосистемы, прогнозных балансов электрической энергии энергосистемы и прогнозных балансов мощности энергосистемы, указанных в пункте 59 настоящих Правил, осуществляется с распределением по месяцам, по каждой территориальной энергосистеме, объединенной энергосистеме и по Единой энергетической системе России в целом, для технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы - по указанной энергосистеме.

При этом субъект оперативно-диспетчерского управления разрабатывает:

прогнозный баланс электрической энергии энергосистемы на календарный год - для условий средней месячной температуры наружного воздуха соответствующего месяца года;

прогнозный баланс мощности энергосистемы на календарный год - на час максимума потребления при средней суточной температуре наружного воздуха в день максимума потребления соответствующего месяца года;

прогнозный баланс электрической энергии энергосистемы на период с октября текущего года по март следующего года включительно - для условий средней месячной температуры наружного воздуха, при этом для периода с декабря по февраль дополнительно учитывается наступление в пределах каждого из указанных месяцев в течение пяти дней среднесуточной температуры наружного воздуха, соответствующей температуре наиболее холодных 5 суток подряд (пятидневок), определяемой для соответствующей территории по правилам, применяемым в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности для определения климатических параметров, учитываемых при проектировании зданий и сооружений, планировке и застройке городских и сельских поселений (далее соответственно - температура наиболее холодной пятидневки, правила строительной климатологии);

прогнозный баланс мощности энергосистемы на период с декабря текущего года по февраль следующего года включительно - на час максимума потребления при среднесуточной температуре наружного воздуха, соответствующей температуре наиболее холодной пятидневки;

прогнозный баланс мощности энергосистемы на июль и август календарного года - на час максимума потребления при средней суточной температуре наружного воздуха, соответствующей климатическим параметрам теплого периода года (с температурой воздуха обеспеченностью 0,98) в соответствии с правилами строительной климатологии (период экстремально высоких температур).

61. Результаты планирования электроэнергетического режима энергосистемы на год используются в качестве основы для:

планирования ремонтной кампании владельцами объектов электроэнергетики, линии электропередачи, оборудование и устройства которых относятся к объектам диспетчеризации;

разработки заданий по объемам и настройке противоаварийной автоматики, объемам графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности);

оценки допустимости планируемых объемов экспорта и импорта электрической энергии (мощности);

определения потребности в объемах поставки топлива электростанциям;

определения потребности в видах и объемах оказания услуг по обеспечению системной надежности;

подготовки системным оператором предложений в сводный прогнозный баланс производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации.

62. При планировании электроэнергетического режима энергосистемы на предстоящий месяц субъект оперативно-диспетчерского управления для температурных условий, указанных в пункте 60 настоящих Правил для календарного периода, к которому относится соответствующий месяц, осуществляет разработку:

прогнозов потребления электрической энергии и максимального потребления мощности энергосистемы;

прогнозных балансов электрической энергии энергосистемы;

прогнозных балансов мощности энергосистемы;

сводных месячных графиков ремонта и технического обслуживания объектов диспетчеризации (далее - сводные месячные графики ремонта).

63. Разработка указанных в пунктах 59, 60 и 62 настоящих Правил прогнозов потребления электрической энергии и максимального потребления мощности энергосистемы, прогнозных балансов электрической энергии и мощности энергосистемы осуществляется в соответствии с требованиями к прогнозированию потребления и формированию балансов электрической энергии и мощности энергосистемы на календарный год и периоды в пределах года, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти с соблюдением требований, предусмотренных пунктами 56 - 58 и 60 - 62 настоящих Правил.

64. При планировании электроэнергетического режима энергосистемы на предстоящие год и месяц разработка и утверждение сводных годовых и сводных месячных графиков ремонта и технического обслуживания объектов диспетчеризации осуществляются субъектом оперативно-диспетчерского управления в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации.

65. Выбор состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве, а также выбор агрегированных объектов управления (далее - выбор состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве) осуществляются субъектом оперативно-диспетчерского управления в порядке, установленном Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, на период, определяемый в соответствии с указанными Правилами.

При выборе состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве, исходное и планируемое эксплуатационные состояния и параметры генерирующего оборудования, с использованием которого осуществляется деятельность по производству и купле-продаже (поставке) электрической энергии на оптовом рынке, определяются на основании диспетчерских заявок и (или) сводных месячных графиков ремонта, а также уведомлений и данных, полученных от участников оптового рынка - поставщиков электрической энергии в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности.

Исходное и планируемое эксплуатационные состояния и параметры генерирующего оборудования, с использованием которого осуществляется деятельность по производству и купле-продаже (поставке) электрической энергии на розничных рынках электрической энергии (далее - розничные рынки), определяются на основании диспетчерских заявок и (или) сводных месячных графиков ремонта, а также уведомлений и данных, полученных субъектом оперативно-диспетчерского управления от владельцев такого генерирующего оборудования в соответствии с Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. N 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии", договорами возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и соглашениями о технологическом взаимодействии в целях обеспечения надежности функционирования Единой энергетической системы России, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы.

В случае неисполнения (ненадлежащего исполнения) владельцем генерирующего оборудования обязанностей по предоставлению субъекту оперативно-диспетчерского управления необходимых данных субъект оперативно-диспетчерского управления в качестве исходных данных для выбора состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве, использует на весь планируемый период параметры работы генерирующего оборудования, последние из полученных от соответствующего владельца генерирующего оборудования на стадии планирования электроэнергетического режима на сутки, предшествующие периоду, на который осуществляется выбор состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве.

66. При планировании электроэнергетического режима на предстоящие сутки субъект оперативно-диспетчерского управления на основании диспетчерских заявок, уведомлений и данных, полученных от участников оптового рынка - поставщиков электрической энергии и мощности в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, данных, представленных владельцами генерирующего оборудования, с использованием которого осуществляется деятельность по производству и купле-продаже (поставке) электрической энергии на розничных рынках, уточняет состав включенного генерирующего оборудования электрических станций на предстоящие сутки и формирует почасовые диспетчерские графики показателей режима работы энергосистемы, в том числе значения нагрузки электростанций, потребления, сальдо перетоков мощности по сечениям экспорта (импорта), уровней напряжения в контрольных пунктах, объемов резерва первичного регулирования, резерва вторичного регулирования и резерва третичного регулирования (далее - диспетчерские графики).

При планировании электроэнергетического режима в течение суток субъект оперативно-диспетчерского управления осуществляет уточнение диспетчерских графиков с учетом имеющихся у него актуальных данных показателей, используемых при выборе состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве.

При формировании и уточнении диспетчерских графиков обеспечиваются допустимые параметры электроэнергетического режима, необходимые объемы резервов первичного регулирования, резервов вторичного регулирования и резервов третичного регулирования и минимизация суммарных затрат покупателей электрической энергии в порядке, установленном Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности.

Диспетчерские графики (уточненные диспетчерские графики), формируемые при планировании электроэнергетического режима на предстоящие сутки и в течение суток, передаются соответствующим субъектам электроэнергетики в части, относящейся к технологическим режимам работы их объектов. Состав показателей и порядок передачи диспетчерских графиков определяются субъектом оперативно-диспетчерского управления.

67. При планировании электроэнергетического режима Единой энергетической системы России субъект оперативно-диспетчерского управления в соответствии с требованиями пунктов 68 - 77 настоящих Правил и методическими указаниями по определению объемов и размещению резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, определяет необходимые объемы резервов первичного регулирования, резервов вторичного регулирования и резервов третичного регулирования и размещает их на генерирующем оборудовании.

При планировании электроэнергетического режима технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы субъект оперативно-диспетчерского управления определяет необходимые объемы резервов первичного, вторичного и третичного регулирования и размещает их на генерирующем оборудовании без учета требований пунктов 69 - 73 настоящих Правил.

68. Субъект оперативно-диспетчерского управления осуществляет: планирование резервов первичного регулирования, резервов вторичного регулирования и резервов третичного регулирования не ниже минимально необходимых объемов - при выборе состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве, и в процессе планирования электроэнергетических режимов на предстоящие сутки и периоды в течение суток;

размещение резервов первичного регулирования, резервов вторичного регулирования и резервов третичного регулирования на генерирующем оборудовании - в процессе планирования электроэнергетических режимов на предстоящие сутки и в течение суток.

69. Резервы первичного регулирования, резервы вторичного регулирования и резервы третичного регулирования определяются для синхронной зоны, в которой осуществляется регулирование частоты, или части синхронной зоны, в которой осуществляется регулирование внешнего перетока мощности.

70. Минимально необходимый объем резерва первичного регулирования обеспечивает удержание текущих значений частоты в безопасных для энергоблоков атомных электростанций и (или) тепловых электростанций пределах при возникновении расчетного аварийного небаланса мощности.

При синхронной работе энергосистемы (ее частей) с энергосистемами иностранных государств минимально необходимый объем резерва первичного регулирования определяется с учетом требований к параллельной работе этих электроэнергетических систем (их частей).

71. Минимально необходимый объем резерва вторичного регулирования на загрузку и разгрузку должен (с учетом ограничений пропускной способности электрической сети) обеспечивать компенсацию наибольшей из следующих величин:

величина отключения наиболее крупной единицы генерирующего оборудования или наиболее крупного узла потребления (нагрузки);

величина нерегулярных отклонений мощности и динамической погрешности регулирования баланса мощности энергосистемы.

72. Минимально необходимый объем резерва третичного регулирования на загрузку и разгрузку должен определяться с учетом ограничений пропускной способности электрической сети и обеспечивать компенсацию суммарной величины, складывающейся из:

величины необходимого объема резерва вторичного регулирования на загрузку и разгрузку;

статистической величины погрешности прогнозирования потребления электрической мощности;

величины отключения наиболее крупной единицы генерирующего оборудования (для определения минимально необходимого объема резерва третичного регулирования на загрузку).

73. При планировании электроэнергетического режима энергосистемы в период паводка субъект оперативно-диспетчерского управления вправе задавать величину резерва вторичного регулирования и резерва третичного регулирования ниже минимально необходимого объема, определенного в соответствии с пунктами 71 и 72 настоящих Правил.

74. Размещение резервов первичного регулирования на генерирующем оборудовании осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления с учетом планируемого и фактического эксплуатационного состояния генерирующего оборудования, стоимости услуг по нормированному первичному регулированию частоты, указанной в договорах об оказании таких услуг.

75. Размещение резервов вторичного регулирования на генерирующем оборудовании осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления с учетом:

пропускной способности контролируемых сечений;

параметров водного режима гидроэлектростанций (расходов и уровней воды), установленных правилами использования водных ресурсов водохранилищ, утверждаемыми в соответствии с Водным кодексом Российской Федерации, и решениями уполномоченного Правительством Российской Федерации федерального органа исполнительной власти;

фактических водно-энергетических показателей гидроэлектростанций и маневренных характеристик генерирующего оборудования, представленных в диспетчерские центры владельцами генерирующего оборудования, в соответствии с законодательством Российской Федерации в области электроэнергетики;

планируемого и фактического эксплуатационного состояния генерирующего оборудования;

стоимости услуг по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности, указанных в договорах об оказании таких услуг, для генерирующего оборудования тепловых электростанций.

76. Размещение резервов третичного регулирования на генерирующем оборудовании осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления с учетом размещенных резервов первичного регулирования и резервов вторичного регулирования.

77. При определении величины резервов мощности не учитываются объемы невыпускаемых резервов мощности.

78. Контроль напряжения в энергосистеме осуществляется в контрольных пунктах, определяемых субъектом оперативно-диспетчерского управления и сетевыми организациями в соответствии с пунктами 79 и 80 настоящих Правил.

Для контрольных пунктов субъектом оперативно-диспетчерского управления и сетевыми организациями разрабатываются графики напряжения.

79. Каждый диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления в своей операционной зоне определяет контрольные пункты в электрической сети напряжением 110 киловольт и выше, контроль напряжения в которых осуществляется указанным диспетчерским центром, и разрабатывает графики напряжения в них исходя из необходимости обеспечения:

нормативных коэффициентов запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемых сечениях;

нормативных коэффициентов запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в соответствии с требованиями раздела II настоящих Правил.

80. Каждая сетевая организация определяет в электрических сетях напряжением 35 - 110 киловольт, принадлежащих ей на праве собственности или ином законном основании, контрольные пункты, контроль напряжения в которых осуществляется этой сетевой организацией, и разрабатывает графики напряжения в них, исходя из:

необходимости обеспечения нормативных коэффициентов запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки;

необходимости обеспечения нормативных показателей качества электрической энергии по отклонению напряжения;

влияния напряжения в контрольном пункте сетевой организации на потери активной мощности.

81. Не допускается одновременное включение контрольного пункта в состав контрольных пунктов субъекта оперативно-диспетчерского управления и контрольных пунктов сетевой организации.

82. Графики напряжения в контрольных пунктах включают перечень контрольных пунктов и уровни и (или) диапазоны напряжения в них. Графики напряжения в контрольных пунктах сетевых организаций разрабатываются с учетом графиков напряжения в контрольных пунктах субъекта оперативно-диспетчерского управления.

83. Графики напряжения в контрольных пунктах субъекта оперативно-диспетчерского управления разрабатываются на календарный месяц и доводятся соответствующим диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления до сведения владельцев объектов электроэнергетики, определенных в соответствии с пунктом 79 настоящих Правил в качестве контрольных пунктов субъекта оперативно-диспетчерского управления.

При планировании электроэнергетического режима на предстоящие сутки в соответствии с требованиями пункта 66 настоящих Правил субъект оперативно-диспетчерского управления задает в диспетчерских графиках уровни и (или) диапазоны напряжения в своих контрольных пунктах на основе графиков напряжения в указанных контрольных пунктах. Для обеспечения выполнения требований пункта 79 настоящих Правил субъект оперативно-диспетчерского управления вправе задать в диспетчерском графике уровни и (или) диапазоны напряжения в контрольных пунктах, отличные от разработанных им на месяц графиков напряжения.

Уровни и (или) диапазоны напряжения в контрольных пунктах субъекта оперативно-диспетчерского управления, указанные в составе диспетчерского графика, являются обязательными для соблюдения субъектами электроэнергетики.

Для обеспечения возможности регулирования напряжения в контрольных пунктах субъект оперативно-диспетчерского управления определяет необходимость установки на объектах электроэнергетики и энергопринимающих установках потребителей электрической энергии устройств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

84. При управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы в соответствии с разделом V настоящих Правил диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления вправе изменять требуемые уровни и (или) диапазоны напряжения в контрольных пунктах субъекта оперативно-диспетчерского управления путем отдачи диспетчерских команд субъектам электроэнергетики с учетом фактических электроэнергетических режимов работы в операционной зоне соответствующего диспетчерского центра.

Для обеспечения выполнения требований пункта 80 настоящих Правил при изменении фактических параметров технологического режима работы объектов электроэнергетики, уровней напряжения в контрольных пунктах субъекта оперативно-диспетчерского управления, заданных диспетчерским графиком или по диспетчерской команде субъекта оперативно-диспетчерского управления, сетевые организации обязаны скорректировать уровни напряжения в своих контрольных пунктах.