Включение/отключение генерирующего оборудования
В случае если плановым ДГ было предусмотрено включение оборудования, командам на изменение генерации, вызванным не включением (неуспешным включением) оборудования, должна быть присвоена <ИС>, за исключением случаев, когда диспетчером Системного оператора отдана команда, изменяющая время включения. В таком случае командам на изменение генерации, вызванным невключением оборудования, должна быть присвоена <ИВ>.
В случае если плановым ДГ было предусмотрено отключение оборудования, командам на изменение генерации, обусловленным неотключением оборудования, должна быть присвоена <ИС>, за исключением случаев, когда диспетчером Системного оператора отдана команда, изменяющая время отключения. В таком случае командам на изменение генерации, вызванным изменением времени отключения оборудования, должна быть присвоена <ИВ>.
В случае непланового включения/отключения генерирующего оборудования, инициированного Системным оператором, команды на изменение генерации ГОУ должны быть зарегистрированы с внешней инициативой <ИВ>.
При наличии запроса оперативного персонала энергобъекта на изменение режима генерации ГОУ по собственной инициативе в связи с аварийным отключением или изменением параметров оборудования, целесообразно зарегистрировать соответствующую команду с признаком <ИС> для приведения УДГ в соответствие с фактической нагрузкой.
|
|
|
Если установившийся после непланового изменения состава оборудования диапазон регулирования не позволяет обеспечить генерацию ГОУ, заданную плановым ДГ, то диспетчер Системного оператора должен получить от оперативного персонала объекта электроэнергетики новый диапазон регулирования (может быть указан в диспетчерской заявке) и зарегистрировать увеличение/снижение генерации до указанной величины с признаком <ИС> на период, для которого значение генерации, заданное в плановом ДГ, находится вне пределов нового диапазона регулирования.
В случае если участник рынка имеет возможность уменьшить объем отклонений, возникающих вследствие непланового отключения генерирующего оборудования за счет пуска непланово отключенного или другого, относящегося к той же ГТПГ, оборудования из резерва, то Системный оператор, при отсутствии системных ограничений, при условии что указанное неплановое отключение не было скомпенсировано включением другого генерирующего оборудования по инициативе СО, может разрешить/согласовать такое включение. При этом, до момента подъема нагрузки до значения, определенного плановым ДГ, либо иного значения, заданного Системным оператором исходя из режимных условий (не связанных с отключением оборудования, относящегося к данной ГТПГ), все команды на изменение генерации относительно планового ДГ должны регистрироваться с <ИС>.
|
|
|
3. Порядок отнесения на внешнюю инициативу отклонений от планового режима работы, возникших по не зависящей от объектов энергетики причине в результате действия систем автоматического регулирования и противоаварийной автоматики
Особенности учета воздействий противоаварийной автоматики и релейной защиты на объекты генерации
В соответствии с п. 3.1. настоящих Основных принципов определения инициатив отклонения от планового режима работы ГОУ, вызванные срабатыванием средств противоаварийной автоматики, а также релейной защиты, в том числе, ложным и/или вызванным отключением сетевого оборудования, относятся на внешнюю инициативу, за исключением средств станционной автоматики. Команды, обусловленные последующим восстановлением режима, регистрируются с указанием атрибута <ИВ>.
При срабатывании средств противоаварийной автоматики, обусловленном ошибочными действиями персонала участника оптового рынка, а также вызванные воздействием сторонних лиц на оборудование участника рынка, отклонения относятся на собственную инициативу. С атрибутом <ИС> также регистрируются команды, обусловленные последующим восстановлением режима.
|
|
|
3.2. Формирование объема отклонения от плановой выработки, относимого на внешнюю инициативу в период участия ТЭС в НПРЧ и АВРЧМ
При работе систем АРЧМ на ТЭС, участвующих в НПРЧ и АВРЧМ, отклонения, обусловленные управляющим воздействием соответствующей режимной автоматики, по ГОУ, в которые входят энергоблоки, подключенные к ЦКС или ЦС АРЧМ, относятся на внешнюю инициативу в объеме управляющих воздействий.
Объем отклонения от плановой выработки по внешней инициативе регистрируется в периоды непосредственной выработки управляющих воздействий от ЦКС (ЦС) АРЧМ на соответствующие энергоблоки при включенном управлении энергоблоком от ЦКС (ЦС) АРЧМ, что определяется на основании телесигналов:
- ключ ЦКС (ЦС) АРЧМ в положении «вкл»,
- ключ АРЧ (АРПЧ) и/или АОП в ЦКС (ЦС) АРЧМ в положении «вкл»,
- сигнал готовности энергоблока к управлению от ЦКС (ЦС) АРЧМ,
- сигнал централизованного управления энергоблоком от ЦКС (ЦС) АРЧМ,
- сигнал исправности связи от ЦКС (ЦС) АРЧМ до САУМ (САРЧМ) энергоблока.
|
|
|
В случае отключения централизованного управления энергоблоком от ЦКС (ЦС) АРЧМ внешняя инициатива регистрируется до момента отдачи диспетчерской команды по восстановлению исходной плановой или иной нагрузки электростанции.
Объем отклонения от плановой выработки по внешней инициативе за час определяется расчетным путем по информации, поступающей в ЦКС (ЦС) АРЧМ от САУМ (САРЧМ) энергоблоков.
4. Определение составляющей величины отклонения фактического потребления (поставки) электроэнергии от планового почасового объема по внешней инициативе
В случае снижения потребления (поставки) электроэнергии участнику оптового рынка, обусловленного управляющими воздействиями противоаварийной и режимной автоматики (Перечень противоаварийной и режимной автоматики приведен в Порядке установления соответствия) из-за внешнего для электроэнергетического объекта участника оптового рынка события, а также вводом графиков временного отключения и аварийного ограничения потребления, соответствующий объем отклонений относится на внешнюю инициативу.
В таких случаях снижение потребления (поставки) электроэнергии оформляется Актамив соответствии с Приложением 6 к настоящему Порядку отдачи и регистрации команд.
Отклонение, возникающее при выполнении команд на изменение нагрузки объектов генерации, функционирующих на розничных рынках (включая электростанции промышленных предприятий), может быть зарегистрировано как отклонение по потреблению участника оптового рынка, в акте о согласовании ГТП потребления которого указаны такие объекты генерации. Отклонение по потреблению для участника оптового рынка подтверждается только в случае соответствующего обращения участника оптового рынка и в объеме, не превышающем заданную командами Системного оператора величину изменения нагрузки объекта генерации, с учетом знака изменения нагрузки (загрузка/разгрузка).
Увеличение/снижение потребления электроэнергии участника оптового рынка оформляется Системным оператором Актомв соответствии с Приложением 6 к настоящему Порядку отдачи и регистрации команд.
5. Порядок отнесения на внешнюю и собственную инициативу отклонений от планового режима работы, вызванных включением в сеть/отключением от сети генерирующего оборудования электростанций ВИЭ
С момента начала действия отданной и зарегистрированной команды <Отключить объект ВИЭ (название объекта ВИЭ) к (указать время)> и до начала действия отданной и зарегистрированной формальной команды <Работать по плановому ДГ> для ГОУ ВИЭ значение УДГ принимается равным нулю. Все отклонения от планового диспетчерского графика относятся на внешнюю инициативу.
С момента начала действия выданного и зарегистрированного разрешения на отключение от сети и до начала действия отданного и зарегистрированного разрешения на включение в сетьдля ГОУ ВИЭ значение УДГ принимается равным нулю. Все отклонения от планового диспетчерского графика в таком случае относятся на собственную инициативу.
Приложение 4 Порядок регистрации по ГОУ признака участия в регулировании
Признак участия в регулировании присваивается ГОУ в следующих случаях:
1. во всех часах, в течение которых данное ГОУ ГЭС находится под управляющим воздействием систем АРЧМ, при условии регистрации фактов срабатывания соответствующих автоматических устройств (ненулевое задание вторичной мощности), или при изменении по команде диспетчера задания плановой мощности данного ГОУ ГЭС в ГРАМ (ГРАРМ). Исключения составляют периоды (часы), в течение которых в установленном порядке зарегистрировано неудовлетворительное участие электростанции в автоматическом вторичном регулировании, или если в состав ГОУ входят РГЕ, используемые для оказания системной услуги по АВРЧМ;
2. во всех часах, в течение которых в отношении данного ГОУ действует диспетчерская команда <Регулируете переток> или <Регулируете частоту>, включая час окончания исполнения следующей диспетчерской команды на изменение активной мощности;
3. во всех часах изменения нагрузки ГОУ воздействием режимной и противоаварийной автоматики (включая воздействие систем ОПРЧ и т.п.), а также релейной защиты оборудования электрической сети, внешней по отношению к ГОУ, в том числе в случае отключения оборудования, начиная с часа, в котором зарегистрирован факт срабатывания соответствующих автоматических устройств, и включая час восстановления нормального режима работы ГОУ.
При этом:
· при работе систем АРЧМ на ТЭС, участвующих в НПРЧ и АВРЧМ, признак участия в регулировании не регистрируется, а объем составляющей внешней инициативы отклонений, обусловленный управляющим воздействием соответствующей режимной автоматики, определяется в соответствии с п. 3.2. Приложения 3 к настоящему Порядку отдачи и регистрации команд;
· в случае отключения оборудования действием противоаварийной автоматики, а также релейной защиты оборудования электрической сети, внешней по отношению к ГОУ, и отклонении фактической нагрузки ГОУ от значения заданного УДГ данного ГОУ на величину, превышающую располагаемую мощность отключенного оборудования, объем дополнительного фактического отклонения относится на собственную инициативу;
· в случае отключения оборудования солнечных или ветровых электростанций вследствие отключения действием защит одной отходящей от шин электростанции линии электропередачи классом напряжения 110 (150) киловольт и ниже, которая в соответствии с техническим решением по выдаче мощности данной солнечной или ветровой электростанции является единственной линией, по которой может осуществляться выдача ее мощности, признак участия в регулировании ГОУ не присваивается.
4. во всех часах, в течение которых в отношении данного ГОУ действует диспетчерская команда <Максимум генерации> и фактическая нагрузка ГОУ равна или выше величины включенной мощности, учтенной в действующем ПБР-NN, включая час окончания исполнения следующей диспетчерской команды на изменение активной мощности. В противном случае, для целей корректного расчета отклонений регистрируется команда на загрузку ГОУ до величины включенной мощности, учтенной в действующем ПБР-NN, с инициативой внешней. Для ГОУ, расположенных в неценовых зонах оптового рынка, при формировании диспетчерского графика в период действия указанной команды учитывается актуальное на момент отдачи команды значение максимальной мощности;
5. во всех часах, в течение которых в отношении данного ГОУ действует диспетчерская команда <Минимум генерации> (<Загрузить до минимума регулировочного диапазона>) и фактическая нагрузка ГОУ равна или ниже величины технического минимума, определенного в соответствии с Порядком отдачи и регистрации команд (величине технологического минимума, учтенной в действующем ПБР-NN), включая час окончания исполнения следующей диспетчерской команды на изменение активной мощности. В противном случае, для целей корректного расчета отклонений регистрируется команда на разгрузку ГОУ до величины технического минимума (технологического минимума ГОУ, учтенного в действующем ПБР-NN), с инициативой внешней;
6. во всех часах, в течение которых по данному ГОУ осуществляется набор/сброс нагрузки в соответствии с диспетчерской командой <Аварийно установить генерацию «N» МВт с максимально допустимой скоростью> и фактическая нагрузка ГОУ равна или выше диспетчерского графика (в случае набора нагрузки), равна или ниже диспетчерского графика (в случае снижения нагрузки), сформированного с учетом номинальной скорости набора нагрузки;
7. во всех часах, в течение которых ГОУ однозначно соответствует ГТП генерации регулирующих ГАЭС, к которым относятся гидроаккумулирующие электростанции установленной мощностью более 1000 МВт, имеющие водохранилище с полезным объемом суточного регулирования, необходимым для выравнивания суточной неравномерности графика нагрузки (Загорская ГАЭС).
ГОУ однозначно соответствует ГТП генерации ГАЭС в каком-либо часу суток, если в этом часу для оборудования ГАЭС не была задана работа в двигательном режиме (режиме потребления), в том числе частично.
В часы работы ГАЭС в двигательном режиме (режиме потребления) признак участия в регулировании ГОУ ГАЭС не присваивается.
8. в часах фактического изменения нагрузки в течение периода участия оборудования данного ГОУ в плановых специальных испытаниях в соответствии с согласованными с Системным оператором программами испытаний и разрешенными диспетчерскими заявками на проведение указанных испытаний.
К плановым специальным испытаниям относятся:
· испытания сетевого, основного и вспомогательного оборудования, инициированные Системным оператором;
· испытания средств режимной и противоаварийной автоматики, а также проводимые участником непосредственно в рамках сертификационных испытаний соответствия оборудования требованиям стандартов НПРЧ и АВРЧМ;
· испытания релейной защиты.
При этом:
· объем отклонения фактической поставки электроэнергии, предусмотренный программой плановых специальных испытаний в рамках периода, указанного в разрешенной заявке на проведение испытаний и в пределах диапазона нагрузок, соответствующего согласованной программе испытаний (в т.ч. в случае полного отключения оборудования, если возможность такого отключения была указана в разрешенной заявке и программе испытаний), относится на внешнюю инициативу;
· объем отклонения фактической поставки электроэнергии от объема, предусмотренного программой плановых специальных испытаний (за рамками периода, указанного в разрешенной заявке на проведение испытаний и за пределами диапазона нагрузок, соответствующего согласованной программе испытаний), относится на собственную инициативу.
Отклонения, обусловленные проведением иных, не предусмотренных настоящим пунктом, испытаний энергетического оборудования могут быть зарегистрированы только с собственной инициативой.
При наличии признака участия в регулировании на собственную инициативу относится та часть объемов отклонений фактической поставки электроэнергии от объема, определенного в ПБР, которая обусловлена следующими причинами:
- ограничениями диапазона регулирования активной мощности по техническим причинам, в том числе в связи с аварийными отключениями оборудования, в период времени до момента учета изменений состава/параметров генерирующего оборудования, вызванных указанными аварийными отключениями, в расчете ПБР-NN;
- некорректной работой систем автоматического регулирования;
- исполнением соответствующей диспетчерской команды не в полном объеме.
Приложение 5 Общие правила присвоения фактическим пускам генерирующего оборудования признака инициатора пуска (включения в сеть)
Настоящие Общие правила присвоения фактическим пускам генерирующего оборудования признака инициатора пуска (включения в сеть) (далее – Общие правила присвоения признака пуска) определяют порядок присвоения Системным оператором по итогам каждых операционных суток в отношении каждого фактического включения в сеть генерирующего оборудования одного из следующих признаков:
o ПВ – пуск по внешней инициативе;
o ПС – пуск по собственной инициативе.
К пускам по внешней инициативе (ПВ) относятся включения в сеть генерирующего оборудования, инициированные Системным оператором при планировании или управлении режимом работы ЕЭС России.
Признак ПВ присваивается в случаях:
· включения генерирующего оборудования в сеть по команде диспетчера СО, в том числе после ремонтов;
· планового включения генерирующего оборудования в сеть, учтенного на этапе актуализации расчетной модели (формирования ПДГ) и при наличии статуса «режимный генератор», присвоенного на этапе ВСВГО;
· планового включения генерирующего оборудования в сеть, предусмотренного на этапе актуализации расчетной модели (формирования ПДГ), включение которого является результатом расчета ВСВГО или осуществлено с применением ранжированных перечней на включение и отключение генерирующего оборудования.
К пускам по собственной инициативе (ПС) относятся включения в сеть генерирующего оборудования, инициированные участниками оптового рынка.
Признак ПС присваивается в случаях:
· планового включения в сеть для проведения приемо-сдаточных испытаний после капитального или среднего ремонта;
· планового включения генерирующего оборудования в сеть, предусмотренного на этапе актуализации расчетной модели (формирования ПДГ), при наличии признака «вынужденное состояние», учтенного при планировании, в том числе по условиям обеспечения минимального уровня нагрузки или минимально необходимого состава оборудования по требованию участника оптового рынка;
· непланового включения генерирующего оборудования в сеть, по запросу участника оптового рынка: для работы в теплофикационном режиме, для проведения испытаний генерирующего оборудования, кроме плановых специальных испытаний, по условиям топливообеспечения, в связи с режимом работы связанного промышленного оборудования и т.п.;
· разрешенного Системным оператором по запросу участника фактического пуска генерирующего оборудования позднее времени, учтенного в ПДГ (с часа N) или заданного командой диспетчера (в часовом интервале от N-1 до N).
Разрешенный Системным оператором по запросу участника фактический пуск генерирующего оборудования ранее времени, учтенного в ПДГ или заданного командой диспетчера, в том числе после ремонтов или для целей проведения испытаний с последующим согласованным с Системным оператором оставлением ЕГО в работе, но в пределах соответствующих операционных суток, считается соответствующим запланированному или заданному командой и не изменяет признак инициатора пуска.
Заданный командой диспетчера или учтенный в плановом графике пуск ЕГО считается фактически состоявшимся в данном часе, если на конец предыдущего часового интервала зарегистрировано фактическое отключенное состояние ЕГО, а на конец данного часового интервала зарегистрировано фактическое включенное состояние ЕГО.
Приложение 6 Регламент взаимодействия Системного оператора и участников оптового рынка при оформлении Актов о снижении (изменении) потребления (поставки) электроэнергии по внешней инициативе
Настоящий Регламент устанавливает:
- порядок определения составляющей величины отклонения фактического потребления электроэнергии/сальдо перетоков электроэнергии по сечению экспорта-импорта от планового почасового объема, обусловленного управляющими воздействиями противоаварийной и режимной автоматики из-за внешнего для электроэнергетического объекта участника оптового рынка события, а также вводом графиков временного отключения и аварийного ограничения потребления (отклонение по внешней инициативе);
- процедуру взаимодействия Системного оператора и участника оптового рынка при оформлении Актов о снижении потребления электроэнергии по внешней инициативе, обусловленном управляющими воздействиями противоаварийной и режимной автоматики, а также вводом графиков аварийного ограничения потребления, Актов о снижении поставки электроэнергии по внешней инициативе по сечению экспорта–импорта, обусловленном управляющими воздействиями противоаварийной и режимной автоматики, Актов об изменении поставки электроэнергии по внешней инициативе, обусловленном изменением нагрузки объекта генерации, осуществляющего поставку электрической энергии на розничном рынке.
1. Снижение потребления (поставки) электроэнергии, обусловленное управляющими воздействиями противоаварийной автоматики, а также вводом графиков аварийного ограничения потребления
1.1. Составляющая величины отклонения по внешней инициативе при наличии снижения потребления участника оптового рынка и/или прекращения/снижения поставки электроэнергии по сечению экспорта-импорта, обусловленных управляющими воздействиями противоаварийной и режимной автоматики, определяется Системным оператором только при наличии представленного участником Акта расследования технологического нарушения, ставшего причиной снижения поставки электроэнергии (далее Акта расследования) при условии, что снижение произошло из-за:
- действия противоаварийной автоматики:
· автоматики предотвращения нарушения устойчивости;
· автоматики ограничения снижения напряжения;
· автоматики ограничения перегрузки оборудования);
- ввода графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности).
Порядок оформления Акта расследования установлен Правилами расследования причин аварий в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства РФ от 28.10.2009 №846 (далее по тексту - Правила), в соответствии с которыми расследование (выяснение) причины аварии проводится:
· органом федерального государственного энергетического надзора – в случае, если в результате аварии произошли события, перечисленные в п.4 Правил.
· собственником, иным законным владельцем объекта электроэнергетики и (или) энергопринимающей установки либо эксплуатирующая их организация – в случае, если в результате аварии произошли события, перечисленные в п.5 Правил.
В случае ввода графиков временного отключения и аварийного ограничения потребления участник оптового рынка направляет запрос в соответствующие сетевые организации, энергоснабжающие организации, собственникам и иным законным владельцам электрических станций, к шинам или распределительным устройствам которых присоединены энергопринимающие устройства потребителей, осуществляющим фактические действия по вводу аварийных ограничений по команде (распоряжению) Системного оператора, о предоставлении Акта о почасовых объемах фактически введенных ограничений (далее – Акт введенных ограничений).
1.2. Не позднее чем через 60 суток со дня снижения потребления (прекращения/снижения поставки электроэнергии по сечению экспорта-импорта) участник оптового рынка представляет в диспетчерский центр Системного оператора (Филиал АО «СО ЕЭС» РДУ или ОДУ):
1.2.1. в отношении ГТП потребления:
- копию Акта расследования или Акта введенных ограничений;
- почасовые величины отклонений фактических почасовых объемов потребления электроэнергии от величины планового почасового потребления электроэнергии
1.2.2. в отношении сечения экспорт/импорта:
- копию Акта расследования,
- почасовые величины отклонений фактических почасовых объемов сальдо перетоков электроэнергии по сечению экспорта-импорта от плановых величин.
1.3. Рассмотрение обращения участника выполняется:
· при снижении потребления - диспетчерским центром Системного оператора (Филиалом АО «СО ЕЭС» РДУ), в операционной зоне которого расположены соответствующие группы точек поставки потребления участника.
· в случае прекращения/снижения поставки электроэнергии по сечению экспорта-импорта - диспетчерским центром Системного оператора (Филиалом АО «СО ЕЭС» ОДУ или РДУ), в оперативном управлении которого находится сечение экспорта-импорта, по которому произошло снижение поставки электроэнергии.
1.4. В течение 3 (трех) рабочих дней после представления участником оптового рынка документов, указанных в п.1.2:
1.4.1. Соответствующий диспетчерский центр Системного оператора (Филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ или РДУ):
- определяет величины отклонений по электроэнергии, используя:
· имеющуюся оперативную информацию за период действия противоаварийной автоматики и/или ввода ограничений;
· данные телеинформации (ТИ), автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ),
- оформляет:
· при снижении потребления - Акт о снижении потребления электроэнергии по внешней инициативе, обусловленном управляющими воздействиями противоаварийной и режимной автоматики, а также вводом графиков аварийного ограничения потребления (далее - Акт о снижении потребления) в соответствии с Приложением I к настоящему Регламенту;
· при прекращении/снижении поставки электроэнергии по сечению экспорта-импорта - Акт о снижении поставки электроэнергии по внешней инициативе по сечению экспорта–импорта, обусловленном управляющими воздействиями противоаварийной и режимной автоматики (далее - Акт о снижении поставки по сечению экспорта-импорта) в соответствии с Приложением II к настоящему Регламенту,
- обеспечивает согласование оформленного со своей стороны Акта о снижении потребления или Акта о снижении поставки по сечению экспорта-импорта с вышестоящим диспетчерским центром Системного оператора (Филиалом АО «СО ЕЭС» ОДУ) и направляет на согласование участнику оптового рынка, либо направляет участнику оптового рынка мотивированный отказ в его оформлении.
1.4.2. После получения подписанного всеми сторонами Акта о снижении потребления или Акт a о снижении поставки по сечению экспорта-импорта, Системный оператор направляет Коммерческому оператору
при снижении потребления:
· данные об отклонении потребления по внешней инициативе в виде документа установленного формата с использованием электронной подписи;
· копию Акта о снижении потребления с приложением копии Акта расследования и/или Акта введенных ограничений.
при прекращении/снижении поставки электроэнергии по сечению экспорта-импорта:
· копию Акта о снижении поставки по сечению экспорта-импорта и копию Акта расследования.
Дата добавления: 2020-11-15; просмотров: 294; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!