Проект Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении Правил определения объемов и размещения резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима" (подготовлен Минэнерго России 31.01.2018)

Досье на проект

В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 1, ст. 37; 2006, N 52, ст. 5498; 2007, N 45, ст. 5427; 2008, N 29, ст. 3418; N 52, ст. 6236; 2009, N 48, ст. 5711; 2010, N 11, ст. 1175; N 31, ст. 4156, 4157, 4158, 4160; 2011, N 1, ст. 13; N 7, ст. 905; N 11, ст. 1502; N 23, ст. 3263; N 30, ст. 4590, 4596; N 50, ст. 7336, 7343; 2012, N 26, ст. 3446; N 27, ст. 3587; N 53 (часть I), ст. 7616; 2013, N 14, ст. 1643; N 45, ст. 5797; N 48, ст. 6165; 2014, N 16, ст. 1840 ; N 30 (часть I), ст. 4218; N 42, ст. 5615; 2015, N 1 (часть I), ст. 19; N 27, ст. 3951; N 29 (часть I), ст. 4350, 4359; N 45, ст. 6208; 2016, N 1 (часть I), ст. 70; N 14, ст. 1904; N 18, ст. 2508; N 26 (часть I), ст. 3865; N 27 (часть I), ст. 4201; 2017, N 1 (часть I), ст. 49) и постановлением Правительства Российской Федерации от 2 марта 2017 г. N 244 "О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru, 06.03.2017) приказываю:

1. Утвердить прилагаемые Требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по определению объемов и размещению резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима".

2. Настоящий приказ вступает в силу по истечении месяца после дня его официального опубликования.

Министр

А.В. Новак

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минэнерго России
от "__" ____ 2017 г. N ___

Требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по определению объемов и размещению резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима"

I. Общие положения

1. Настоящие Требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по определению объемов и размещению резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима" (далее -Методические указания) устанавливают требования к определению нормативных и плановых объемов резервов активной мощности, размещению плановых объемов резервов активной мощности (кроме резерва третичного регулирования) при краткосрочном планировании и определению фактических объемов резервов активной мощности.

2. Методические указания должны применяться системным оператором при выборе состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве, и планировании электроэнергетического режима Единой энергетической системы России на операционные сутки и периоды в пределах операционных суток на территории:

первой синхронной зоны Единой энергетической системы России;

второй синхронной зоны Единой энергетической системы России;

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

3. В настоящих Методических указаниях применены понятия в соответствии с законодательством Российской Федерации в сфере электроэнергетики, а также понятия, указанные в приложении к настоящим Методическим указаниям.

4. В настоящих Методических указаниях применены следующие сокращения:

АВРЧМ - автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности;

АЧР - автоматика частотной разгрузки;

ВСВГО - выбор состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ЕЭС России - Единая энергетическая система России;

НПРЧ - нормированное первичное регулирование частоты;

ПА - противоаварийная автоматика;

РВР - резерв вторичного регулирования;

РПР - резерв первичного регулирования;

РТР - резерв третичного регулирования;

ТЭС - тепловая электростанция;

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

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

частота - частота электрического тока.

5. Определение нормативных и плановых объемов РПР, РВР, РТР, и размещение плановых объемов РПР и РВР должно осуществляться системным оператором на всех этапах краткосрочного планирования.

6. Выполнение требований к определению нормативных, плановых и фактических объемов РПР, РВР и РТР на загрузку и на разгрузку, а также требований к размещению резервов, установленных настоящими Методическими указаниями, должно обеспечиваться для каждого периода планирования.

II. Резерв первичного регулирования

7. Для первой синхронной зоны ЕЭС России нормативный объем РПР должен соответствовать величине, определенной органом Электроэнергетического совета Содружества Независимых Государств, уполномоченным на согласование принципов управления и осуществление оперативно-технологической координации совместной работы энергосистем стран Содружества Независимых Государств и Балтии.

8. Во второй синхронной зоне РПР не нормируется в связи с отсутствием генерирующего оборудования, имеющего техническую возможность участия в НПРЧ.

9. Планирование РПР должно осуществляться для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты, за исключением второй синхронной зоны ЕЭС России, путем размещения РПР на единицах генерирующего оборудования, находящихся в области регулирования.

10. Размещение РПР должно осуществляться только на единицах генерирующего оборудования, в отношении которых имеются техническая возможность и договорные обязательства по предоставлению услуг по участию в НПРЧ.

В случае если суммарные объемы первичной мощности на генерирующем оборудовании, в отношении которого имеются техническая возможность и договорные обязательства по предоставлению услуг по участию в НПРЧ, превышают нормативный объем РПР, РПР должен размещаться на генерирующем оборудовании с учетом результатов его ранжирования, осуществляемого в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

11. Размещение РПР на единицах генерирующего оборудования должно осуществляться системным оператором посредством задания максимальной и минимальной активной мощности, отличной от заявленной участниками оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - оптовый рынок) в уведомлениях о составе и параметрах генерирующего оборудования в соответствии с технологическими параметрами оборудования и требованиями договоров об оказании услуг по участию в НПРЧ.

12. Плановый объем РПР должен определяться как сумма размещенных РПР на единицах генерирующего оборудования, находящихся в области регулирования, и должен быть не менее нормативного объема РПР.

13. При невозможности размещения нормативного объема РПР на единицах генерирующего оборудования, соответствующих требованиям, установленным пунктом 10 настоящих Методических указаний, плановый объем РВР должен быть увеличен на величину разницы между нормативным и размещенным объемом РПР.

14. Фактический объем РПР должен определяться для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты, за исключением второй синхронной зоны ЕЭС России.

Фактический объем РПР должен определяться как сумма фактических РПР на всех единицах генерирующего оборудования, техническое состояние которого обеспечивает при наличии необходимых условий реализацию размещенного на нем РПР.

III. Резерв вторичного регулирования

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

16. Нормативный объем РВР на загрузку должен определяться как наибольшее из следующих значений:

расчетного небаланса мощности, связанного с отключением генерирующего оборудования с наибольшей рабочей мощностью в области регулирования, с учетом реализации управляющих воздействий ПА (за исключением АЧР);

объема управляющих воздействий от устройств (комплексов) ПА на отключение генерирующего оборудования в области регулирования при единичном нормативном возмущении;

нерегулярных отклонений мощности и динамической погрешности регулирования баланса мощности.

17. Нормативный объем РВР на разгрузку должен определяться равным значению нерегулярных отклонений мощности и динамической погрешности регулирования баланса мощности.

18. Значение величины нерегулярных отклонений мощности и динамической погрешности регулирования баланса мощности должно определяться системным оператором для каждой области регулирования по следующей формуле:

1. 

,

где:

-   активная мощность потребления, МВт;

- коэффициент, зависящий от скорости изменения потребления активной мощности в области регулирования.

Значение коэффициента должно приниматься равным

6 - в часы переменной части графика нагрузки (диспетчерские интервалы), на которых скорость изменения потребления в области регулирования составляет более 3 % от в час;

3 - в остальные часы суток.

19.  Планирование РВР должно осуществляться для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты или внешних перетоков активной мощности, путем размещения РВР на генерирующем оборудовании, находящемся в области регулирования.

20. При невозможности размещения нормативного объема РПР, определяемого в соответствии с главой II настоящих Методических указаний, на включенном генерирующем оборудовании плановый объем РВР должен быть увеличен на величину разницы между нормативным объемом РПР и размещенным объемом РПР.

21. Плановый объем РВР должен определяться равным сумме размещенных РВР на генерирующем оборудовании, находящемся в области регулирования, за исключением объема невыпускаемых резервов, определенного в соответствии с требованиями главы V настоящих Методических указаний.

22. Плановый объем РВР должен быть не менее нормативного объема РВР.

23. Плановый объем РВР должен быть размещен на следующих электростанциях (в порядке снижения приоритета):

а)  ГЭС, подключенных к ЦКС АРЧМ (к ЦС АРЧМ, управляемым по командам ЦКС АРЧМ) в режиме регулирования частоты или перетоков активной мощности;

б) ТЭС, подключенных к ЦКС АРЧМ (к ЦС АРЧМ, управляемым по командам ЦКС АРЧМ) в режиме регулирования частоты или перетоков активной мощности, генерирующее оборудование которых имеет техническую возможность и в отношении которых имеются договорные обязательства по предоставлению услуг по участию в АВРЧМ.

24. Размещение РВР на генерирующем оборудовании должно осуществляться системным оператором посредством задания максимальной и минимальной активной мощности, отличной от заявленной участниками оптового рынка электрической энергии и мощности в уведомлениях о составе и параметрах генерирующего оборудования в свободной от размещения РПР части регулировочного диапазона для ТЭС в соответствии с технической возможностью и требованиями договоров об оказании услуг по участию в АВРЧМ.

25. При невозможности размещения нормативного объема РВР на электростанциях, подключенных к ЦКС АРЧМ (к ЦС АРЧМ, управляемым по командам ЦКС АРЧМ), минимальный объем РВР, размещенный на электростанциях, подключенных к ЦКС АРЧМ (к ЦС АРЧМ, управляемым по командам ЦКС АРЧМ), должен быть определен системным оператором.

26. В период наступления половодья приоритетность размещения РВР на ГЭС и ТЭС может быть изменена системным оператором с целью наиболее полного использования водных ресурсов.

27. Фактический объем РВР должен определяться для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты или внешних перетоков активной мощности.

Фактический объем РВР в каждой области регулирования должен определяться как сумма РВР на генерирующем оборудовании, на котором размещен РВР, за исключением объема невыпускаемых резервов, определенного в соответствии с требованиями главы V настоящих Методических указаний.

IV. Резерв третичного регулирования

28. Нормативный объем РТР должен определяться для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты.

29. Нормативный объем РТР на загрузку для первой синхронной зоны ЕЭС России должен определяться как сумма следующих величин:

объема резерва на загрузку, необходимого для восстановления объема РВР, принимаемого равным нормативному объему РВР на загрузку, определенному в соответствии с требованиями главы III настоящих Методических указаний;

статистической величины погрешности прогнозирования потребления активной мощности;

расчетного небаланса мощности, связанного с отключением генерирующего оборудования с наибольшей рабочей мощностью в области регулирования, следующего за отключением, учтенным в пункте 16 настоящих Методических указаний, с учетом реализации управляющих воздействий ПА (за исключением АЧР).

30. Нормативный объем РТР на загрузку для второй синхронной зоны ЕЭС России должен определяться как сумма следующих величин:

статистической величины погрешности прогнозирования потребления электрической мощности;

расчетного небаланса мощности, связанного с отключением генерирующего оборудования с наибольшей рабочей мощностью в области регулирования, следующего за отключением, учтенным в пункте 16 настоящих Методических указаний, с учетом реализации управляющих воздействий ПА (за исключением АЧР).

31. Нормативный объем РТР на разгрузку для первой синхронной зоны ЕЭС России должен определяться как сумма следующих величин:

объема резерва на разгрузку, необходимого для восстановления объема РВР, принимаемого равным нормативному объему РВР на разгрузку, определенному в соответствии с требованиями главы III настоящих Методических указаний;

статистической величины погрешности прогнозирования потребления активной мощности;

расчетного небаланса мощности, связанного с отключением нагрузки потребителя (совокупности потребителей) с наибольшей мощностью потребления в области регулирования с учетом реализации управляющих воздействий ПА.

32. Нормативный объем РТР на разгрузку для второй синхронной зоны ЕЭС России должен определяться как сумма следующих величин:

статистической величины погрешности прогнозирования потребления электрической мощности;

расчетного небаланса мощности, связанного с отключением узла потребления в области регулирования с учетом реализации управляющих воздействий ПА.

33. Статистическая величина погрешности прогнозирования потребления электрической мощности должна находиться в диапазоне от 0,5 до 2,5 процентов от прогнозируемой максимальной мощности потребления в области регулирования.

Величина статистической величины погрешности прогнозирования потребления активной мощности должна определяться системным оператором в пределах указанного диапазона с учетом периода, на который выполняется прогнозирование, и прогнозируемых погодных условий.

34. Планирование РТР должно осуществляться для каждой области регулирования, в которой осуществляется регулирование частоты, в соответствии с требованиями, указанными в настоящей главе Методических указаний, посредством выбора состава включенного генерирующего оборудования.

35. Плановый объем РТР (за исключением внутрисуточного планирования на период времени до х + 8 часов) должен определяться как максимальная величина из нормативного объема РТР и минимального объема РТР, предназначенного для регулирования перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в соответствии с пунктом 39 настоящих Методических указаний.

36. В плановом объеме РТР должен учитываться свободный от размещения РПР и РВР регулировочный диапазон включенного генерирующего оборудования ТЭС, а также остановленного генерирующего оборудования ТЭС, обеспеченного энергоресурсами на время работы не менее нормативного времени пуска из холодного резерва и набора нагрузки другого блочного генерирующего оборудования ТЭС. Для первой синхронной зоны ЕЭС России указанное время должно составлять не менее 8 часов, для второй синхронной зоны ЕЭС России - не менее 11 часов.

37. При размещении объема РТР во второй синхронной зоне ЕЭС России в плановом объеме РТР должен учитываться свободный от размещения РВР регулировочный диапазон генерирующего оборудования ГЭС, имеющего возможность участия в третичном регулировании.

38. Плановый объем РТР должен определяться как сумма РТР на генерирующем оборудовании, находящемся в области регулирования, за исключением:

РТР на генерирующем оборудовании на ТЭС, имеющих объем запасов топлива ниже неснижаемого нормативного запаса топлива;

РТР на генерирующем оборудовании на монотопливных ТЭС, имеющих ограничения по суточной выработке электрической энергии, вне зависимости от наличия неиспользованного регулировочного диапазона;

РТР на генерирующем оборудовании, находящемся на территории неценовых зон оптового рынка (для первой синхронной зоны ЕЭС России).

39. Для исключения длительного превышения максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, вызванного снижением максимально допустимых перетоков активной мощности в указанных сечениях вследствие единичных нормативных возмущений или увеличением фактических перетоков активной мощности, вызванных небалансами активной мощности вследствие единичных нормативных возмущений, при планировании должна быть обеспечена достаточность объемов РТР, размещаемых на электростанциях (группах электростанций), изменение технологических режимов работы которых оказывает непосредственное влияние на переток активной мощности в указанных контролируемых сечениях с учетом их пропускной способности.

Минимально необходимая величина объема РТР, доступного для размещения на таких электростанциях (группах электростанций), должна обеспечивать требуемое изменение перетоков активной мощности в указанных контролируемых сечениях в течение не менее 8 часов для первой синхронной зоны ЕЭС России и не менее 11 часов для второй синхронной зоны ЕЭС России.

40. Перечень контролируемых сечений электрической сети, для которых должна осуществляться проверка выполнения требований пункта 39 настоящих Методических указаний, включая перечень электростанций (групп электростанций), изменение технологических режимов работы которых оказывает непосредственное влияние на переток активной мощности в указанных контролируемых сечениях, должен определяться системным оператором.

41. Минимально необходимый объем РТР в первой синхронной зоне ЕЭС России должен определяться на этапе проведения ВСВГО как сумма планового объема РТР, полученного в соответствии с пунктом 35 настоящих Методических указаний, и величины снижения рабочей мощности.

Величина снижения рабочей мощности должна определяться как сумма среднего значения рабочей мощности генерирующего оборудования, аварийно (непланово) отключенного и не включенного в сеть в связи с прекращением пусковых операций, определяемого ежемесячно, и среднего значения неплановых ограничений рабочей мощности генерирующего оборудования, определяемого еженедельно.

Не менее 70 процентов минимально необходимого объема РТР должно размещаться на генерирующем оборудовании, находящемся в Центральной части Европейской территории первой синхронной зоны ЕЭС России, с учетом пропускной способности контролируемых сечений электрической сети.

42. При размещении объема РТР в первой синхронной зоне ЕЭС России в случае, если плановый объем РТР на генерирующем оборудовании, определенный в соответствии с требованиями пунктов 36 и 38 настоящих Методических указаний, составляет менее нормативного, системным оператором должна выполняться проверка достаточности регулировочного диапазона на ГЭС, имеющих возможность участия в третичном регулировании (за вычетом размещенных на ГЭС объемов РПР и РВР).

43. Перечень ГЭС, имеющих возможность участия в третичном регулировании, должен определяться системным оператором исходя из условия соответствия ГЭС одновременно следующим требованиям:

наличие необходимой емкости водохранилища (запасов гидроресурсов) и притока воды в водохранилище для обеспечения выдачи третичного резерва мощности в течение нормативного времени пуска из холодного резерва и набора нагрузки другого блочного генерирующего оборудования ТЭС (но не менее 8 часов для первой синхронной зоны ЕЭС России и не менее 11 часов для второй синхронной зоны ЕЭС России) без нарушения режима работы гидроузлов ГЭС, установленного федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на осуществление функций по оказанию государственных услуг и управлению федеральным имуществом в сфере водных ресурсов (далее - уполномоченный орган власти в сфере водных ресурсов), или правилами использования водных ресурсов водохранилищ;

возможность компенсации израсходованных гидроресурсов в рамках режима, установленного уполномоченным органом власти в сфере водных ресурсов, в последующий период (следующие сутки или иной интервал регулирования, установленный уполномоченным органом власти в сфере водных ресурсов);

наличие достаточной емкости в нижерасположенных водохранилищах в каскаде ГЭС, позволяющей аккумулировать повышенный приток без нарушения режима работы, установленного уполномоченным органом власти в сфере водных ресурсов или правилами использования водных ресурсов водохранилищ, и без холостых сбросов воды;

отсутствие установленных уполномоченным органом власти в сфере водных ресурсов или правилами использования водных ресурсов водохранилищ водохозяйственных ограничений, не позволяющих использовать регулировочные емкости водохранилища и регулировочный диапазон ГЭС для третичного регулирования.

44. На всех этапах краткосрочного планирования должна осуществляться оценка достаточности объема РТР в каждой области регулирования с учетом определения объема невыпускаемых резервов, в соответствии с требованиями главы V настоящих Методических указаний.

45. Фактический объем РТР должен определяться для каждой области регулирования, в которой производится регулирование частоты, как сумма РТР на генерирующем оборудовании ТЭС и ГЭС (для второй синхронной зоны ЕЭС России), за исключением:

РТР на генерирующем оборудовании на ТЭС, имеющих объем запасов топлива ниже неснижаемого нормативного запаса топлива;

РТР на генерирующем оборудовании на монотопливных ТЭС, имеющих ограничения по суточной выработке электрической энергии, вне зависимости от наличия неиспользованного регулировочного диапазона;

РТР на генерирующем оборудовании, находящемся на территории неценовых зон оптового рынка (для первой синхронной зоны ЕЭС России).

V. Определение объема невыпускаемых резервов

46. Определение объема невыпускаемых резервов должно осуществляться при планировании и определении фактического объема РВР, РТР на загрузку.

47. Объем невыпускаемых резервов должен определяться с учетом сетевых ограничений, не позволяющих обеспечить реализацию запланированного (фактического) резерва, размещенного на электростанциях (группах электростанций), расположенных в объединенной энергосистеме (частях объединенной энергосистемы), ограниченной (ограниченных) контролируемыми сечениями электрической сети, определенными системным оператором.

48. Объем невыпускаемых РВР и (или) РТР должен определяться как разница между запланированным (фактическим) объемом РВР и (или) РТР и реализуемым с учетом сетевых ограничений объемом РВР и (или) РТР соответственно.

Приложение
к Методическим указаниям по определению объемов и размещению
резервов активной мощности в Единой энергетической системе России
при краткосрочном планировании электроэнергетического режима

Понятия, используемые в Методических указаниях по определению объемов и размещению резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима

Вторая синхронная зона ЕЭС России - часть ЕЭС России, включающая в себя объединенную энергосистему Востока, которая работает изолированно от первой синхронной зоны;

вторичная мощность - величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при вторичном регулировании;

вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (вторичное регулирование) - процесс автоматического или оперативного изменения активной мощности генерирующего оборудования для восстановления заданного значения частоты или заданного значения внешнего перетока области регулирования;

внешний переток области регулирования - алгебраическая сумма перетоков активной мощности по всем связям (сальдо переток) или части связей, соединяющих область регулирования со смежными частями синхронной зоны;

небаланс мощности области регулирования - отклонение от планового баланса активной мощности области регулирования по любой причине, вызывающее отклонение частоты от заданного значения в синхронной зоне и отклонение внешнего перетока данной области регулирования от заданного значения с учетом коррекции по частоте;

нормативное возмущение - аварийное возмущение, учет которого необходим при проведении расчетов электроэнергетических режимов и устойчивости энергосистемы;

нормативный объем резерва - величина резерва мощности, минимально необходимая для обеспечения надежного функционирования энергосистемы в нормальном режиме и в послеаварийных режимах после нормативных возмущений. Нормативный объем резерва определяется для первичного, вторичного и третичного регулирования;

нормированное первичное регулирование частоты - первичное регулирование, осуществляемое выделенным генерирующим оборудованием в пределах заданных резервов первичного регулирования в соответствии с характеристиками (параметрами), заданными для нормированного первичного регулирования частоты;

область регулирования - синхронная зона, в которой осуществляется регулирование частоты, или часть синхронной зоны, в которой осуществляется регулирование внешнего перетока активной мощности;

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

первичная мощность - величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при первичном регулировании;

первичное регулирование частоты (первичное регулирование) - процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения;

расчетный небаланс мощности - максимальная величина небаланса активной мощности, возникновение которого возможно в области регулирования в результате нормативных возмущений, используемая для расчетов резервов первичного, вторичного и третичного регулирования;

регулировочный диапазон - интервал допустимых нагрузок генерирующего оборудования по активной мощности для нормальных условий его эксплуатации, при которых параметры генерирующего оборудования находятся в допустимых пределах;

резерв вторичного регулирования - часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для вторичного регулирования;

резерв первичного регулирования - максимальная величина гарантированного изменения активной мощности генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку соответственно при понижении или повышении частоты относительно заданного значения;

резерв третичного регулирования - часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для третичного регулирования;

связь - последовательность элементов электрической сети (линий электропередачи, трансформаторов (автотрансформаторов), систем (секций) шин, коммутационных аппаратов), соединяющих две части энергосистемы;

сечение - совокупность элементов одной или нескольких связей;

синхронная зона - совокупность всего синхронно работающего генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, имеющих общую частоту электрического тока;

первая синхронная зона ЕЭС России - часть ЕЭС России, включающая в себя все объединенные энергосистемы, кроме объединенной энергосистемы Востока;

третичное регулирование мощности (третичное регулирование) - Процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования;

фактический объем резерва - расчетная величина резерва активной мощности, определяемая с учетом фактической загрузки генерирующего оборудования.