чем должно обеспечиваться вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности
Чем должно обеспечиваться вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы
РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Нормы и требования
United power system and isolated power systems. Operative-dispatch management. Frequency control and control of active power. Norms and requirements
Дата введения 2014-09-01
1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы», Открытым акционерным обществом «Энергетический институт им.Г.М.Кржижановского», Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт стандартизации и сертификации в машиностроении»
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 007 «Системная надежность в электроэнергетике»
ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25.12.2019 N 1476-ст c 01.03.2020
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 3, 2020
1 Область применения
1.2 Настоящий стандарт определяет для ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем России требования:
— к регулированию частоты электрического тока и перетоков активной мощности;
— к субъектам оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и собственникам объектов электроэнергетики при организации и осуществлении регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности;
— к генерирующему оборудованию, участвующему в регулировании частоты электрического тока и перетоков активной мощности.
1.3 Требования настоящего стандарта должны учитываться проектными, научно-исследовательскими и другими организациями Российской Федерации, осуществляющими проектирование строительства, реконструкции, модернизации объектов электроэнергетики, разработку систем регулирования частоты и перетоков активной мощности.
2 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины и определения:
2.1 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.
2.2 вторичная мощность: Величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при вторичном регулировании.
2.3 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.
2.4 вынужденный режим энергосистемы: Электроэнергетический режим энергосистемы, характеризующийся снижением запасов устойчивости в нормальном режиме и возможностью нарушения устойчивости в послеаварийном режиме.
2.5 зона нечувствительности первичного регулирования: Максимальная величина изменения частоты вращения турбин от любого ее исходного значения в любом направлении ее изменения, при которой не гарантируется участие генерирующего оборудования в первичном регулировании. Зона нечувствительности первичного регулирования складывается из максимальной погрешности измерения частоты вращения турбин и нечувствительности первичных регуляторов.
2.6 квазиустановившееся значение параметра: Усредненное на 20-секундном временном интервале значение параметра.
2.7 контролируемое сечение: Совокупность линий электропередачи и других элементов сети, определяемых диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, перетоки активной мощности по которым контролируются и/или регулируются в целях обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы линий электропередачи и оборудования.
2.8 коррекция по частоте: Величина изменения регулируемого параметра (активной мощности генерирующего оборудования, внешнего перетока области регулирования) относительно заданного значения, обусловленная отклонением частоты от заданного значения.
2.9 коэффициент коррекции по частоте: Задаваемый для области регулирования коэффициент линейной зависимости суммарной первичной мощности изменения мощности потребления области регулирования от отклонения частоты.
2.10 крутизна статической частотной характеристики (крутизна СЧХ): Коэффициент линеаризованной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления области регулирования от изменения частоты.
2.11 «мертвая полоса» первичного регулирования: Задаваемая величина отклонения частоты от номинального значения, при котором не требуется первичное регулирование. При заданном значении частоты минимальное значение «мертвой полосы» первичного регулирования равно зоне нечувствительности первичного регулирования.
2.12 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.
2.13 независимые каналы связи: Каналы связи, организация которых исключает возможность их одновременного отказа (вывода из работы) по общей причине.
2.14 нерегулярные отклонения мощности: Отклонения фактического баланса активной мощности области регулирования от планового в нормальном режиме работы энергосистемы, вызываемые непрогнозируемыми изменениями потребления активной мощности и отклонениями активной мощности генерирующего оборудования от плановых значений при действии автоматических регуляторов.
2.15 номинальная частота: Значение частоты 50 Гц.
2.16 нормальный режим энергосистемы: Электроэнергетический режим энергосистемы, при котором значения технических параметров режима энергосистемы находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются нормативные оперативные резервы мощности и запасы топлива на электростанциях, обеспечивается электроснабжение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии.
2.17 нормированное первичное регулирование частоты: Первичное регулирование, осуществляемое выделенным генерирующим оборудованием в пределах заданных резервов первичного регулирования с характеристиками (параметрами), заданными для нормированного первичного регулирования частоты.
2.18 область регулирования: Синхронная зона, в которой осуществляется регулирование частоты, или часть синхронной зоны, в которой осуществляется регулирование внешнего перетока активной мощности.
2.19 общее первичное регулирование частоты: Первичное регулирование, осуществляемое генерирующим оборудованием в пределах имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования с характеристиками (параметрами), заданными для общего первичного регулирования частоты.
2.20 первичная мощность: Величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при первичном регулировании.
2.21 первичное регулирование частоты (первичное регулирование): Процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения.
2.22 первичные регуляторы: Автоматические регуляторы частоты вращения турбин и регуляторы активной мощности, обеспечивающие первичное регулирование генерирующего оборудования.
2.23 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.
2.24 регулировочный диапазон: Интервал допустимых нагрузок генерирующего оборудования по активной мощности для нормальных условий его эксплуатации, при которых параметры генерирующего оборудования находятся в допустимых пределах.
2.25 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.
2.26 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.
2.27 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.
2.28 связь (в электрической сети): Последовательность элементов электрической сети [линий электропередачи, трансформаторов, систем (секций) шин, коммутационных аппаратов], соединяющих две части энергосистемы.
2.29 сечение (в электрической сети): Совокупность сетевых элементов одной или нескольких связей.
2.30 синхронная зона: Совокупность всего синхронно работающего генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, имеющих общую частоту электрического тока.
2.31 первая синхронная зона ЕЭС России: Часть ЕЭС России, включающая в себя все объединенные энергосистемы, кроме объединенной энергосистемы Востока.
2.32 вторая синхронная зона ЕЭС России: Часть ЕЭС России, включающая в себя объединенную энергосистему Востока, которая работает изолированно от первой синхронной зоны.
2.33 статизм первичного регулирования: Коэффициент, определяющий зависимость изменения активной мощности генерирующего оборудования под воздействием регулятора частоты вращения турбины (регулятора мощности) от изменения частоты.
2.34 третичное регулирование мощности (третичное регулирование): Процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования.
2.35 частота: Значение частоты электрического тока.
2.36 автоматическое астатическое регулирование частоты: Вид вторичного регулирования, при котором поддержание заданного значения частоты осуществляется исключительно системами автоматического управления активной мощностью генерирующего оборудования электростанции (САУМ энергоблоков ТЭС, ГРАМ ГЭС).
3 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
— автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности;
6.3. ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
6.3. Управление режимами работы
6.3. Управление режимами работы 
6.3.1. Управление режимами работы объектов оперативно-диспетчерского управления должно осуществляться в соответствии с заданным диспетчерским графиком.
6.3.2. При изменении режимных условий (составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и обеспеченности электростанций энергоресурсами) диспетчер должен скорректировать диспетчерский график нижестоящего уровня оперативно-диспетчерского управления.
Коррекция диспетчерского графика должна быть зафиксирована диспетчером в оперативно-диспетчерской документации с указанием причины коррекции.
О всех вынужденных (фактических и ожидаемых) отклонениях от заданного диспетчерского графика оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить диспетчеру вышестоящего уровня диспетчерского управления для принятия решения о коррекции диспетчерского графика.
Электростанции обязаны по распоряжению диспетчера энергосистемы немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощности или снижать ее до технического минимума со скоростью, определяемой соответствующими инструкциями.
При необходимости диспетчер энергосистемы, объединенных и единой энергосистем должен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва или выводе их в резерв.
Ограничение рабочей мощности электростанций или отклонение минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных норм должно быть оформлено оперативной заявкой.
Диспетчер энергосистемы имеет право изменить кратковременно (не более чем на 3 ч) график тепловой сети. Понижение температуры сетевой воды допускается не более чем на 10 град. С по сравнению с ее значением в утвержденном графике. При наличии среди потребителей промышленных предприятий с технологической нагрузкой или тепличных хозяйств значение понижения температуры должно быть согласовано с ними. Не допускается понижать температуру ниже минимальной, принятой для сетевой воды.
О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчерский персонал электростанции и теплоисточника должен немедленно сообщать дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетчеру тепловой сети.
6.3.3. На электростанциях, в энергосистемах, объединенных и единой энергосистемах должно осуществляться непрерывное круглосуточное регулирование текущего режима работы по частоте и перетокам активной мощности, обеспечивающее:
исполнение заданных диспетчерских графиков активной мощности;
поддержание частоты в нормированных пределах;
поддержание перетоков активной мощности в допустимых диапазонах исходя из условий обеспечения надежности функционирования энергосистем, объединенных и единой энергосистем;
корректировку заданных диспетчерских графиков и режимов работы, объединенных и единой энергосистем при изменении режимных условий.
Регулирование частоты и перетоков активной мощности должно осуществляться совместным действием систем первичного (общего и нормированного), вторичного и третичного регулирования.
Нормированное первичное регулирование частоты должно обеспечиваться выделенными электростанциями. На них должен размещаться необходимый первичный резерв. Параметры и диапазон нормированного первичного регулирования должны задаваться соответствующими органами диспетчерского управления.
6.3.5. Вторичное регулирование (в целом по единой энергосистеме и в отдельных регионах) должно осуществляться с целью поддержания и восстановления плановых режимов по частоте и перетокам активной мощности.
В целях непротиводействия первичному регулированию вторичное регулирование должно осуществляться с коррекцией по частоте (частотной коррекцией).
6.3.6. Третичное регулирование в единой энергосистеме России должно осуществляться для восстановления израсходованных вторичных резервов и последующей оперативной коррекции диспетчерских графиков. Для третичного регулирования должны размещаться и поддерживаться соответствующие резервы мощности.
6.3.7. Параметры и диапазон регулирования, необходимые вторичные и третичные резервы, включая их размещение, должны задаваться соответствующими органами диспетчерского управления.
6.3.8. Использование системы автоматического управления и режимов работы, препятствующих изменению мощности при изменениях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления «до себя» на турбинах, режим скользящего давления при полностью открытых клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение регуляторов мощности или устройств автоматического регулирования производительности котельных установок и т.п.), допускается только временно при неисправности основного оборудования или систем автоматического регулирования с разрешения технического руководителя энергосистемы по заявке органам диспетчерского управления.
После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанций должен принять необходимые меры для выполнения требований участия в первичном регулировании частоты, поддерживая устойчивый режим оборудования вплоть до восстановления частоты.
Противодействие первичному регулированию частоты не допускается, за исключением следующих случаев:
с разрешения диспетчера;
при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования значения.
Восстановление заданной графиком мощности разрешается после восстановления нормального значения частоты.
6.3.9. При снижении частоты ниже установленных значений диспетчер единой энергосистемы России или изолированно работающей (аварийно отделившейся) объединенной энергосистемы (энергосистемы, энергорайона) должен ввести в действие имеющиеся резервы мощности.
В случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся резервы мощности использованы, диспетчер должен остановить снижение частоты и обеспечить ее восстановление путем ограничения или отключения потребителей согласно инструкции.
6.3.11. При аварийных отклонениях частоты персонал электростанций должен принимать участие в восстановлении частоты в соответствии с указаниями местной инструкции или по указанию вышестоящего диспетчера.
6.3.12. При регулировании напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:
соответствие показателей напряжения требованиям государственного стандарта;
соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплутационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и циркуляров);
необходимый запас устойчивости энергосистем;
минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.
Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны корректироваться в соответствии с изменениями схемы сети и нагрузки.
Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны быть утверждены техническим руководителем энергообъекта.
6.3.14. Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должно осуществляться в контрольных пунктах в соответствии с утвержденными на каждый квартал графиками напряжения в функции времени или характеристиками зависимости напряжения от параметров режима с учетом состава включенного оборудования.
Характеристики регулирования и графики напряжения в контрольных пунктах должны быть определены диспетчерскими органами энергосистем, объединенных и единой энергосистем на предстоящий квартал и корректироваться, если необходимо, при краткосрочном планировании режима.
6.3.15. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчером отдельных, объединенных и единой энергосистем, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах должны быть утверждены соответствующими органами диспетчерского управления.
6.3.16. Порядок использования источников реактивной мощности потребителей должен быть задан при заключении договоров между энергоснабжающей организацией и потребителем. При необходимости диспетчерские органы должны использовать источники реактивной мощности у потребителей для регулирования напряжения в контрольных точках.
6.3.17. Для контролируемых диспетчером энергосистемы узловых пунктов электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должны быть установлены аварийные пределы снижения напряжения, определяемые условиями статической устойчивости энергосистемы и узлов нагрузки.
Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативно-диспетчерский персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчеры энергосистем, объединенных и единой энергосистем должны оказывать электростанциям и электрическим сетям помощь путем мобилизации резервов средств по регулированию напряжения в прилегающих районах. При этом не разрешается поднимать напряжение в отдельных контрольных пунктах выше значений, предельно допустимых для оборудования.
В тех узлах энергосистем, объединенных и единой энергосистемах, где возможно снижение напряжения ниже аварийно допустимого предела при изменении режима работы или схемы сети, должна быть установлена автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для предотвращения нарушения устойчивости нагрузки в узле.
6.3.18. Регулирование параметров тепловых сетей должно обеспечивать поддержание заданного давления и температуры теплоносителя в контрольных пунктах.
Допускается отклонение температуры теплоносителя от заданных значений при кратковременном (не более 3 ч) изменении утвержденного графика, если иное не предусмотрено договорными отношениями между энергосистемой и потребителями тепла.
6.3.19. Регулирование в тепловых сетях должно осуществляться автоматически или вручную путем воздействия на:
работу источников и потребителей тепла;
гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменением перетоков и режимов работы насосных станций и теплоприемников;
режим подпитки путем поддержания постоянной готовности водоподготовительных установок теплоисточников к покрытию изменяющихся расходов подпиточной воды.
ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7
Раздел 3. Защита и автоматика
Глава 3.3. Автоматика и телемеханика
Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ)
3.3.63. Системы автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) предназначены для:
3.3.64. Системы АРЧМ должны обеспечивать (при наличии необходимого регулировочного диапазона) на управляемых электростанциях поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах ±0,1 Гц в десятиминутных интервалах и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем на 70% амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более.
3.3.65. В систему АРЧМ должны входить:
3.3.66. Устройства АРЧМ на диспетчерских пунктах должны обеспечивать выявление отклонений фактического режима работы от заданного, формирование и передачу управляющих воздействий для диспетчерских пунктов нижнего уровня управления и для электростанций, привлекаемых к автоматическому управлению мощностью.
3.3.67. Устройства автоматического управления мощностью электростанций должны обеспечивать:
3.3.68. Управление мощностью электростанции должно осуществляться со статизмом по частоте, изменяемым в пределах от 3 до 6%.
3.3.69. На гидроэлектростанциях системы управления мощностью должны иметь автоматические устройства, обеспечивающие пуск и останов агрегатов, а при необходимости также перевод агрегатов в режимы синхронного компенсатора и генераторный в зависимости от условий и режима работы электростанций и энергосистемы с учетом имеющихся ограничений в работе агрегатов.
Гидроэлектростанции, мощность которых определяется режимом водотока, рекомендуется оборудовать автоматическими регуляторами мощности по водотоку.
3.3.70. Устройства АРЧМ должны допускать оперативное изменение параметров настройки при изменении режимов работы объекта управления, оснащаться элементами сигнализации, блокировками и защитами, предотвращающими неправильные их действия при нарушении нормальных режимов работы объектов управления, при неисправностях в самих устройствах, а также исключающими те действия, которые могут помешать функционированию устройств противоаварийной автоматики.
На тепловых электростанциях устройства АРЧМ должны быть оборудованы элементами, предотвращающими те изменения технологических параметров выше допустимых пределов, которые вызваны действием этих устройств на агрегаты (энергоблоки).
Суммарное значение сигналов в средствах телемеханики и устройствах АРЧМ не должно превышать 5 с.
Приказ Министерства энергетики РФ от 9 января 2019 г. N 2 «Об утверждении требований к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты и внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229»
В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-Ф3 «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2018, N 53 (ч. I), ст. 8448), пунктом 1 постановления 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» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, N 11, ст. 1562; 2018, N 34, ст. 5483) и подпунктом «б» пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483, N 51, ст. 8007) приказываю:
1. Утвердить прилагаемые:
требования к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты;
изменения, которые вносятся в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229 (зарегистрирован Минюстом России 20 июня 2003 г., регистрационный N 4799), с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 13 сентября 2018 г. N 757 (зарегистрирован Минюстом России 22 ноября 2018 г., регистрационный N 52754).
2. Настоящий приказ вступает в силу по истечении трех месяцев со дня его официального опубликования.
Зарегистрировано в Минюсте РФ 30 января 2019 г.
Регистрационный N 53624
Утверждены
приказом Минэнерго России
от 09.01.2019 г. N 2
Требования
к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты
2. Требования распространяются на все типы генерирующего оборудования электростанций, работающего в режиме выработки электрической энергии.
3. Требования являются обязательными для:
4. В требованиях используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации и ГОСТ Р 55890-2013 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования», утвержденным и введенным в действие приказом Госстандарта от 05.12.2013 N 2164-ст (Стандартинформ, 2014).
5. В требованиях используются следующие сокращения:
II. Общие требования к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты
6. Все генерирующее оборудование должно быть готово к участию в ОПРЧ, за исключением энергоблоков АЭС с реакторными установками на быстрых нейтронах, а также с реакторами большой мощности канальными.
Допустимо неучастие в ОПРЧ генерирующего оборудования ТЭС с турбинами типа «Р», введенного в эксплуатацию до вступления в силу требований, при условии подтверждения технической невозможности его участия в ОПРЧ в порядке, установленном пунктом 7 требований.
Субъект оперативно-диспетчерского управления в течение 15 рабочих дней должен рассмотреть представленные документы и согласовать проект решения об отсутствии технической возможности участия в ОПРЧ соответствующего генерирующего оборудования или отказать в согласовании такого проекта решения с обоснованием причин отказа.
Решение об отсутствии технической возможности участия генерирующего оборудования ТЭС с турбинами типа «Р» в ОПРЧ утверждается собственником или иным законным владельцем электростанции при условии согласования такого решения субъектом оперативно-диспетчерского управления. Собственник или иной законный владелец электростанции должен направить субъекту оперативнодиспетчерского управления копию указанного решения в течение 10 рабочих дней со дня его утверждения.
8. Для участия в ОПРЧ генерирующее оборудование электростанций, за исключением СЭС, ВЭС, ВОЛЭС и генерирующего оборудования на основе ГУБТ, ДГА, должно соответствовать следующим требованиям:
а) зона нечувствительности первичного регулирования не должна превышать 0,05 Гц для генерирующего оборудования с турбинами, оснащенными электрогидравлическими регуляторами, и не должна превышать 0,15 Гц для генерирующего оборудования с турбинами, оснащенными гидравлическими регуляторами. Для турбин года выпуска до 1950 года зона нечувствительности первичного регулирования допускается до 0,25 Гц;
б) статизм первичного регулирования должен находиться в пределах:
Для паровых турбин в диапазоне нагрузок от 15 до 100 процентов номинальной мощности местный статизм первичного регулирования не должен превышать 6 процентов;
в) регуляторы активной мощности, установленные на генерирующем оборудовании ТЭС, АЭС, ГЭС и ГАЭС, должны быть оснащены частотными корректорами;
г) «мертвая полоса» первичного регулирования* в регуляторах активной мощности не должна превышать 50,000
0,075 Гц.
9. Для участия в ОПРЧ генерирующее оборудование СЭС, ВЭС, ВОЛЭС и генерирующее оборудование на основе ГУБТ, ДГА должно соответствовать следующим требованиям:
а) «мертвая полоса» первичного регулирования в регуляторах активной мощности не должна превышать 
Гц;
10. При участии в ОПРЧ генерирующее оборудование должно обеспечивать изменение выдаваемой активной мощности при изменении частоты на величину требуемой первичной мощности, определяемой по формуле:
, МВт,
при отклонениях частоты, не превышающих зону нечувствительности (
, Гц) или «мертвую полосу» (
, Гц) первичного регулирования;
при отклонениях частоты, превышающих зону нечувствительности («мертвую полосу») первичного регулирования;
— при повышенной частоте (
);
— при пониженной частоте (
);
для СЭС, ВЭС, ВОЛЭС и генерирующего оборудования на основе ГУБТ, ДГА при снижении частоты, при повышении частоты выше верхней границы «мертвой полосы» первичного регулирования (50,1 Гц).
12. После изменения мощности, вызванного изменением частоты, оперативный персонал электростанции должен принять необходимые меры для выполнения требований участия генерирующего оборудования в ОПРЧ, поддерживая устойчивый режим оборудования вплоть до восстановления частоты.
13. Вмешательство оперативного персонала электростанции в работу систем автоматического управления мощностью генерирующего оборудования, препятствующее участию в ОПРЧ, не допускается, за исключением случая выхода мощности за допустимые при данном состоянии оборудования значения. Самостоятельные действия оперативного персонала электростанции, выполнение которых допускается (запрещается), должны быть определены в инструкциях по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима.
14. Неучастие генерирующего оборудования, относящегося к объектам диспетчеризации, в ОПРЧ допускается только на основании диспетчерской заявки, поданной собственником или иным законным владельцем электростанции и согласованной субъектом оперативно-диспетчерского управления в соответствии с пунктами 22, 23 Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
III. Требования к участию в общем первичном регулировании частоты генерирующего оборудования тепловых, атомных, гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций
15. Для участия в ОПРЧ и в процессе такого участия генерирующее оборудование ТЭС (за исключением генерирующего оборудования на основе ГУБТ и ДГА в случаях, указанных в пункте 35 требований), АЭС, ГЭС и ГАЭС в дополнение к требованиям главы II настоящих требований должно соответствовать положениям настоящей главы.
16. Регуляторы активной мощности, установленные на генерирующем оборудовании, должны быть оснащены частотными корректорами и не должны препятствовать действию регулятора частоты вращения турбины.
17. Для исключения противодействия регулятору частоты вращения турбины со стороны регулятора активной мощности генерирующего оборудования настройки его частотного корректора должны соответствовать характеристикам регулятора частоты вращения турбины.
18. При первичном регулировании частоты технологической автоматикой генерирующего оборудования в пределах регулировочного диапазона должно быть обеспечено поддержание требуемого регулятором частоты вращения турбины значения первичной мощности.
19. При отклонениях частоты, когда требуемое регулятором частоты вращения турбины значение первичной мощности выходит за пределы регулировочного диапазона, должно обеспечиваться сохранение устойчивой работы основного и вспомогательного оборудования и поддержание технологических параметров основного и вспомогательного оборудования в пределах допустимых значений, установленных эксплуатационной документацией.
20. Групповые регуляторы активной мощности (для групп генерирующего оборудования в составе ГЭС, ГАЭС, ПГУ, ТЭС) не должны допускать блокировки действия регуляторов частоты вращения турбин и регуляторов активной мощности с частотными корректорами.
21. В устройствах, обеспечивающих участие генерирующего оборудования в первичном регулировании частоты, должны использоваться только измерения частоты вращения турбины.
22. При скачкообразном изменении частоты изменение активной мощности генерирующего оборудования в процессе первичного регулирования должно носить устойчивый апериодический характер. В установившемся режиме отклонение фактической мощности генерирующего оборудования от требуемой величины задания активной мощности должно быть не более 
процент от номинальной мощности генерирующего оборудования.
23. Генерирующее оборудование, участвующее в НПРЧ с заданным резервом первичного регулирования, в режимах работы энергосистемы, когда величина требуемой первичной мощности превышает заданный резерв первичного регулирования, должно участвовать в первичном регулировании частоты с характеристиками, соответствующими требованиям ОПРЧ.
24. Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования ТЭС (кроме ПГУ, ГТУ, ГПА и ДГУ) должны соответствовать следующим требованиям:
а) при отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности на загрузку или разгрузку величиной 10 процентов и менее номинальной мощности генерирующего оборудования, должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ в пределах регулировочного диапазона;
б) в случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности, определенной по приведенной в пункте 10 требований формуле, 10 процентов и менее номинальной мощности генерирующего оборудования должна обеспечиваться реализация:
не менее половины требуемой первичной мощности за время не более 15 секунд;
всей требуемой первичной мощности за время не более 5 минут для газомазутных энергоблоков, не более 6 минут для пылеугольных энергоблоков, не более 7 минут для ТЭС с общим паропроводом;
в) в случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности более 10 процентов номинальной мощности генерирующего оборудования в пределах регулировочного диапазона должна обеспечиваться реализация первичной мощности величиной 10 процентов номинальной мощности генерирующего оборудования с динамикой, указанной в подпункте «б» настоящего пункта. В указанном случае величина требуемой первичной мощности должна определяться по указанной в пункте 10 требований формуле для 
на 15 секунде и 
на 5 минуте для газо-мазутных энергоблоков, на 6 минуте для пылеугольных энергоблоков, на 7 минуте для ТЭС с общим паропроводом от момента отклонения частоты за пределы «мертвой полосы» (зоны нечувствительности для генерирующего оборудования, не оснащенного регулятором мощности) первичного регулирования;
г) реализация первичной мощности величиной более 10 процентов номинальной мощности генерирующего оборудования в пределах регулировочного диапазона, а также реализация первичной мощности за пределами регулировочного диапазона должна быть обеспечена с максимальными величинами и скоростью, определяемыми техническими возможностями генерирующего оборудования, режимами его работы и технологической автоматикой.
25. Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики ГПА, ДГУ, генерирующего оборудования ГЭС и ГАЭС должны соответствовать следующим требованиям:
а) при отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности на загрузку или разгрузку, должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ во всем регулировочном диапазоне;
б) в случае скачкообразного отклонения частоты должна обеспечиваться реализация всей требуемой первичной мощности за время не более 1 минуты;
в) величина и скорость реализации требуемой первичной мощности при участии в ОПРЧ гидроагрегатов ГЭС и ГАЭС должны обеспечиваться как при работе под управлением ГР AM, так и при индивидуальном управлении. Потеря функции участия гидроагрегатов в ОПРЧ при переходе с группового управления на индивидуальное и обратно не допускается.
26. Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования АЭС с водо-водяными энергетическими реакторами типа ВВЭР-440, ВВЭР-1000 и ВВЭР-1200 должны соответствовать следующим требованиям:
а) при отклонениях частоты должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ путем реализации требуемой первичной мощности в пределах регулировочного диапазона:
на загрузку величиной до 2 процентов или на разгрузку величиной до 8 процентов номинальной электрической мощности энергоблока при текущей мощности реакторной установки не более 98 процентов номинальной тепловой мощности;
на разгрузку величиной до 8 процентов номинальной электрической мощности энергоблока при текущей мощности реакторной установки более 98 процентов номинальной тепловой мощности;
на разгрузку величиной до 8 процентов номинальной электрической мощности энергоблока при работе реактора на мощностном эффекте реактивности с последующим ограничением на установившемся после разгрузки уровне мощности;
б) при скачкообразном отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности в указанных диапазонах, должна обеспечиваться реализация:
не менее половины требуемой первичной мощности за время не более 10 секунд;
всей требуемой первичной мощности за время не более 2 минут;
в) реализация требуемой первичной мощности за пределами указанных в подпунктах «а» и «б» настоящего пункта диапазонов должна выполняться с учетом характеристик и ограничений, обусловленных настройкой технологической автоматики, параметрами основного и вспомогательного оборудования энергоблока АЭС, допустимыми режимами работы реакторной установки.
27. Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования АЭС с реакторами типа ВВЭР ТОИ должны соответствовать следующим требованиям:
а) при отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности на загрузку или разгрузку величиной 10 процентов и менее номинальной мощности генерирующего оборудования, должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ в пределах регулировочного диапазона;
б) в случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности 10 процентов и менее номинальной мощности генерирующего оборудования должна обеспечиваться реализация:
не менее половины требуемой первичной мощности за время не более 10 секунд;
всей требуемой первичной мощности за время не более 2 минут;
в) реализация требуемой первичной мощности за пределами указанных в подпунктах «а» и «б» настоящего пункта диапазонов должна выполняться с учетом характеристик и ограничений, обусловленных настройками технологической автоматики, параметрами основного и вспомогательного оборудования энергоблока АЭС, допустимыми режимами работы реакторной установки.
28. Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики ПГУ (ГТУ) должны соответствовать следующим требованиям:
а) при отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности на загрузку или разгрузку величиной 10 процентов и менее номинальной мощности ПГУ (ГТУ), должно обеспечиваться участие ПГУ (ГТУ) в ОПРЧ в пределах регулировочного диапазона;
б) в случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности 10 процентов и менее номинальной мощности ПГУ (ГТУ) должна обеспечиваться реализация:
первичной мощности в объеме 2,5 процентов номинальной мощности ПГУ (ГТУ) за время не более 15 секунд;
первичной мощности в объеме 5 процентов номинальной мощности ПГУ (ГТУ) за время не более 30 секунд;
первичной мощности в объеме 10 процентов номинальной мощности ПГУ (ГТУ) за время не более 2 минут;
в) в случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности более 10 процентов номинальной мощности ПТГ (ГТУ) в пределах регулировочного диапазона должна гарантированно обеспечиваться реализация первичной мощности величиной 10 процентов номинальной мощности ПГУ (ГТУ) с динамикой, указанной в подпункте «б» настоящего пункта. В указанном случае величина требуемой первичной мощности должна определяться по указанной в пункте 10 требований формуле для 
на 15 секунде, на 30 секунде и на 2 минуте от момента отклонения частоты за пределы «мертвой полосы» (зоны нечувствительности) первичного регулирования;
г) реализация первичной мощности величиной более 10 процентов номинальной мощности ПГУ (ГТУ) в пределах регулировочного диапазона, а также реализация первичной мощности за пределами регулировочного диапазона должна быть обеспечена с максимальными величинами и скоростью, определяемыми техническими возможностями ПГУ (ГТУ), режимами ее работы и технологической автоматикой.
IV. Требования к участию в общем первичном регулировании частоты генерирующего оборудования ветровых и солнечных электростанций
29. Для участия в ОПРЧ и в процессе такого участия генерирующее оборудование ВЭС и СЭС в дополнение к требованиям главы II настоящих требований должно соответствовать положениям настоящей главы.
30. При увеличении частоты за верхнюю границу «мертвой полосы» первичного регулирования не более чем через 10 секунд должно обеспечиваться снижение активной мощности генерирующего оборудования ВЭС и СЭС на величину требуемой первичной мощности. Величина требуемой первичной мощности должна определяться исходя из величины отклонения частоты от верхней границы «мертвой полосы» первичного регулирования на момент начала снижения активной мощности генерирующего оборудования ВЭС и СЭС.
Снижение активной мощности генерирующего оборудования ВЭС и СЭС в процессе первичного регулирования должно происходить не более 5 секунд и носить устойчивый апериодический характер.
32. После снижения квазиустановившегося значения частоты менее верхней границы «мертвой полосы» первичного регулирования должно автоматически сниматься ограничение максимальной нагрузки генерирующего оборудования ВЭС и СЭС.
V. Требования к участию в общем первичном регулировании частоты генерирующего оборудования волновых электростанций, генерирующего оборудования на основе газовых утилизационных бескомпрессорных турбин и детандер-генераторных агрегатов
33. Для участия в ОПРЧ и в процессе такого участия генерирующее оборудование ВОЛЭС в дополнение к требованиям главы II настоящих требований должно соответствовать положениям настоящей главы.
При наличии технической возможности автоматического изменения активной мощности при отклонениях частоты генерирующее оборудования на основе ГУБТ и ДГА для участия в ОПРЧ и в процессе такого участия в дополнении к требованиям глав II и III настоящих требований должно соответствовать положениям пункта 34 требований.
34. При увеличении частоты за верхнюю границу «мертвой полосы» первичного регулирования должно обеспечиваться снижение активной мощности генерирующего оборудования ВОЛЭС, генерирующего оборудования на основе ГУБТ и ДГА на величину требуемой первичной мощности в пределах имеющегося регулировочного диапазона со скоростью, установленной документами по эксплуатации систем автоматического управления генерирующего оборудования ВОЛЭС, генерирующего оборудования на основе ГУБТ и ДГА.
Восстановление нагрузки генерирующего оборудования ВОЛЭС, генерирующего оборудования на основе ГУБТ и ДГА должно выполняться после снижения квазиустановившегося значения частоты менее верхней границы «мертвой полосы» первичного регулирования.
35. При отсутствии технической возможности автоматического снижения активной мощности генерирующего оборудования ВОЛЭС, генерирующего оборудования на основе ГУБТ и ДГА на величину требуемой первичной мощности и в случае повышения частоты более 51 Гц должно производиться автоматическое отключение генерирующего оборудования на основе ГУБТ и ДГА от энергосистемы за время, не превышающее 10 секунд с момента превышения частоты более 51 Гц.
Восстановление подключения к энергосистеме генерирующего оборудования ВОЛЭС, генерирующего оборудования на основе ГУБТ и ДГА должно выполняться при снижении квазиустановившегося значения частоты ниже 50,1 Гц.
VI. Порядок подтверждения выполнения требований к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты
36. В целях подтверждения выполнения собственниками и иными законными владельцами электростанций требований к участию генерирующего оборудования в ОПРЧ на всех электростанциях, присоединяемых к электроэнергетической системе или функционирующих в составе электроэнергетической системы, должны быть обеспечены проверка и подтверждение готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ, а также организованы и осуществляться мониторинг и контроль участия генерирующего оборудования в ОПРЧ.
37. Проверка и подтверждение готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ в соответствии с требованиями должны осуществляться при:
в) реконструкции, модернизации, техническом перевооружении объекта по производству электрической энергии, изменении установленной генерирующей мощности объекта по производству электрической энергии (генерирующего оборудования), изменении типа, заводских или эксплуатационных параметров и характеристик генерирующего оборудования, связанных с заменой (модернизацией) основного оборудования объекта по производству электрической энергии и (или) его систем управления (регулирования);
г) выявлении неудовлетворительного участия в ОПРЧ введенного в эксплуатацию генерирующего оборудования электростанций по результатам мониторинга участия в ОПРЧ, осуществляемого субъектом оперативнодиспетчерского управления в соответствии с пунктом 42 требований.
39. Проверка и подтверждение готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ должны осуществляться путем проведения испытаний генерирующего оборудования по программам, разработанным и утвержденным собственником или иным законным владельцем электростанции. В отношении генерирующего оборудования электростанций установленной генерирующей мощностью более 5 МВт программа испытаний должна быть направлена на согласование субъекту оперативно-диспетчерского управления.
При получении от собственника или иного законного владельца электростанции проекта программы испытаний субъект оперативно-диспетчерского управления в течение 10 рабочих дней должен рассмотреть проект программы испытаний и согласовать его либо в тот же срок уведомить собственника или иного законного владельца электростанции об отказе в согласовании проекта программы испытаний с приложением обоснованных замечаний по нему.
При получении от субъекта оперативно-диспетчерского управления замечаний по проекту программы испытаний собственник или иной законный владелец электростанции обязан их устранить и направить проект программы испытаний на повторное согласование субъекту оперативно-диспетчерского управления.
40. Испытания по проверке готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ должны проводиться путем имитации скачкообразного изменения частоты на входе в систему регулирования или имитации скачкообразного увеличения и уменьшения значения первичной мощности в соответствии с программой испытаний и фиксации результатов соответствующего изменения активной мощности генерирующего оборудования.
Испытания по проверке готовности ГПА, ДГУ, генерирующего оборудования ВОЛЭС и генерирующего оборудования на основе ГУБТ и ДГА к участию в ОПРЧ допускается не выполнять при условии наличия в составе утвержденной эксплуатационной документации схем и алгоритмов действия системы автоматического управления, обеспечивающей выполнение требований глав II и V требований.
Испытания по проверке готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ должны признаваться успешными, если фактическое изменение активной мощности генерирующего оборудования соответствует расчетной величине требуемой первичной мощности и требуемой динамике изменения активной мощности генерирующего оборудования при его участии в ОПРЧ в соответствии с положениями требований.
Для генерирующего оборудования электростанций установленной генерирующей мощностью более 5 МВт проект указанного отчета до его утверждения должен быть направлен для рассмотрения и согласования субъекту оперативно-диспетчерского управления в срок не позднее 10 рабочих дней со дня проведения испытаний.
При получении от собственника или иного законного владельца электростанции проекта отчета субъект оперативно-диспетчерского управления должен в течение 5 рабочих дней рассмотреть и согласовать его или в тот же срок направить собственнику или иному законному владельцу электростанции обоснованные замечания по проекту отчета.
При получении от субъекта оперативно-диспетчерского управления замечаний по проекту отчета собственник или иной законный владелец электростанции обязан их устранить и направить проект отчета на повторное согласование субъекту оперативно-диспетчерского управления. Утверждение отчета должно осуществляться после его согласования субъектом оперативнодиспетчерского управления.
42. На каждой электростанции ее собственником или иным законным владельцем должен быть организован и осуществляться текущий непрерывный мониторинг участия каждой единицы генерирующего оборудования в ОПРЧ.
Системный оператор должен осуществлять мониторинг и анализ участия в ОПРЧ генерирующего оборудования электростанций, функционирующих в составе Единой энергетической системы России, для всех случаев отклонения частоты в энергосистеме от номинальной на 
Гц и более, а также при скачкообразных отклонениях частоты в энергосистеме на величину в пределах 
Гц от номинальной частоты.
Субъект оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе должен осуществлять мониторинг и анализ участия в ОПРЧ генерирующего оборудования электростанций, функционирующих в составе такой энергосистемы, для всех случаев отклонения частоты в энергосистеме от номинальной на 
Гц и более, а также при скачкообразных отклонениях частоты в энергосистеме на величину в пределах 
Гц от номинальной частоты.
При сравнении величины фактической и требуемой первичной мощности генерирующего оборудования при скачкообразных отклонениях частоты должны учитываться требования по динамике выдачи первичной мощности, указанные в настоящих требованиях для генерирующего оборудования различного типа, путем использования в формуле, приведенной в пункте 10 требований, соответствующего коэффициента Кд.
43. Для целей мониторинга участия генерирующего оборудования в ОПРЧ на электростанции ее собственником или иным законным владельцем должны быть обеспечены:
б) измерение текущей частоты на шинах электростанции с точностью не хуже 0,01 Гц или менее с периодом усреднения и регистрации не более 1 секунды;
датчики активной мощности должны рассчитывать полную (по трем фазам) действующую активную мощность с интервалом усреднения и регистрации не более 1 секунды;
измерительные цепи датчиков активной мощности должны иметь возможность перевода на резервные трансформаторы напряжения;
измерения активной мощности с датчиков должны передаваться с дискретностью не более 0,1 процентов от полного диапазона измерения датчика;
г) определение следующих параметров:
текущего отклонения частоты от номинального значения;
требуемой первичной мощности генерирующего оборудования (электростанции);
текущей первичной мощности, рассчитываемой как отклонение текущей мощности единицы генерирующего оборудования или электростанции от исходного (планового) значения при отклонениях частоты, превышающих «мертвую полосу» первичного регулирования;
д) контроль соответствия величины текущей первичной мощности единиц генерирующего оборудования или электростанции требуемому значению первичной мощности при текущем отклонении частоты.
44. Мониторинг участия генерирующего оборудования в ОПРЧ должен быть автоматизирован. Информация мониторинга должна представляться в табличном и графическом виде, позволяющем оценивать качество первичного регулирования при отклонениях частоты.
Срок хранения архивных данных мониторинга должен составлять не менее 3 календарных месяцев с даты их измерения (определения) в соответствии с пунктом 43 настоящей главы, а данные мониторинга для случаев отклонения частоты за пределы 
Гц должны храниться в виде отдельных архивов не менее 12 календарных месяцев с даты отклонения частоты за указанные пределы.
45. Собственник или иной законный владелец электростанции обязан предоставить данные проводимого им мониторинга, в том числе данные, указанные в пункте 43 требований, и результаты анализа участия генерирующего оборудования и (или) электростанции в ОПРЧ, а также данные, необходимые субъекту оперативно-диспетчерского управления для осуществления им мониторинга, указанного в пункте 42 требований, в соответствующий диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления по его запросу в установленный таким запросом срок, но не менее 3 рабочих дней.
46. При осуществлении субъектом оперативно-диспетчерского управления мониторинга и анализа участия генерирующего оборудования в ОПРЧ в соответствии с пунктом 42 требований должны использоваться телеметрическая информация, поступающая в диспетчерские центры, а также данные, полученные от собственников и иных законных владельцев электростанций в соответствии с пунктом 45 требований.
* ГОСТ Р 55890-2013 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативнодиспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования», утвержденный и введенный в действие приказом Росстандарта от 05.12.2013 N 2164-ст (Стандартинформ, 2014).
Утверждены
приказом Минэнерго России
от 09.01.2019 г. N 2
Изменения,
которые вносятся в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229
абзац первый изложить в следующей редакции:
дополнить новым абзацем вторым следующего содержания:
«Совокупность основного и вспомогательного оборудования электростанции, его технологическая автоматика и режимы работы должны обеспечивать гарантированное участие генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты с параметрами и характеристиками, предусмотренными требованиями, указанными в абзаце первом настоящего пункта.»;
абзац второй считать абзацем третьим соответственно.
Также установлен порядок подтверждения выполнения таких требований владельцами электростанций.
Необходимые изменения внесены в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.
Приказ вступает в силу по истечении 3 месяцев со дня опубликования.
Приказ Министерства энергетики РФ от 9 января 2019 г. N 2 «Об утверждении требований к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты и внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229»
Зарегистрировано в Минюсте РФ 30 января 2019 г.
Регистрационный N 53624
Настоящий приказ вступает в силу с 1 мая 2019 г.