Системы управления частотой и активной мощностью в электроэнергетических системах

Для сбора информации о состоянии объектов регулирования (энергосистемы) и передачи управляющих воздействий на регулирующие станции и энергоблоки в системе АРЧМ используется центральная приемо-передающая станция (ЦППС) «SMART-FEP», состоящая из двух полукомплектов, которые связаны между собой, обеспечивая “горячее” резервирование. В состав каждого полукомплекта включены измерители частоты ИВЧ-1, обеспечивающие точность измерения частоты не хуже 1 мГц. Для диспетчера ОДУ/ЦДУ предусмотрено автоматизированное рабочее место (АРМ диспетчера), с которого он может наблюдать и контролировать работу системы АРЧМ, а также при необходимости управлять ее работой, задавая путем ручного ввода через клавиатуру дисплея различные параметры настройки. Все остальные пользователи АРЧМ могут только наблюдать за работой системы АРЧМ, но не могут вмешиваться в ее работу. Сервера АРЧМ, ЦППС и рабочая станция диспетчера РДУ/ОДУ/ЦДУ связаны между собой локальной вычислительной сетью (ЛВС АРЧМ), которая соединена с ЛВС РДУ/ОДУ/ЦДУ через межсетевой фильтр, предотвращающий любое внешнее несанкционированное вмешательство в работу системы АРЧМ. Таким способом обеспечиваются требования безопасности автоматической системы АРЧМ. Связь с ЛВС ОДУ обеспечивается для обмена информацией с ОИК РДУ/ОДУ/ЦДУ. Архитектура программного комплекса ЦС/ЦКС АРЧМ представлена на рисунке 1.11

Рис. 1.11. Архитектура программного комплекса ЦС/ЦКС АРЧМ

1.2.6 Программное обеспечение ЦС/ЦКС АРЧМ

ЦС/ЦКС АРЧМ - это система диспетчерского управления реального времени. Основными задачами программного обеспечения системы являются:

- обеспечение выполнения технологических функций и функций защит и блокировок с требуемым быстродействием;

- обеспечение наглядности и удобства работы диспетчера;

- обеспечение регистрации и возможностей ретроспективного анализа процессов, протекающих в системе.

Программное обеспечение (ПО) ЦС/ЦКС АРЧМ состоит из прикладного программного обеспечения (ППО) и системного программного обеспечения (СПО).

Прикладное программное обеспечение системы АРЧМ реализует технологические алгоритмы автоматизируемых функций системы и оформляется как серверная исполняемая программа комплекса СК-200Х. ППО системы АРЧМ разрабатывается на универсальном языке программирования C++. Структура алгоритмов ППО ЦС/ЦКС АРЧМ представлена на рисунке 1.12. ППО системы АРЧМ интегрируется в среду СПО. Расчетный модуль системы АРЧМ запускается на исполнение с циклом 1 сек. Структура программного обеспечения, взаимосвязь отдельных модулей и направления потоков информации обмена приведены на рисунке 1.13:

В качестве СПО используется программный комплекс СК-200Х, на базе которого выполнен и ОИК ОДУ/ЦДУ, который обеспечивает:

- прием, передачу и обработку телеинформации, необходимой для функционирования ЦС(ЦКС) АРЧМ;

- визуализацию состояния ЦС/ЦКС АРЧМ на основе системы отображения комплекса СК-200Х;

- систему регистрации событий и средства, обеспечивающие их мониторинг;

- архивирование данных для анализа работы ЦС/ЦКС АРЧМ.



Рис. 1.12. Структура алгоритмов ЦС/ЦКС АРЧМ.

В составе ПО ЦС/ЦКС АРЧМ имеется широко развитая система защит и блокировок, предотвращающая неправильные или ложные действия ЦС/ЦКС АРЧМ при различного вида неисправностях и сбоях всех технических средств системы, недостоверности входной информации и т.д. Кроме того, в ЦС/ЦКС АРЧМ приняты меры, чтобы не допустить резкого скачкообразного изменения управляющих воздействий, посылаемых на регулирующие станции и энергоблоки.

В составе ПО ЦС/ЦКС АРЧМ также разработана программа Редактор, которая позволяет технологическому персоналу РДУ/ОДУ/ЦДУ на инженерном уровне (без программирования и без непосредственной работы с базой данных и массивами) при необходимости сконструировать дополнительный ограничитель перетока, включить в существующие ограничители и регулятор дополнительные контролируемые линии электропередачи или их исключить и т.д.

Структура ППО АРЧМ выглядит следующим образом:

Конфигуратор -- обеспечивает формирование базы данных реального времени технологической части системы, в том числе составление таблиц описания связи между элементами БДРВ технологической части и БДРВ комплекса СК-2007 (модуль обеспечения конфигурации -- confarchm.dll);

Технологическая часть ППО АРЧМ -- реализует технологические функции и функции защит и блокировок (Состав: библиотека cksarchm.dll (по сути вычислительный модуль ППО АРЧМ);

Исполнительная часть -- обеспечивает работу ППО АРЧМ под управлением монитора системы СК-2007, открывает доступ к оперативной информации комплекса СК-2007, обеспечивает обмен оперативной информацией между БДРВ СК-2007 и БДРВ технологической части ППО.



Рис. 1.13. Структура ППО АРЧМ, взаимосвязь отдельных модулей и направления потоков информации обмена

Модуль archm.exe предназначен для решения следующих задач:

- формирование на основе описания конфигурации системы, приведенного в РБД ARCHM, списков параметров оперативной информации комплекса СК-2007, необходимых для работы системы АРЧМ;

- формирование массивов данных (массивов структур), в пространстве которых функционирует ВМ АРЧМ;

- формирование таблиц связи между данными, получаемыми из БДРВ СК-2007, и массивами структур;

- заполнение массивов структур данными оперативной информации на момент старта задачи АРЧМ;

- организация информационного обмена между ВМ ППО АРЧМ и СК-2007 -- прием данных (телеизмерений, телесигналов, ручных вводов диспетчерского персонала) от СК-2007 и передачи информации, изменившейся в процессе работы вычислительного модуля, в СК-2007 для отображения ее на формах управления и передачи на управляющие объекты;

- циклический запуск ВМ ППО АРЧМ в соответствии с заданным циклом;

- формирование и запись в БДРВ СК-2007 сообщений о событиях, происходящих в системе АРЧМ.

Программа wdogarchm.exe предназначена для контроля работы программы archm.exe и принимает от БДРВ СК-2007 тестовый сигнал контроля (часовой счетчик секунд) и сравнивает его с часовым счетчиком секунд, определяемым в программе на основе системного времени СК-2007. Если разница превышает допустимую величину, - вырабатывается сигнал “Система АРЧМ не работает” и передается в БДРВ СК-2007. По этому сигналу на табло диспетчера активизируется соответствующее сообщение “Система АРЧМ не работает”. В качестве источника формирования тестового сигнала может использоваться как системное время СК-2007, так и внешний сигнал (например, минуты и секунды из частотомера: в этом случае необходимо описать функцию оперативного дорасчета для вычисления часового счетчика - счетчик = 60 * мин + сек). Выбор источника тестового сигнала производится с помощью редактора системы АРЧМ (Редактор общих параметров). Взаимосвязь конфигуратора, технологической и исполнительной части показана на рисунке 1.3.

1.3 Выводы

Предъявляемые настоящее время требования к качеству регулирования, состоят в основном в том, чтобы удержать частоту в пределах нормального уровня 50±0.05 Гц. На практике за счёт более маневренного автоматического вторичного регулирования частота удерживается в пределах 50±0.02 Гц. Тем самым, поддерживается средняя частота за час в пределах 50±0.01 Гц, уменьшая отклонения планового баланса генерации и потребления, избегается дополнительная загрузки транзитной сети неплановыми потоками мощности и предотвращается излишний запуск нормированного первичного регулирования в нормальных условиях.

Структура систем АРЧМ в России является централизованной и повторяет иерархию диспетчерского управления, при этом регулирующие энергообъекты могут быть подключены к центральной координирующей системе ЕЭС напрямую или через централизованные системы объединенных или региональных энергосистем.

Основной функцией центральной координирующей системы ЕЭС является регулирование частоты, а централизованных систем объединенных или региональных энергосистем - ограничение и регулирование перетоков активной мощности по контролируемым сечениям.Централизованное регулирование, реализованное в ЕЭС России, позволяет эффективнее поддерживать требуемое качество частоты и мощности чем в зарубежных системах. Но то же время отсутствуют ясные для всех субъектов рынка технико-экономические обоснования необходимости поддержания такого качества регулирования. Анализ эксплуатации систем АРЧМ показывает, что регулятор частоты и перетоков мощности реагирует на достаточно широкий спектр возмущений при изменении регулируемого параметра, что отражается в излишней интенсивности управляющих воздействиях на регулирующие энергообъекты, приводящей к увеличению эксплуатационных расходов ЭБ ТЭС и ГЭС.

2. ПРИНЦИПЫ ФОРМИРОВАНИЯ РЫНКА СИСТЕМНЫХ УСЛУГ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ ПО ЧАСТОТЕ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЕЭС РОССИИ

2.1 Системные услуги

Системные услуги (СУ) -- это деятельность, обеспечивающая надежность работы энергосистемы и электроснабжения потребителей при изменении режимных параметров и возмущающих воздействий в широком диапазоне, а также стабильное значение частоты и напряжения в соответствии с установленными стандартами [1, 21 ? 23].

Получение СУ позволяет всем субъектам энергетического рынка полностью использовать экономические преимущества параллельной работы в энергосистемах [24]. СУ позволяют маневрировать мощностью энергосистемы в реальном времени, что, в свою очередь, дает возможность развивать систему управления ЕЭС, и достигать эффекта увеличения надежности за счет более высокотехнологичной системы управления (разнообразие управляющих воздействий должно соответствовать разнообразию возмущающих воздействий). Оказание системных услуг требует определенных затрат, которые во всех случаях должны компенсироваться субъектами рынка, являющимися причиной данных затрат [24]. Поэтому предоставление СУ необходимо должным образом оплачивать, и для этого предполагается введение рынка системных услуг (РСУ). РСУ - основополагающий инструмент (механизм) поддержания требуемого уровня надежности и надлежащего качества функционирования Единой энергетической системы России в условиях полной либерализации рынков электроэнергии и мощности. Виды услуг по обеспечению системной надежности, порядок отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих такие услуги, а также правила их оказания и механизмы ценообразования определены Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 №117 «О порядке отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, а также об утверждении изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам оказания услуг по обеспечению системной надежности».

Постановлением правительства определены 4 вида услуг по обеспечению системной надежности:

- нормированное первичное регулирование частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций (предоставление услуги начато в январе 2011 г.);

- автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) с использованием генерирующего оборудования электростанций (за исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более 100 МВт);

- регулирование реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не производится электрическая энергия;

- развитие систем противоаварийного управления в ЕЭС России.

В соответствии с Постановлением Правительства, Системный оператор осуществляет отбор субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, заключение с такими субъектами договоров и оплату услуг, а также координацию действий участников рынка системных услуг.

Целью работы РСУ является поддержание заданного уровня надёжности и технических параметров энергосистемы.

Этот рынок является механизмом экономического стимулирования участников к предоставлению СУ.

РСУ не является полностью конкурентным рынком. Это определяется прежде всего тем, что отбор будет проводиться только по тем субъектам, которые обладают определенными параметрами и характеристиками в соответствии с принятыми стандартами [1, 21 ? 23], имеют возможность предоставить определенный объем услуг и расположены в определенных территориях (зонах оказания услуг). Таким требованиям могут отвечать лишь некоторые, а в отдельных случаях лишь единственные субъекты электроэнергетики. Поэтому предполагается, что в случае если иные способы отбора не дали результатов, возможно установление обязанности для отдельных субъектов электроэнергетики [25].

Продуктом торговли РСУ будет являться регулировочный диапазон мощности, необходимый для маневрирования мощностью ЕЭС в реальном времени и для расширения режимов работы энергообъединения. Определение цены и необходимого объема такого типа продукта представляет собой сложную технологическую задачу, что предопределяет совершенно другие механизмы функционирования и организации данного рынка в отличие от существующих.

Пока остается открытым вопрос, каким на самом деле должен быть период отбора участников данного рынка. Поскольку режим энергосистемы меняется все время в темпе процесса, то и необходимость в СУ меняется в таком же темпе. И чем короче будет период отбора участников РСУ, тем эффективнее будет функционировать сам рынок.

Автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) является одной из ключевых СУ (СУ по АВРЧМ). Под данной СУ понимается компенсация возникающих в области регулирования небалансов мощности путем изменения мощности регулирующих энергообъектов (ГЭС или энергоблоков (ЭБ) ТЭС, участвующих в АВРЧМ - РЭ) под воздействием центрального регулятора для поддержания и восстановления нормального уровня частоты и плановых обменов мощностью между энергосистемами, ликвидации перегрузки транзитных связей и сечений, а также восстановления первичных резервов, потраченных при действии первичного регулирования [1].

Для оказания услуг по АВРЧМ в 2011 и 2012 годах Системным оператором было отобрано 4 энергоблока тепловых станций с суммарным вторичным резервом ±55 МВт, совокупным плановым объемом ±330000 МВт*час [10, 26 ? 28].

В дальнейшем планируется увеличить число модернизированных блоков до 100 единиц, увеличив вторичный резерв до величины ±6200 МВт, который с запасом может компенсировать расчетный аварийный небаланс мощности ЕЭС России, нерегулярные колебания мощности и динамическую погрешности регулирования баланса мощности, а также обеспечить конкурентный отбор между участниками рынка [14].

2.2 Краткий обзор зарубежного опыта работы рынка системных услуг в части регулирования частоты и активной мощности

Предоставление вращающегося резерва в рамках определенного норматива является обязанностью всех генерирующих компаний, участвующих в рынке, и оплачивается по оптовой цене рынка электроэнергии. Надо отметить, что требование предоставления оперативного резерва характерно для всех типов рынков электроэнергии [29]. Некоторые системные операторы классифицируют дополнительные оперативные резервы как 10-минутные, 30-минутные и замещающие резервы. Кроме того, в соответствии с классификацией North American Electric Reliability Council (NERC) - Североамериканского совета по надежности выделяются также услуги со стороны потребителей электроэнергии - предоставление системному оператору возможности прямого управления нагрузкой и ресурсов по использованию отключаемой нагрузки. В одних объединениях эти услуги рассматриваются как услуги по предоставлению вращающегося резерва, а в других - как самостоятельные услуги, что также вполне оправданно [30].

Оперативный резерв мощности во многих случаях является предметом торговли между производителями. Например, для оптового рынка электроэнергии в Аргентине характерны сделки по торговле вращающимся резервом между генераторами. Это происходит так - каждый генератор, участвующий в рынке, обязан поддерживать оптимальный уровень вращающегося резерва, который рассчитывается аргентинским Системным оператором (CAMMESA) ежедневно на базе модели оптимизации диспетчеризации вращающегося резерва. Производителям сообщается оптимальный уровень вращающегося резерва, оплата которого производится на базе почасовых расчетов фактического уровня вращающегося резерва, предоставленного производителем. Если уровень вращающегося резерва, предоставленного производителем, не опускался ниже оптимального, то выплачивается компенсация в размере рыночной цены того количества энергии, которое он произвел бы вместо предоставления вращающегося резерва. Если суммарный уровень вращающегося резерва в системе был недостаточным, то оплата компенсации оптимизированным производителям равна рыночной цене, увеличенной на сумму надбавки за повышенный риск аварии. Если уровень вращающегося резерва был меньше оптимального, он оплачивает недостаток резерва по цене регулирования частоты, определенной для текущего часа. Если уровень вращающегося резерва был больше оптимального, то производителю выплачивается возмещение по цене регулирования частоты, определенной для текущего часа. Производители сами решают, что им выгоднее - производить электроэнергию или предоставлять резерв, так как на аргентинском рынке электроэнергии отсутствует институт производителей, работающих в вынужденном режиме, и все заявки являются ценовыми. Для уравнивания условий подачи ценовых заявок ТЭС и ГЭС используется процедура оценки «себестоимости воды» ГЭС.

Аргентинские производители не оснащены аппаратурой АРЧМ, вследствие чего оплата вторичного резерва (в подавляющем большинстве - ГЭС) рассчитывается по простой формуле: компенсация за предоставление вторичного резерва равна цене рынка умноженной на процент предложения установленной мощности и на коэффициент эффективности регулирования частоты (число между 0 и 1, обычно 0.7-0.85). Контроль напряжения и перетоков реактивной мощности является обязанностью каждого рыночного агента, несоответствие параметрам, установленным Системным оператором штрафуется.

Другая ситуация наблюдается, когда генераторы оснащены приборами АРЧМ, как 10 крупнейших ГЭС Федеральной энергосистемы реки Колумбия, управляемые ВРА.

Резерв автоматического регулирования частоты и мощности АРЧМ предназначен для автоматического реагирования на флуктуации выработки и потребления электроэнергии в ответ на получение сигналов автоматического регулирования и задействуется без участия операторов производителей. Требования NERC устанавливают размер резерва АРЧМ для ВРА в размере 250 МВт. Стоимость услуги калькулируется на основе расчета средней стоимости энергии, которая могла бы быть выработана резервными мощностями, на основе издержек 10 крупнейших ГЭС Федеральной энергосистемы реки Колумбия, управляемых ВРА, к которым добавляется плата за предоставление АРЧМ, основанная на расчете компенсации падения эффективности генераторов и увеличения издержек на ремонты и обслуживание генераторов. В состав издержек включаются расходы на рыбоохранные и экологические мероприятия, цена повышающей трансформации электроэнергии, но исключаются затраты, связанные с регулированием напряжения и реактивной мощности.

Для каждой турбины, используемой для предоставления услуг АРЧМ, анализируется отклонение от оптимального уровня нагрузки, заданного кривой оптимизации нагрузки. Определяется коэффициент потери эффективности (0.25 и 0.29 для разных типов турбин), умножение которого на среднее время отклонения от оптимального графика нагрузки и цену электроэнергии, дает базу для расчета величины компенсации. Увеличение издержек на ремонты и обслуживание генераторов оценивается достаточно субъективно - путем опроса персонала по определенной методике, позволяющей оценить увеличение времени обслуживания генераторов и турбин, участвующих в предоставлении резерва АРЧМ. Для определения количества генераторов, необходимых для предоставления резерва АРЧМ используется коэффициент мультипликации. Каждый генератор имеет определенные операционные границы оптимального уровня нагрузки. Для предоставления резерва АРЧМ генератор должен быть загружен таким образом, чтобы отвечать уменьшением или увеличением уровня загрузки в ответ на управляющие сигналы, до тех пор, пока он остается в своих операционных границах.

Операционные границы в этом случае определяются изменением эффективности генерации в пределах 1% от максимума КПД. Максимум мощности, которую может предоставить для резерва АРЧМ, например, генератор с Nуст. =100 МВт, со следующими операционными параметрами: максимум КПД при 70 МВт, падение КПД на 1% при снижении нагруженной мощности до 60 или повышении до 82 МВт, равен 10 МВт. Тогда коэффициент мультипликации рассчитывается делением уровня нагрузки при максимальном КПД (70 МВт) на максимум мощности АРЧМ (10 МВт) и составляет 7. Для расчета коэффициента мультипликации анализируются графики эффективности энергоблоков трех Федеральных ГЭС (Grand Coulee, Chief Joseph, и Bonneville), рассчитанные коэффициенты мультипликации взвешиваются на корреспондирующий уровень нагрузки. На текущий период планирования надбавка АРЧМ рассчитана в размере $1.15/кВт среднемесячной загрузки генератора.

Расчет удельных издержек на предоставление резерва АРЧМ и доходов ВРА соотнесенных с этим сервисом, производится на основе издержек 10 крупнейших Федеральных ГЭС.

ВРА определяет годовую сумму операционных затрат 10 крупнейших Федеральных ГЭС (за минусом затрат на обеспечение реактивной мощности) в $576 млн. Прогноз величины среднегодового показателя использования мощности для всех системных нужд (генерация, предоставление вращающегося и дополнительного резервов и резерва Автоматического Регулирования Частоты и Мощности (АРЧМ)) оценивается в 10055 МВт. Сумма доходов, обеспеченных выработкой 10 крупнейших Федеральных ГЭС принимается равной 89% от общей.

Понятно, что такая система ценообразования на дополнительные услуги, обусловлена отсутствием конкуренции между генераторами, их предоставляющими. Все эти генераторы действуют как единое целое, как одна генерирующая компания в рамках единой энергосистемы Северо-запада США. Услуги Калифорнийскому Системному оператору предоставляют не конкретные ГЭС, а ВРА в целом, и их объем ограничен техническими характеристиками и конфигурацией высоковольтной сети.

Другой подход к установлению цен на дополнительные системные услуги используется в случае наличия реальной конкуренции между генераторами, способными их оказывать (оснащенными автоматикой АРЧВ и АРЧМ).

Прежде всего, Системным оператором определяется тот продукт, который является предметом купли-продажи на рынке дополнительных услуг.

Это может быть "час регулирования" - то есть интервал времени, во время которого определенный генератор предоставляет свою мощность в распоряжение Системного оператора с определенным текущим уровнем нагрузки (выработки) и определенными границами отклонения от этого уровня вверх и вниз. Тогда, как правило, определяется размер платы за час регулирования и процедура расчета компенсации упущенной выгоды генератора, на основе разницы между фактической и потенциальной величиной выработки при сложившемся уровне спотовых цен на электроэнергию. Зная процедуру расчета, конкурирующие поставщики резерва АРЧМ подают заявки с предложением цены часа регулирования Системному Оператору, который на основе ценового аукциона решает задачу выбора оборудования в складывающихся системных условиях (с учетом системных ограничений, диспетчерского графика, и технических характеристик генераторов - например, для такого сервиса очень важна скорость набора и снижения нагрузки генератора, предоставляющего услуги АРЧМ).

Другой подход может состоять в определении стоимости каждого регулирующего импульса. Если система АРЧМ предусматривает возможность дискретизации управляющих воздействий с минимальным стандартным шагом, то генераторы, предоставляющие услуги АРЧМ могут конкурировать по цене регулирующего импульса. В этом случае Системному Оператору приходится рассчитывать некое оптимальное суммарное число импульсов в течение часа регулирования, и уже потом решать задачу выбора оборудования для реализации АРЧМ. В свою очередь, конкурирующие поставщики услуг АРЧМ определяют сумму дополнительных затрат, связанных с повышенным износом оборудования, задействованного в режиме АРЧМ, по сравнению с загрузкой по оптимальному графику. Процедуры определения дополнительных издержек, мало чем отличаются от вышеприведенных процедур, используемых ВРА. Уровни дополнительных издержек термогенераторов несколько выше, чем гидрогенераторов, в связи с повышенным износом первых при отклонении от оптимальных режимов и дополнительными расходами дорогостоящего органического топлива (АЭС, как правило, в предоставлении дополнительных услуг не участвуют).

2.3 Принципы и характеристики системы АРЧМ в ЕЭС России

Как было вышеизложено ранее система АРЧМ в ЕЭС России выполняет следующие основные функции [2]:

- автоматическое астатическое регулирование частоты (АРЧ) в энергообъединении, состоящем из ЕЭС России и работающих синхронно с ней энергосистем стран СНГ и Балтии.

Частота энергообъединения является показателем состояния ее баланса мощности. Поэтому задача поддержания баланса ЕЭС сводится к поддержанию ее номинальной частоты [31]. Отклонение частоты в энергообъединении происходит в результате возникновения небаланса между генерацией и потреблением. По своей сути АРЧ представляет собой “контур быстрой обратной связи” по балансу мощности ЕЭС. Если у энергообъединения нет этого “контура”, то небалансы могут приводить к его дестабилизации. АРЧ, регулируя баланс мощности ЕЭС, оказывает стабилизирующее воздействие на энергообъединение, расширяя его возможные режимы работы.

- автоматическое ограничение перетоков мощности (токовой перегрузки)(АО(Т)П) по слабым внутренним и внешним сечениям энергообъединения, опасным с точки зрения нарушения устойчивости.

Эта функция важна с точки зрения поддержания устойчивости энергообъединения и надежности при параллельной работе энергосистем, и характерна именно для ЕЭС, поскольку большинство межсистемных связей являются слабыми с точки зрения пропускной способности. Особенностью этой функции является то, что при отсутствии перегрузок АО(Т)П находится в “стерегущем состоянии”, то есть не формирует управляющих воздействий на РЭ, но при возникновении перегрузки АО(Т)П должен действовать максимально быстро. По сути АО(Т)П является начальной ступенью противоаварийной автоматики (ПА) и по мере своих возможностей предотвращает нарушение устойчивости, поэтому ему дается приоритет перед другими функциями АВРЧМ, в случае приближения перетока к максимально допустимому значению ? тогда когда переток находится в так называемой “зоне минимального запаса”.

- автоматическое регулирование суммарных внешних перетоков активной мощности энергосистем с коррекцией по частоте (АРПЧ).

Эта функция важна с точки зрения селективного регулирования баланса мощности некоторой области регулирования, поскольку позволяет выделять собственные небалансы на фоне небалансов других областей регулирования синхронной зоны [1]. Также данная функция позволяет передавать электроэнергию в определенном объеме в соседную энергосистему путем его регулирования. В то же время введение такого вида регулирования вносит ограничения при торговле электроэнергией и мощностью с другими не соседними энергосистемами. С таким видом регулирования в ЕЭС России работают ОЭС Сибири и Кольская ЭС. Это обусловлено тем, что межсистемные связи этих энергосистем с остальной частью ЕЭС являются слабыми по пропускной способности и позволяют передать электроэнергию в ограниченном объеме. В связи с этим вносятся ограничения на торговлю с этими энергосистемами.

Таким образом, СУ по АВРЧМ состоят из нескольких подуслуг, соответствующих различным функциям АВРЧМ. Другой особенностью СУ по АВРЧМ является то, что не каждый РЭ может предоставлять указанные выше подуслуги. Так, для регулирования частоты желательно использовать РЭ, расположенные вблизи наибольшей концентрации центра нагрузок, чтобы при установлении баланса в энергосистеме путем мобилизации его резервов не потребовалась излишняя загрузка линий электропередач и потери электроэнергии были минимальны. С другой стороны, для регулирования и ограничения перетоков желательно, чтобы мобилизация резервов максимально изменяла значение мощности контролируемого перетока. Такие резервы в основном располагаются по периферии ЕЭС. Другим ограничением на привлечение того или иного РЭ к АВРЧМ может быть невозможность полной выдачи его резервов в связи с сетевыми ограничениями или большими потерями в сетях. Скорость мобилизации регулировочных диапазонов и их объем также имеют большое значение при выборе РЭ, поскольку для каждого вида подуслуг требуется определенные динамические характеристики. С учетом вышесказанного, вполне вероятны случаи, когда определенные виды подуслуг смогут предоставить лишь определенные РЭ и, соответственно, отбор участников для них в РСУ не всегда может быть конкурентным [56].

2.4 Требования к регулировочному диапазону и скорости изменения мощности РЭ для обеспечения СУ по АВРЧМ

Количественные характеристики составляющих небалансов и их динамики изменения являются исходными данными для определения требуемого регулировочного диапазона и необходимой скорости его мобилизации.

Размах нерегулярных колебаний определяет одну из важнейших составляющих регулировочного диапазона. Вторая составляющая регулировочного диапазона связана с монотонными изменениями.

Рассчитанные согласно методике [32], по данным СО ЕЭС и экспертных оценок [33] величины каждой из составляющих небалансов и скорости их изменения представлены в таблице 2.1.:

Исходя из характера небалансов мощности, резервы вторичного регулирования на загрузку и разгрузку для АРЧ и АРПЧ можно разделить на две части:

- постоянно используемые резервы, определяемые амплитудами случайных нерегулярных колебаний мощности;

- спорадически используемые резервы, определяемые максимумами из величин динамической погрешности регулирования балансов мощности в часы переменной части графика нагрузки и расчетных небалансов.

Разделенные по такому принципу необходимые резервы для АРЧ ЕЭС и АРПЧ ОЭС Сибири и их скорости мобилизации приведены таблице 2.2.

Таблица 2.1. Величины характерных небалансов мощности и скорости их изменения в ЕЭС и ОЭС Сибири за 2009 г.

	Расчетная величина амплитуды случайных нерегулярных колебаний мощности, МВт	Расчетная величина динамической погрешности регулирования баланса мощности в часы переменной части графика нагрузки, МВт	Расчетный небаланс мощности на загрузку/ разгрузку, МВт	Максимальная расчетная скорость изменения случайных нерегулярных колебаний мощности, МВт/мин.	Максимальная скорость изменения динамической погрешности регулирования баланса мощности в часы переменной части графика нагрузки, МВт/мин.
ЕЭС	±1367	±1367	+1200/-1200	±103	±332
ОЭС Сибири	±529	±529	+500/-750	±16	±50

Таблица 2.2. Резервы для АРЧ ЕЭС и АРПЧ ОЭС Сибири и их скорости мобилизации

	Постоянно используемые резервы на загрузку/ разгрузку, МВт	Спорадически используемые резервы на загрузку/ разгрузку, МВт	Скорость мобилизации постоянно используемых резервов, МВт/мин	Скорость мобилизации спорадически используемых резервов, МВт/мин
АРЧ ЕЭС	+1367/-1367	+1367/-1367	±103	±332
АРПЧ ОЭС Сибири	+529/-529	+750/-529	±165	±165

Отметим, что скорости мобилизации постоянно и спорадически используемых резервов для АРПЧ ОЭС Сибири определяются среднеквадратичной величиной скорости изменений нерегулярных колебаний нагрузки по регулируемому сечению [33].

В соответствии с методикой [32], резерв АО(Т)П нормируется как 20 % от максимально допустимого перетока контролируемого сечения.

Для примера приведем резервы и скорости их мобилизации для АО(Т)П по контролируемому сечению ОЭС Сибири -- остальная часть ЕЭС:

Таблица 2.3. Резервы для АОП по контролируемому сечению ОЭС Сибири - остальная часть ЕЭС и скорости их мобилизации

	Общий минимальный резерв АОП на загрузку/разгрузку, МВт	Скорости мобилизации резерва на разгрузку/загрузку, МВт/мин.
АОП по контролируемому сечению ОЭС Сибири - остальная часть ЕЭС	+400/-400	+165/-165

При этом согласно методике [32], резерв на загрузку должен размещаться с приёмной стороны, а резерв на разгрузку -- с передающей стороны.

Отметим, что скорости мобилизации резервов для АО(Т)П также определяются среднеквадратичными величинами скорости изменений нерегулярных колебаний нагрузки по регулируемым сечениям [33].

Объем необходимых резервов для АО(Т)П или спрос на данную подуслугу СУ по АВРЧМ в ЕЭС России пока неопределен. Определение данного объема (спроса) представляет собой отдельную сложную инженерную задачу, которую только предстоить решить. Поскольку резерв АО(Т)П используется спорадически, то в случаях когда величина и расположение резервов для целей НПРЧ, АРЧ, АРПЧ и третичного регулирования удовлетворяют требованиям к резервам для АО(Т)П, отдельный резерв для АО(Т)П может не предусматриваться [32]. Поэтому для оптимизации общего объема резервов АВРЧМ, расположение резервов для АО(Т)П необходимо выбирать совместно с расположением резервов для НПРЧ, АРЧ, АРПЧ и третичного регулирования, что еще более усложняет решаемую задачу.

К АВРЧМ традиционно привлекаются ГЭС, как наиболее маневренные объекты регулирования, обладающие большими резервами мощности. Предполагается, что к АВРЧМ будут привлечены все ГЭС с установленной мощностью более 100 МВт, при этом оплата их участия будет не в рамках РСУ [5]. Поскольку практически все ГЭС построены более 30 лет назад и большинство немодернизировано, то для участия их в АВРЧМ требуется модернизация их ГРАМ, организация каналов связи и систем мониторинга, а в некоторых случаях модернизация их оборудования. Таким образом, в ближайшее время к АВРЧМ скорее всего могут быть привлечены лишь некоторые из ГЭС с установленной мощностью более 100 МВт, которые лишь частично смогут покрыть необходимый объем резервов для АВРЧМ.

В настоящее время ведутся работы по привлечению к вторичному регулированию модернизированных ЭБ ТЭС, которые должны покрыть недостающий объем резервов, а также заменить ГЭС в маловодные и паводковые периоды.

В ЕЭС России планируется модернизация 96 ЭБ ТЭС с целью привлечения их к участию в НПРЧ и АВРЧМ. По данным СО ЕЭС в настоящее время 65 ЭБ уже модернизированы и сертифицированы на соответствие требованиям стандарта [34].

Регулировочный диапазон на модернизированных ЭБ ТЭС, участвующих в АВРЧМ, составляет не менее 5% от установленной мощности ЭБ. Изменение мощности при вторичном регулировании должно выполняться со скоростью не менее 1% номинальной мощности ЭБ в минуту, но не более максимально допустимой скорости 4% номинальной мощности ЭБ в минуту. При этом отработка всего диапазона вторичного регулирования должна происходить за время не более 10 минут. А динамическая и статическая погрешности отработки задания не должны превышать 1% от номинальной мощности ЭБ при любой скорости изменения задания, вплоть до максимальной.

Для выполнения указанных требований требуется модернизация оборудования ЭБ и их САУМ, организация каналов связи, установка терминала АВРЧМ и системы мониторинга.

Приведем сравнительную таблицу имеющихся и планируемых резервов и их скорости мобилизации по данным планов модернизации ЭБ ТЭС [14] и по данным СО ЕЭС:

Таблица 2.4 Резервы АРЧ ЕЭС и АРПЧ ОЭС Сибири

	Имеющиеся, на загрузку/разгрузку, МВт	Планируемые к подключению	Скорость мобилизации имеющихся резервов, МВт/мин	Скорость мобилизации планируемых резервов, МВт/мин
АРЧ ЕЭС	+400/-400 на ГЭС; +55/-55 на ЭБ ТЭС.	минимум +1345/-1345 максимум +5960/-5960 на ЭБ ТЭС	1200 на ГЭС; минимум 48, максимум 240 на ЭБ ТЭС.	минимум 269 максимум 1345.
АРПЧ ОЭС Сибири	+300/-600 на ГЭС.	+1200/-1200 на ГЭС.	2400 на ГЭС.	минимум 720 на ГЭС.

Поэтому возможно на начальном этапе введения РСУ будут обеспечены лишь постоянно используемые резервы, т.е. на рынке будет закуплено около 567 МВт резервов (около 41 % постоянно используемых резервов).При этом скорее всего эти резервы будут выбраны таким образом, чтобы использовать их и для АО(Т)П.

2.5 Подходы к формированию рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России

Основным механизмом определения цены СУ АВРЧМ как и других конкурентных рынков рассматривается компенсация упущенной выгоды при участии на других рынках электроэнергии и мощности, затрат на готовность участия и на участие в АВРЧМ, а также капитальных затрат РЭ при участии в регулировании. Однако помимо компенсации упущенной выгоды и затрат РЭ, при оплате СУ необходимо также учитывать экономические эффекты, получаемые при их предоставлении, поскольку именно они должны определять итоговую цену, которую необходимо компенсировать РЭ, участвующим в РСУ. Определение экономических эффектов позволит понять, какие виды услуг наиболее эффективны и востребованы. Они также покажут “слабые места” в энергообъединении, из-за которых необходимо предоставлять тот или иной дополнительный объем СУ. Соответственно собственники этих “слабых мест” будут обязаны либо компенсировать выявленный дополнительный объем СУ, либо модернизировать свой энергообъект для уменьшения этого объема. Таким образом, РСУ с таким механизмом определения цены мог бы в будущем сделать ЕЭС более надежной и энергоэффективной. Также для эффективной организации АВРЧМ в ЕЭС необходимо определить механизм взаиморасчетов со странами СНГ и Балтии для определения цены СУ по АВРЧМ.

Рассмотрим некоторые из перечисленных вопросов более подробно, а остальные разберем на основе примеров.

2.5.1 Компенсация затрат РЭ при готовности участия и участии в АВРЧМ

Каждому РЭ, участвующему в СУ по АВРЧМ должны быть возмещены затраты при готовности участия и участии в АВРЧМ, например, из-за снижения КПД или затрат на амортизацию.

Следует отметить, что при калькуляции амортизационных затрат, связанных со снижением КПД РЭ, на начальном этапе работы РСУ могут возникнуть неточности из-за недостаточности информации о физических воздействиях СУ по АВРЧМ на РЭ и отсутствия опыта в регулировании при помощи ЭБ ТЭС.

Исходя из исследования и опроса генерирующих компаний и электростанций, проведенного ВТИ [35] можно привести данные об эксплуатационных и амортизационных затратах ЭБ ТЭС в годовом исчислении:

- Ремонтная составляющая -- 10 ч 30 млн. руб.;

- Инспекционный контроль по результатам сертификационных испытаний --около 0,165 млн. руб.;

- Эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств. Величина этих затрат в основном определяется стоимостью каналов связи до диспетчерского центра СО ЕЭС. При этом максимальное значение, как правило, соответствует наиболее удаленной от диспетчерского центра ТЭС с наименьшим количеством ЭБ, привлеченных к участию во вторичном регулировании. Эти затраты могут составлять от 1 до 9 млн.руб;

- Снижение экономичности:

- Введение резерва -- 0,25ч0,5 млн. руб./год (для коэффициента рабочего времени 60 % и времени работы на номинальной нагрузке 5 % от всего времени работы);

- Снижение номинального и увеличение скользящего давления пара перед турбиной 5 ч 8 млн. руб.;

- Пережоги топлива и снижение КПД котла на 0,01ч0,03 % -- 0,7ч1,5 млн. руб.;

- Увеличение расхода на собственные нужды на 1ч1,5 % -- 0,5ч1 млн. руб.

По другим оценкам [36] эксплуатационная составляющая без учета расходов на компенсацию износа ротора ЦВД составляет -- 2 ч 3 млн. руб.

Таким образом, для обеспечения заинтересованности РЭ в участие в СУ по АВРЧМ необходимо ее должным образом оплачивать.

Для ГЭС аналогичный анализ только предстоит сделать.

2.5.2 Компенсация капитальных затрат РЭ

По оценкам ВТИ [35] величина подготовительных затрат на ЭБ ТЭС для участия в НПРЧ и АВРЧМ составляет от 35 до 80 млн. руб., в зависимости от текущего состояния ЭБ ТЭС. По другим оценкам [36] та же величина для ТЭС целиком может быть посчитана по формуле: 10 + 55*n млн. руб., где n - число ЭБ ТЭС, подготовленных к участию в регулировании. В капитальные затраты кроме непосредственно установки САУМ, модернизации оборудования и системы регулирования, замены и ремонта запорно-регулирующей арматуры и механизмов собственных нужд и т д. также входят [35, 36]:

- Проведение сертификационных испытаний -- около 1 млн. руб.;

- Установка терминала АВРЧМ (ПТК "Станция") -- около 6 млн. руб.+1*n млн.руб.;

- Установка системы мониторинга (ПТК "Монитор") фактического участия энергоблоков в НПРЧ и АВРЧМ -- около 3 млн. руб.+0.5*n млн.руб.;

- Системы связи с диспетчерским центром -- около 0.9 млн руб. (стоимость организации спутникового канала, включая стоимость оборудования и установки).

Также затраты на модернизацию ЭБ включают в себя затраты на установку новых систем автоматического регулирования. Как правило, модернизация предусматривает [36]:

- внедрение контроллера DEH на турбине (цифровые электрогидравлические контроллеры турбоагрегатов -- Digital Electro-Hydraulic), защиты и блокировки;

- скоординированное управление котлом и турбиной;

- логическое и функционально-групповое управление;

- аналоговое регулирование;

- аварийную сигнализацию;

- полуавтоматический пуск блока;

- связь с системами сторонних поставщиков;

- оперативное вычисление технико-экономических показателей в режиме реального времени;

- отображение графиков изменения параметров;

- архивную регистрацию и доступ к архивным данным;

- предоставление информации административно-техническому руководству электростанции.

По нашим данным, стоимость установки ГРАМ, удовлетворяющей требованиям для участия в АВРЧМ, составляет порядка 50 млн. руб. Более подробный анализ для ГЭС анализ только предстоит сделать.

2.5.3 Повышение пропускной способности и максимально допустимых перетоков по слабым по пропускной способности связям за счет их автоматического регулирования и ограничения

Автоматическое регулирование или ограничение перетоков мощности по контролируемому сечению позволяет повысить использование пропускной способности и максимально допустимый переток по данному сечению за счет снижения на половину амплитуды нерегулярных колебаний [37]. Например, для сечения ОЭС Сибири -- остальная часть ЕЭС повышение использования пропускной способности и максимально допустимого перетока составляет 171 МВт. Поскольку цены на оптовом рынке для первой и второй ценовых зон существенно отличаются, то данный запас позволяет покупать больше электроэнергии во второй ценовой зоне. При этом этот объем за год составляет около 1.5 млн МВт*ч. По данным [38] за счет введения автоматического ограничения с подавлением нерегулярных колебаний с периодом 1.5 -- 2 минут и более позволило бы повысить использование пропускных способностей основных связей ЕЭС на 2000 -- 3000 МВт. Поскольку существует разница между стоимостью электроэнергии на “местах” и ее стоимостью на оптовом рынке, то данный запас позволит увеличить долю электроэнергии, покупаемой на оптовом рынке. При этом этот объем за год составил бы от 17.5 до 26.3 млн МВт*ч.

2.5.4 Механизмы взаиморасчета со странами СНГ и Балтии

Поскольку частота является единым параметром в ЕЭС, то ее совместное автоматическое регулирование и поддержание ее заданного качества позволит наилучшим образом использовать выгоды параллельной работы энергосистем стран СНГ и Балтии, обеспечить качество вырабатываемой электроэнергии и повысить надежность работы каждой энергосистемы в отдельности. Также общими являются межсистемные и межгосударственные связи, совместное двухсторонное автоматическое ограничение которых позволит уменьшить общий объем использумых резервов и более эффективно поддерживать устойчивость энергообъединения и надежность при параллельной работе энергосистем. Поэтому для эффективной организации АВРЧМ в ЕЭС необходимо привлекать к АРЧ и АО(Т)П не только РЭ России, но и РЭ стран СНГ и Балтии и определить механизмы взаиморасчета с учетом нормативных документов и соглашений принятых в ЕЭС/ОЭС [39, 40 ? 42].

2.6 Выводы

Основные принципы формирования рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России состоят в следующем:

1. РСУ для обеспечения АВРЧМ в ЕЭС России - основополагающий инструмент (механизм) поддержания требуемого уровня надежности и надлежащего качества функционирования энергосистемы;

2. РСУ не является полностью конкурентным рынком, поскольку некоторые виды услуг могут быть предоставлены лишь некоторыми, а иногда лишь единственным субъектами электроэнергетики. Основным отличием РСУ от других рынков электроэнергетики является то, что продуктом торговли является не электроэнергия и мощность, а регулировочный диапазон мощности. Эта особенность предопределяет совершенно другие механизмы функционирования и организации данного рынка, в отличие от существующих рынков;

3. АВРЧМ является одной из ключевых СУ. Она состоит из нескольких подуслуг, соответствующих различным функциям системы АВРЧМ, предъявляющим различные требования к расположению, к объему предоставляемых услуг и характеристикам РЭ. Поэтому отбор для отдельных видов подуслуг может также осуществляться не конкурентно;

4. Различным видам подуслуг соответствуют различные виды регулировочных диапазонов, которые могут быть размещены как на ГЭС, так и на ЭБ ТЭС, удовлетворяющих требованиям СУ по АВРЧМ. Для эффективного функционирования рынка и в виду особенности СУ по АВРЧМ, перед проведением торгов необходимо провести расчеты по определению мест оптимального размещения резервов для различных подуслуг. На основе данных расчетов можно будет понять требования и оценить объемы спроса и предложения данного сектора рынка;

5. Для привлечения достаточного количества поставщиков необходима подготовка методики оценки стоимости СУ по АВРЧМ на основе расчетов затрат на ГЭС и ЭБ ТЭС и экономических эффектов, а также механизмов взаиморасчета со странами СНГ и Балтии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Стандарт организации ОАО РАО ЕЭС России. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России. Требования к организации и осуществлению процесса, техническим средствам. ? Введен 01.11.2007.

2. Андреев А.В., Лившиц Г.Н., Машанский А.М., Пономарёва А.Н., Сафронов А.Н. Иерархическая система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. //Электрические станции, 2010 г.,№ 3, С.43-51.

3. Жуков А.В., Демчук А.Т., Сафронов А.Н. Перспективы развития систем АРЧМ в ЕЭС России, сб. докладов XXI конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем», 29-31 мая, 2012 г. С.430-446.

4. СТО 59012820.29.240.002-2010. Стандарт организации ОАО СО ЕЭС. Обеспечение согласованной работы систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности ЕЭС России и автоматики управления мощностью гидроэлектростанций. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования. Издание официальное. ? Введен 01.07.10.

5. Постановление правительства РФ № 117 от 3.03.2010 г. «Правила отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг».

6. UCTE Operation Handbook ? Policy 1: Load-Frequency control. Final version. ? approved by SC on 19 March 2009. ? 33 p.

7. UCTE Operation Handbook ? Appendix 1: Load-Frequency control. Final version. ? approved by SC on 16 June 2004. ? 28 p.

8. Пресс-релиз ОАО СО ЕЭС. Электростанции ЕЭС России приступили к нормированному первичному регулированию частоты в рамках оказания услуг по обеспечению системной надежности [Электронный ресурс]. - 18.01.2011. - Режим доступа: http://www.so-ups.ru/index.php?id=press_release_view&tx_ttnews%5Btt_news%5D=2337. - Загл. с экрана.

9. Пресс-релиз ОАО СО ЕЭС. Системный оператор провел дополнительный конкурентный отбор поставщиков системных услуг по НПРЧ в период с сентября по декабрь 2011 года [Электронный ресурс]. - 29.08.2011. - Режим доступа: http://www.so- ups.ru/index.php?id=press_release_view&no_cache=1&tx_ttnews%5btt_ news%5d=2785. - Загл. с экрана.

10. Пресс-релиз ОАО СО ЕЭС. Системный оператор заключил договоры на оказание услуг по обеспечению системной надежности в 2012 году [Электронный ресурс]. - 24.01.2012 - Режим доступа: http://so-ups.ru/index.php?id=press_release_view&no_cache=1&tx_tt news%5btt_news%5d=3198. - Загл. с экрана.

11. Извещение о проведении конкурентного отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций (услуги по НПРЧ) в 2011 году [Электронный ресурс]. - утверждено ОАО СО ЕЭС 10 декабря 2010. - Режим доступа: http://www.so- ups.ru/fileadmin /files/company/markets/asm/2011/serv_freq_reg_notice_10_12_2010.pdf- Загл. с экрана.

12. Извещение о проведении конкурентного отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций (услуги по НПРЧ) в период с сентября по декабрь 2011 года [Электронный ресурс]. - утверждено ОАО СО ЕЭС 4 августа 2011. - Режим доступа: http://www.so-ups.ru/fileadmin/files/company/markets/asm/2011/ serv_ freq_reg_notice_04_08_2011.pdf - Загл. с экрана.

13. Извещение о проведении конкурентного отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций (услуги по НПРЧ) в 2012 году [Электронный ресурс]. - утверждено ОАО СО ЕЭС 22.11.2011. - Режим доступа: http://www.so-ups.ru/fileadmin/files/

company/markets/asm/2012/ serv_ freq_reg_notice_22_11_11.pdf. ? Загл. с экрана.

14. Приказ № 524 РАО ЕЭС России от 18.09.2002 г. «О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России».

15. NERC Balancing and Frequency Control. Technical document prepared by the NERC Resources Subcommittee ? 26 January 2011. ? 53 p.

16. UCTE Operation Handbook ? Introduction. Final version. ? approved by SC on 24 June 2004 ? 18 p.

17. UCTE Operation Handbook ? Glossary. Final version. ? approved by SC on 24 June 2004. ? 17 p.

18. Nordic Grid Code 2007 ? Nordic collection of rules ? approved by Nordel 15 January 2007 ? 190 p.

19. Balancing code №.3. Frequency control process. Issue 5 Revision 0. ? approved by National Frid Electricity Transmission 17 august 2012. ? 8p.

...