Нпрч и аврчм что это
Регулирование частоты
Частота электрического тока является важным показателем качества электроэнергии. Частота электричества в единой энергосистеме России — 50 Гц.
Частота в энергосистеме России практически не меняется, а только отклоняется на тысячные доли. Это главным образом связано с тем, что частота в сети постоянно регулируется Системным оператором.
Что же нам показывает частота? Простыми словами — частота сети показывает нам соотношение производства и потребления электроэнергии. Если это соотношение меняется, и, допустим, из строя выходит крупная электростанция и возникает дефицит электричества, то частота тока у нас кратковременно упадёт. Кратковременно, потому что недостающую нагрузку должны «подхватить» другие электростанции. Если резерва мощности в энергосистеме нет, то должны отключаться её потребители. Тем самым постоянно сохраняется частота электрического тока — 50 Гц.
ОПРЧ — общее первичное регулирование частоты.
Под общим первичным регулированием частоты (ОПРЧ) понимается первичное регулирование, осуществляемое в меру имеющихся возможностей всеми электростанциями, в зависимости от характеристик регуляторов скорости турбин, заданных техническими правилами, при поддержке системами регулирования производительности котлов и реакторов и в соответствии с действующими нормативами. ОПРЧ имеет целью сохранение энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при аварийных отклонениях частоты.
НПРЧ — нормированное первичное регулирование частоты.
Под нормированным первичным регулированием частоты (НПРЧ) понимается часть первичного регулирования, осуществляемое в целях обеспечения гарантированного качества первичного регулирования и повышения надёжности энергообъединения выделенными электростанциями (энергоблоками) нормированного первичного регулирования, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными для НПРЧ характеристиками (параметрами) первичного регулирования. Гарантированное качество первичного регулирования в синхронной зоне должно обеспечить удержание текущих значений частоты в безопасных для энергоблоков АЭС и ГРЭС, а также потребителей (предотвращение срабатывания АЧР) пределах (50±0,8 Гц в динамике и 50±0,2 Гц в квазистатике) при возникновении расчётного аварийного небаланса мощности.
Вторичное регулирование частоты.
Под вторичным регулированием понимается процесс изменения активной мощности специально выделенных для этой цели электростанций для компенсации возникшего небаланса мощности, ликвидации перегрузки транзитных связей, для восстановления частоты и заданных внешних перетоков, и, как следствие, восстановления резервов первичной регулирующей мощности, потраченных при действии первичного регулирования.
Под региональным вторичным регулированием понимается вторичное регулирование для энергосистемы.
Под зональным вторичным регулированием понимается совместное вторичное регулирование, осуществляемое в зоне двух и более смежных энергосистем, на основе особого соглашения о взаимодействии при региональном и зональном регулировании, заключенного между энергосистемами.
Под общим вторичным регулированием в энергообъединении понимается регулирование одним регулятором, расположенным в одной из энергосистем или в зоне регулирования, параметра, общего для энергообъединения (частоты, суммарного внешнего перетока по интерфейсу Восток-Запад).
Регулирование частоты в энергосистемах
Регулирование частоты в энергосистеме — процесс поддержания частоты переменного тока в энергосистеме в допустимых пределах. Частота является одним из важнейших показателей качества электрической энергии и важнейшим параметром режима энергосистемы. Частота в энергосистеме определяется балансом вырабатываемой и потребляемой активной мощности. При нарушении баланса мощности частота изменяется. Если частота в энергосистеме снижается, то необходимо увеличить вырабатываемую на электростанциях активную мощность для восстановления нормального значения частоты. В соответствии с ГОСТ 13109-97 частота должна находиться в пределах 50,0±0,2 Гц не менее 95 % времени суток, не выходя за предельно допустимые 50,0±0,4 Гц.
Утвержденные Электроэнергетическим советом СНГ в 2007 г. «Правила и рекомендации по регулированию частоты и перетоков» устанавливают более жесткие нормы и более высокие требования к качеству регулирования частоты и перетоков активной мощности энергосистемами. В частности, должно обеспечиваться удержание текущей частоты в пределах 50±0,05 Гц (нормальный уровень) и в пределах 50±0,2 Гц (допустимый уровень) с восстановлением нормального уровня частоты и заданных суммарных внешних перетоков мощности областей регулирования за время не более 15 минут для согласования отклонений частоты с планируемыми запасами пропускной способности транзитных сетей ЕЭС в нормальных условиях. Таким образом, требования к регулированию частоты в ЕЭС России в настоящее время соответствуют стандартам UCTE.
Выделяют три взаимосвязанных вида регулирования частоты:
Мощность различных электроприёмников по-разному зависит от частоты. Если мощность, потребляемая активной нагрузкой (лампы накаливания и т. д.), от частоты практически не зависит, то мощность реактивной нагрузки существенно зависит от частоты. В целом мощность комплексной нагрузки в энергосистеме уменьшается при снижении частоты, что облегчает задачу регулирования.
Нормированное первичное регулирование частоты и автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков мощности являются разновидностями услуг по обеспечению системной надежности на рынке системных услуг в электроэнергетике.
Содержание
Первичное регулирование частоты
Первичное регулирование частоты осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин (в некоторых источниках используется термин «автоматический регулятор скорости» (АРС)). При изменении частоты вращения турбины такие регуляторы осуществляют воздействие на регулирующие органы турбины (регулирующие клапаны у паровой турбины или направляющий аппарат у гидротурбины), изменяя подачу энергоносителя. При повышении частоты вращения регулятор уменьшает впуск энергоносителя в турбину, а при снижении частоты — увеличивает.
Назначение первичного регулирования заключается в удержании частоты в допустимых пределах при нарушении баланса активной мощности. При этом частота до номинального значения не восстанавливается, что обусловлено статизмом регуляторов.
Общее первичное регулирование частоты
Общее первичное регулирование частоты должно осуществляться всеми электростанциями в меру имеющихся возможностей. В настоящее время в России ТЭЦ, работающие по теплофикационному режиму в ОПРЧ не участвуют. На АЭС ОПРЧ реализовано на втором блоке Ростовской АЭС, готовится реализация ОПРЧ на четвертом блоке Калининской АЭС (пуск блока до конца 2011г).
Нормированное первичное регулирование частоты
Нормированное первичное регулирование частоты — организованная часть первичного регулирования, осуществляемая выделенными для этих целей электростанциями, на которых размещены первичные резервы и обеспечено их эффективное использование.
Вторичное регулирование частоты
Вторичное регулирование частоты — процесс восстановления планового баланса мощности путём использования вторичной регулирующей мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации перегрузки транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование может осуществляться автоматически или по командам диспетчера.
Вторичное регулирование начинается после действия первичного и предназначено для восстановления номинальной частоты и плановых перетоков мощности между энергосистемами в энергообъединении.
Третичное регулирование частоты
Третичное регулирование используется для восстановления резервов первичного и вторичного регулирования и для оказания взаимопомощи энергосистемам при неспособности отдельных энергосистем в составе ОЭС самостоятельно обеспечить вторичное регулирование.
Мониторинг участия электростанций и отдельных энергоблоков в регулировании частоты
В связи с тем, что участие в ОПРЧ является обязательным для всех электростанций, а другие виды регулирования частоты являются оплачиваемой услугой, необходимо осуществлять мониторинг участия электростанций в регулировании.
Нпрч и аврчм что это
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;
Регулирование частоты в энергосистеме
4.1. Баланс мощности и частота
Любое нарушение соответствия между выработкой электроэнергии и её потреблением немедленно отражается на качестве электроэнергии. Критерием такого соответствия является наличие баланса мощности между генераторами энергосистемы и её потребителями при номинальной частоте электрического тока:
где: — суммарная мощность генераторов электростанций (суммарная нагрузка
генераторов, генерация) при номинальной частое;
— суммарная мощность потребителей электроэнергии, включающая в себя
кроме собственно мощностей потребителей также и потери в сетях,
расход на собственные нужды энергосистемы и т.п. (суммарная нагрузка
потребителей, энергопотребление) при номинальной частоте.
Равенство суммарной мощности генераторов и потребителей является необходимым условием существования установившегося режима в энергосистеме. Если система работает с любой, в том числе и неноминальной частотой f, и частота эта неизменна, значит, в системе условие баланса выполняется при этой частоте:
где: и — то же, что и в (35), но при частоте f, отличной от номинальной.
Как будет показано ниже, и нагрузка генераторов, и нагрузка потребителей изменяются при изменении частоты. Характер этой зависимости таков, что при небольших нарушениях баланса (35), вызванных изменением нагрузки генераторов или потребителей, соответствие между выработкой и потреблением электроэнергии (36) восстанавливается автоматически при новой частоте. Это свойство саморегулирования энергосистемы обеспечивает устойчивость её работы. При сильных нарушениях баланса возможно нарушение саморегулирования, что может привести к возникновению аварийной ситуации в энергосистеме.
Частота в энергосистеме является показателем состояния баланса мощности; задача поддержания баланса сводится к поддержанию номинальной частоты.
Регулирование режима энергосистемы по частоте сводится к постоянному поддержанию баланса мощности путем ручного или автоматического (а чаще и того, и другого одновременно) изменения нагрузки генераторов электростанций таким образом, чтобы частота все время оставалась близкой к номинальной. Стандартом на качество электроэнергии предусмотрено поддержание частоты в энергосистеме в пределах 50±0,1 Гц.
Нормально DР = 0, и формула (37) превращается в (35). Небаланс положителен при избытке мощности генераторов () и отрицателен при дефиците мощности генераторов ().
При возникновении небаланса (DР ¹ 0) частота изменяется таким образом, чтобы при новом её значении восстановилось равенство между суммарными нагрузками генераторов и потребителей. Новые значения мощности генераторов и потребителей можно выразить следующим образом:
Из (36) с учетом (37)–(39) следует взаимосвязь между небалансом мощности при номинальной частоте DР и изменениями мощности генераторов DРГ,f и потребителей DРП,f в результате последовавшего за возникновением небаланса изменения частоты:
Реакцию генераторов и потребителей энергосистемы на изменение частоты, появляющуюся вслед за возникновением первичного небаланса DР, будем называть вторичным небалансом энергосистемы по частоте DРf:
Как следует из (40) и (41), вторичный небаланс энергосистемы равен по величине первичному небалансу и противоположен ему по знаку; его появление компенсирует первичный небаланс и восстанавливает при новой частоте нарушенное равновесие:
Глава 3.3. Автоматика и телемеханика (Часть 6)
Раздел 3. Защита и автоматика
(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.
ПУЭ Глава 3.3. Автоматика и телемеханика
Вторичное регулирование частоты (АВРЧМ)
Вторичное регулирование частоты — процесс восстановления планового баланса мощности путём использования вторичной регулирующей мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации перегрузки транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование осуществляется автоматически под воздействием центрального регулятора.
Вторичное регулирование начинается после действия первичного и предназначено для восстановления номинальной частоты и плановых перетоков мощности между энергосистемами в энергообъединении.
В основном во вторичном регулировании участвуют гидроэлектростанции (ГЭС) в связи с их маневренностью. Все крупные ГЭС России подключены к системе АВРЧМ для участия во вторичном регулировании и получают в режиме реального времени (характерный цикл информационного обмена — 1 сек) задание вторичной мощности, которое через групповой регулятор активной мощности (ГРАМ) поступает непосредственно на исполнение системами управления гидроагрегатами.
В период паводка для наиболее экономичного срабатывания паводковой воды в гидротурбинах к АВРЧМ привлекаются и электростанции других типов (ТЭС, ПГУ). Участие ТЭС, ПГУ в АВРЧМ осуществляется в рамках работы рынка системных услуг.
Ссылки по теме
Общие сведения об энергосистеме
Энергосистема – совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, а также потребителей электроэнергии и тепла, связанных общностью режима в непрерывности процессов производства, преобразования, передачи, распределения и потребления электрической и тепловой энергии при общем управлении этими режимами. Электрическая часть энергосистемы называется электроэнергетической системой.
Объединение электроэнергетических систем на параллельную работу дает следующие преимущества:
Единая энергетическая система России (ЕЭС России) – совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Основная цель создания и развития Единой энергетической системы России состоит в обеспечении надежного и экономичного электроснабжения потребителей на территории России с максимально возможной реализацией преимуществ параллельной работы энергосистем.
ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В настоящее время ЕЭС России включает в себя 69 энергосистем на территории 79 субъектов российской Федерации, работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС – ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС Востока, работающей изолированно от ЕЭС России. Кроме того, ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией через вставку постоянного тока в Выборге). Энергосистемы Белоруссии, России, Эстонии, Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в 2001 г. Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ.
Системный оператор выделяет три крупных независимых энергообъединения в Европе – Северную (NORDEL), Западную (UCTE) и Восточную (ЕЭС/ОЭС) синхронные зоны (NORDEL и UCTE в июле 2009 г. вошли в состав нового европейского объединения – ENTSO-E). Под ЕЭС/ОЭС понимается ЕЭС России в совокупности с энергосистемами стран СНГ, Балтии и Монголии.
Предисловие
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные. правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС»)
2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 июня 2017 г. Ne 100-П)