Про затвердження Кодексу системи передачі

загальні інвестиційні витрати проекту;

збільшення пропускної спроможності;

вплив на технологічні витрати електричної енергії в електричних мережах;

надійність електропостачання;

запаси статичної стійкості;

інтеграція ВДЕ;

соціальний вплив та вплив на навколишнє середовище;

вплив на суспільний добробут.

4.6. Процес планування розвитку системи передачі має супроводжуватися розробкою та періодичним оновленням схем перспективного розвитку електричних мереж системи передачі, в яких рішення, передбачені Планом, деталізуються з урахуванням забезпечення вимог операційної безпеки.

4.7. ОСП визначає терміни, в які необхідно забезпечити реалізацію рішень з розвитку системи передачі для забезпечення відповідності (достатності) пропускної спроможності системи передачі.

5.1. План щорічно розробляється ОСП на основі Звіту, а також з урахуванням планів розвитку суміжних систем передачі, систем розподілу електричної енергії.

5.2. План повинен містити:

опис методології розробки Плану із зазначенням методів та засобів, які були використані при проведенні відповідних досліджень та моделювань;

аналіз роботи ОЕС України за останні 3-5 років та опис поточної ситуації;

аналіз виконання попереднього Плану;

аналіз отриманих результатів досліджень та моделювання, у тому числі виявлених "вузьких місць" та обмежень пропускної спроможності системи передачі, та формування вимог щодо цільових показників роботи системи передачі;

перелік необхідних заходів з розвитку системи передачі на наступні 10 років, спрямованих на забезпечення ефективного функціонування системи передачі, з обґрунтуванням необхідності та/або доцільності їх реалізації та визначенням пріоритетності їх реалізації;

аналіз ризиків при неповній реалізації запланованих рішень з розвитку системи передачі, можливих форс-мажорних обставин тощо;

перелік основних об’єктів системи передачі, будівництво або реконструкція яких є доцільними протягом наступних 10 років;

інформацію щодо об’єктів системи передачі, які мають бути збудовані та/або реконструйовані протягом наступних 10 років, строки їх будівництва та/або реконструкції, джерела фінансування;

інформацію про інвестиції в об’єкти системи передачі, щодо яких уже прийняті рішення та які перебувають на стадії реалізації, із зазначенням прогнозних інвестицій, що мають бути здійснені протягом наступних 3 років.

5.3. Вихідні дані для розробки Плану щорічно надаються ОСП Користувачами згідно з переліком, який визначається ОСП відповідно до глави 8 цього розділу, та у визначені ним терміни, але не пізніше ніж до 01 лютого року відповідно до пункту 1.9 глави 1 цього розділу.

5.4. ОСП повинен здійснити аналіз отриманих від ОСР проектів планів розвитку систем розподілу на наступні 5 років щодо частин цих планів, що відносяться до розвитку електричних мереж 110 (150) кВ, на відповідність Плану та надати ОСР висновки (з обґрунтованими пропозиціями та зауваженнями щодо необхідності коригування у випадку невідповідності) протягом 20 робочих днів з дати отримання їх від ОСР.

У разі обґрунтованої необхідності виконання заходів з будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення об’єктів ОСП, пов’язаних з виконанням планів розвитку систем розподілу, ОСР погоджує з ОСП технічне завдання на проектування таких заходів.

Виконання таких заходів у мережах ОСП має бути передбачено у Плані та відповідній інвестиційній програмі ОСП та корелюватися із термінами виконання відповідних заходів у планах розвитку систем розподілу та інвестиційних програмах ОСР.

5.5. Підготовлений проект Плану оприлюднюється ОСП на власному веб-сайті в мережі Інтернет до 15 березня року, що передує року початку планового періоду.

5.6. ОСП протягом календарного місяця з дати опублікування проекту Плану у прозорий та недискримінаційний спосіб забезпечує проведення громадських обговорень та консультацій із заінтересованими учасниками ринку, збір зауважень та пропозицій, їх розгляд та аналіз.

5.7. За результатами проведених громадських обговорень та консультацій, розгляду та аналізу наданих пропозицій та зауважень ОСП здійснює доопрацювання проекту Плану та розміщує на власному веб-сайті в мережі Інтернет звіт щодо врахування або відхилення (з відповідним обґрунтуванням) наданих пропозицій та зауважень.

5.8. ОСП повинен подати проект Плану на схвалення Регулятору до 01 травня року, що передує року початку планового періоду. Разом з проектом Плану ОСП надає детальні матеріали та результати розрахунків, що здійснювалися при підготовці Плану, а також результати проведених громадських обговорень та консультацій.

5.9. У разі отримання зауважень та пропозицій від Регулятора ОСП здійснює коригування проекту Плану та повторно подає його на схвалення у встановлені Регулятором терміни.

5.10. Після схвалення Плану Регулятором ОСП оприлюднює його на власному веб-сайті в мережі Інтернет.

6.1. ОСП готує звіт про виконання Плану з метою надання інформації Регулятору та Користувачам про повноту та своєчасність виконання заходів схваленого Плану та досягнення відповідних результатів.

6.2. У звіті про виконання Плану має міститись така інформація:

1) перелік заходів, передбачених Планом, із зазначенням стану їх виконання;

2) причини невиконання запланованих заходів з відповідним обґрунтуванням;

3) ретроспективний порівняльний аналіз показників результативності діяльності ОСП (усунення вузьких місць, величини рівнів витрат електричної енергії, пропускної спроможності, показників якості електричної енергії, показників надійності (безперервності) передачі електричної енергії тощо).

6.3. Звіт про виконання Плану формується ОСП згідно з формою, наведеною в додатку 10 до цього Кодексу, та подається Регулятору до 01 березня року, наступного за звітним, в електронній формі (файл Excel та скан-копія у форматі pdf) на електронну адресу НКРЕКП energo3@nerc.gov.ua та на офіційну адресу із накладанням кваліфікованого електронного підпису.

7.1. Оцінка відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі повинні здійснюватися на єдиній інформаційній базі, яку створює, адмініструє та використовує ОСП.

7.2. Підготовка інформаційного поля для проведення досліджень здійснюється на основі постійного, періодичного або за запитом ОСП моніторингу:

законодавчої та нормативно-правової бази, очікуваних та можливих їх змін у майбутньому;

державної політики в соціально-економічній сфері;

стану та перспектив розвитку економіки та окремих її галузей;

ситуації на ринку електричної енергії України та суміжних країн;

технічних характеристик елементів ОЕС України;

техніко-економічних, екологічних та показників надійності роботи елементів ОЕС України;

режимів роботи ОЕС України;

планів розвитку енергетичних компаній та стану їх реалізації;

темпів та напрямків науково-технічного прогресу в електроенергетиці та інших галузях економіки;

іншої інформації, яку ОСП визначає як необхідну для вирішення задач оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі.

У процесі моніторингу ОСП здійснює аналіз отриманої інформації, її узагальнення та аналітичну обробку та в максимально структурованому вигляді заносить та підтримує її в актуальному стані у спеціалізованій базі даних.

7.3. Для збору інформації, необхідної для оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі, ОСП використовує відкриті джерела інформації, а також має право звертатися до органів державної виконавчої влади, органів державної статистики, наукових установ, інших установ та організацій щодо надання відповідної інформації.

7.4. Інформація від користувачів системи передачі/розподілу, яка необхідна для оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі, поділяється на постійні дані та дані, які надаються на періодичній основі.

7.5. ОСП повинен розробити та оприлюднити на власному веб-сайті в мережі Інтернет форми надання постійних та періодичних даних користувачами системи передачі/розподілу та відповідні інструкції щодо їх заповнення.

За запитом користувача системи передачі/розподілу ОСП повинен надавати відповідні роз’яснення щодо заповнення форм надання даних.

7.6. ОСП повинен забезпечити нерозголошення комерційної інформації, отриманої ним від користувачів системи передачі/розподілу у процесі виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі.

8.1. Для складання Плану та Звіту використовуються постійні дані щодо технічних характеристик електроустановок Користувачів.

8.2. Постійні дані включають технічні характеристики (встановлені заводом-виробником, визначені проектом або за результатами випробування), схеми та режими, що характеризують роботу електроустановок (та/або їх складових), приєднаних до системи передачі.

8.3. Постійні дані відповідно до наведених у главі 6 розділу X цього Кодексу типів даних надаються Користувачами при їх приєднанні до системи передачі та оновлюються у разі їх зміни (старіння даних, реконструкції електроустановок тощо) або на окремий запит ОСП.

8.4. ОСП має право доповнювати та уточнювати перелік постійних даних, необхідних для підготовки Плану та Звіту.

9.1. Для складання Плану та Звіту використовуються дані, що характеризують роботу електроустановок Користувачів, та надаються на періодичній основі.

9.2. Користувачі згідно з видами своєї діяльності на ринку електричної енергії повинні надавати:

фактичні дані за попередні 3 роки та дані на прогнозний період щодо потреб в обсягах електричної енергії, максимальної активної та реактивної потужності;

фактичні дані за попередні 3 роки та дані на прогнозний період щодо встановленої енергогенеруючої потужності, встановленої потужності та повної енергоємності СНЕ, обсягів виробництва електричної енергії та потужності, встановленої потужності та повної енергоємності СНЕ, а також надання допоміжних послуг;

техніко-економічні, екологічні та показники надійності роботи енергогенеруючої потужності та СНЕ за останні 3 роки;

плани щодо будівництва, реконструкції та технічного переоснащення, техніко-економічні показники відповідних проектів та їх обґрунтування щодо відповідності вимогам екологічної безпеки, а також виведення з експлуатації об’єктів електроенергетики та електроустановок СНЕ;

плани розвитку систем розподілу.

9.3. Оперативні фактичні дані щодо обсягів споживання активної та реактивної потужності, вузлів та перетинів, а також рівнів напруги в характерних точках мережі та інші дані щодо схеми електрозабезпечення та режиму роботи електроенергетичного обладнання мають бути отримані у процесі здійснення контрольного виміру в режимні дні, визначені ОСП.

9.4. Визначення обсягів споживання активної та реактивної потужності окремих Користувачів здійснюється цими Користувачами, які несуть відповідальність за достовірність даних, що надаються.

9.5. Користувачі мають надавати ОСП фактичні дані попереднього року та дані на прогнозний період щодо своїх потреб в обсягах електричної енергії, активної та реактивної потужності в цілому та по кожній точці приєднання до електричної мережі.

9.6. Користувачі - ОСР, готуючи інформацію, яка стосується обсягів споживання у вузлах своєї електричної мережі, мають ураховувати точки розділу з мережами сусідніх Користувачів, не допускаючи взаємного дублювання споживання в точці розділу, з відповідним узгодженням цієї інформації з суміжними Користувачами перед її наданням ОСП.

9.7. Дані фактичного споживання та попиту активної потужності та енергії мають містити таку інформацію:

фактичні добові графіки споживання активної потужності для доби максимального попиту та доби мінімального попиту в ОЕС України, дати яких визначаються ОСП;

фактичні добові графіки споживання активної потужності для доби максимального попиту та доби мінімального попиту кожного Користувача, дати яких визначаються Користувачем з урахуванням статистичних даних та/або умов виробництва;

фактичне споживання електричної енергії за попередній рік та щорічні потреби в активній енергії на прогнозний період для кожної з точок приєднання Користувача (ОСР надають, у тому числі, дані по основних групах споживачів, галузях промисловості та енергоємних підприємствах);

типові погодинні графіки добового споживання по групах споживачів для робочого та вихідного дня опалювального та неопалювальних сезонів.

9.8. На окремий запит ОСП Користувачі зобов’язані надавати таку додаткову інформацію:

дані про прогнозований попит за будь-які інші періоди;

детальні дані про будь-які індивідуальні навантаження, характеристики яких значно відрізняються від типового діапазону побутових, комерційних і промислових навантажень;

чутливість споживання (активна і реактивна потужності) до змін напруги і частоти в електричній мережі;

максимально можливий вплив на напругу електричної мережі в точці приєднання, який на думку Користувача, може надавати нелінійність характеристик його устаткування;

детальні дані по будь-яких споживачах, генеруючих установках та СНЕ, що можуть викликати зміну активної потужності в точці приєднання більшу ніж на 300 кВт за хвилину для розподільної мережі та більшу ніж на 5 МВт за хвилину - для магістральної мережі;

іншу інформацію, що за оцінкою ОСП потрібна для перспективного планування.

9.9. Дані з виробництва електричної енергії надаються по кожному виробнику електричної енергії для генеруючих одиниць типу В, С, D і мають містити таку інформацію:

виробництво електричної енергії по кожній енергоустановці (кожному енергоблоку) у річному та місячному розрізі (кВт·год);

відпуск електричної енергії з шин станцій у річному та місячному розрізі (кВт·год);

обмеження потужності для нормальних режимів (постійні та/або сезонні), якщо такі є (кВт);

очікуваний режим роботи (базове навантаження, напівпікове навантаження, пікове навантаження, можливості надання резервів тощо) на кожній електростанції;

добовий прогнозований графік виробництва активної потужності для енергоустановок або енергоблоків. Такий графік надається по відношенню до кожної точки приєднання для доби пікового та мінімального попиту, а також типового попиту робочих та вихідних днів по кожному місяцю кожного року прогнозованого періоду.

9.10. По кожній електростанції або генеруючій одиниці, які передбачається виділяти за допомогою автоматики частотного ділення (АЧД) для збереження їх власних потреб на район із приблизно збалансованим навантаженням, має надаватися прогнозоване значення максимального та мінімального споживання потужності цим районом (кВт) з урахуванням обсягів автоматичного частотного розвантаження.

9.11. Користувачі системи передачі/розподілу, в яких установлено СНЕ типу А2, В, С, D, надають інформацію про:

відпуск електричної енергії по кожній електроустановці СНЕ у річному та місячному розрізі (МВт·год);

відбір електричної енергії по кожній електроустановці СНЕ у річному та місячному розрізі (МВт·год);

очікуваний режим роботи (базове навантаження, напівпікове навантаження, пікове навантаження, можливості надання резервів тощо) на кожній електроустановці;

добовий прогнозований графік відпуску та відбору активної потужності, що надається по кожній точці приєднання для доби пікового та мінімального попиту, а також типового попиту робочих та вихідних днів по кожному місяцю кожного року прогнозованого періоду;

добовий прогнозований графік відбору активної потужності, що надається по кожній точці приєднання для доби пікового та мінімального попиту, а також типового попиту робочих та вихідних днів по кожному місяцю кожного року прогнозованого періоду.

1.1. До системи передачі можуть бути приєднані:

електростанції, встановлена потужність яких перевищує 20 МВт;

електростанції, встановлена потужність яких становить 20 МВт та менше відповідно до ТЕО;

електроустановки систем розподілу (об’єкти розподілу);

системи постійного струму високої напруги (системи ПСВН);

електроустановки споживача на рівні напруги 110 кВ та вище (об’єкти енергоспоживання) відповідно до ТЕО;

електроустановки існуючих споживачів у частині зміни дозволеної до використання потужності без підвищення рівня надійності електрозабезпечення електроустановки, зміни ступеня напруги та/або зміни схеми живлення.

1.2. Право на приєднання до системи передачі має будь-який Замовник, електроустановки якого відповідають встановленим технічним умовам на приєднання, а сам Замовник дотримується або зобов’язується дотримуватися вимог цього Кодексу.

1.3. Будівництво, реконструкція чи технічне переоснащення електричних мереж від точки приєднання до струмоприймачів Замовника забезпечується Замовником та залишається у його власності.

1.4. Точка приєднання електроустановок Замовника розташовується на межі земельної ділянки Замовника або, за його згодою, на території цієї земельної ділянки. Точка приєднання електроустановок Замовника зазначається в договорі про приєднання електроустановок до системи передачі (додаток 3 до цього Кодексу).

1.5. Розроблення та узгодження з ОСП та іншими заінтересованими сторонами проектної документації на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж системи передачі з метою приєднання електроустановок Замовника (електроустановок інженерного зовнішнього електрозабезпечення), а також вирішення питань щодо відведення земельних ділянок для розміщення об’єктів зовнішнього забезпечення здійснюється Замовником.

1.6. ОСП не має права відмовити в приєднанні електроустановок Замовника до системи передачі за умов дотримання Замовником вимог цього Кодексу, відсутності обмеження пропускної спроможності в мережі ОСП (або окремих її елементах), до якої Замовник виявив наміри приєднатися, забезпечення надійності електропостачання та стандартів операційної безпеки функціонування ОЕС України.

1.7. ОСП при видачі Замовнику технічних умов на приєднання або формуванні вимог, висновків/рекомендацій щодо виконання відповідних технічних заходів щодо технічних умов на приєднання, підготовлених ОСР, для забезпечення надійної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах має керуватися принципом забезпечення операційної безпеки функціонування ОЕС України.

У разі досягнення меж операційної безпеки функціонування ОЕС України ОСП має вживати заходів щодо тимчасового припинення (обмеження) видачі технічних умов на приєднання та/або надання письмових висновків/рекомендацій щодо виконання технічних заходів для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах до реалізації технічних та ринкових заходів, передбачених затвердженим Звітом з оцінки відповідності (адекватності) генеруючих потужностей.

Рішення щодо припинення (обмеження) видачі технічних умов на приєднання та/або надання письмових висновків/рекомендацій щодо виконання технічних заходів для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах має бути:

обґрунтованим із зазначенням причин такого припинення (обмеження). Обґрунтування причини такої відмови має базуватися на об'єктивних технічно та економічно обґрунтованих критеріях, а також інформації про обґрунтований строк, після закінчення якого Замовник має звернутися щодо видачі технічних умов на приєднання;

направлено на адресу користувачів системи передачі;

розміщено на власному веб-сайті ОСП у мережі Інтернет;

направлено Регулятору та до центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, у п’ятиденний термін з дня його оформлення.

У разі прийняття ОСП рішення щодо припинення (обмеження) видачі технічних умов  на  приєднання  для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах терміни підготовки технічних умов та договору приєднання ОСП та ОСР призупиняються.

Прийняття/скасування рішення щодо припинення (обмеження) видачі технічних умов на приєднання та/або надання письмових висновків/рекомендацій щодо виконання технічних заходів для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах може здійснюватися ОСП виключно згідно з відповідними вимогами (критеріями), розробленими і затвердженими ОСП та оприлюдненими ним на власному веб-сайті в мережі Інтернет.

1.8. Приєднання новозбудованих електроустановок до системи передачі не має призводити до погіршення параметрів надійності та якості електричної енергії для інших Користувачів.

1.9. Перед здійсненням приєднання до мережі системи передачі Замовник повинен надати всю запитувану ОСП інформацію, яка визначена цим Кодексом, включаючи інформацію, необхідну для планування режимів роботи енергосистеми.

1.10. У випадках, визначених Кодексом систем розподілу, затвердженим постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 310, для врахування пропускної спроможності мережі ОСП, ОСР звертається до ОСП за отриманням вимог (технічних заходів) ОСП, виконання яких необхідне в електричних мережах ОСП для забезпечення технічної можливості приєднання електроустановок замовника.

ОСП у строк не більше ніж 10 робочих днів від дати звернення ОСР має надати вимоги (або повідомити про їх відсутність), виконання яких необхідне в електричних мережах ОСП для забезпечення технічної можливості приєднання електроустановок замовника.

ОСП оприлюднює на офіційному вебсайті в мережі Інтернет порядок та вичерпний перелік документів для отримання вимог ОСП, які мають містити:

вимоги до електроустановок замовника стосовно каналів зв’язку для передачі інформації щодо обліку, телевимірювань та даних оперативно-технологічного характеру, у тому числі щодо показників якості електричної енергії;

вимоги до електроустановок ОСП у частині організації релейного захисту та протиаварійної автоматики;

вимоги чинних нормативно-технічних документів у частині забезпечення критеріїв видачі/споживання потужності з відповідним обґрунтуванням.

1.11. У випадку ініціювання суб’єктом підприємницької діяльності процедури встановлення та підключення  електроустановок СНЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення користувача системи передачі/розподілу, до станції або генеруючої одиниці таке підключення повинно здійснюватися без збільшення встановленої потужності об’єкта електроенергетики, до якого здійснюється підключення.

При підключенні користувачем системи передачі/розподілу СНЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення, до станції або генеруючої одиниці на розгляд до ОСП/ОСР надається завдання на проєктування. ОСП/ОСР у термін, що не перевищує 10 робочих днів, має надати обґрунтовану відповідь.

Електроустановки СНЕ, що підключені до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення користувача системи передачі/розподілу, до станції або генеруючої одиниці, повинні відповідати вимогам цього Кодексу, зокрема наведеним у таблиці 1 пункту 2.2 глави 2 та/або главі 6 цього розділу.

2.1. Визначення типу генеруючих одиниць

Генеруючі одиниці класифікуються за чотирма категоріями відповідно до рівня напруги їхньої точки приєднання та їхньої потужності, а саме:

тип А - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і потужністю до 1 МВт включно;

тип В - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і потужністю від 1 МВт до 20 МВт включно;

тип С - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і потужністю від 20 МВт до 75 МВт включно;

тип D - точка приєднання з напругою 110 кВ або вище. Генеруюча одиниця також належить до типу D, якщо її точка приєднання має напругу нижче 110 кВ, а потужність становить 75 МВт та вище.

2.2. Технічні вимоги за типами генеруючих одиниць

Перелік загальних технічних вимог до відповідних типів генеруючих одиниць та додаткових технічних вимог до синхронних генеруючих одиниць та одиниць енергоцентрів наведений у таблицях 1-3 відповідно.

2.3. Технічні вимоги щодо стабільності частоти:

1) діапазони частоти:

генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати в межах діапазону частот та інтервалів часу, зазначених у таблиці 4.

Існуючі генеруючі одиниці АЕС та ТЕС мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі в діапазоні 48,0-49,0 Гц не менше 5 хвилин, у діапазоні 47,5-48,0 Гц не менше 60 секунд, у діапазоні 50,5-51,5 Гц не менше 10 секунд;

2) стійкість до швидкості зміни частоти:

генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаним до мережі і працювати при швидкості зміни частоти до 1,7 Гц/с;

3) режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSM-O):

генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечити зміни активної потужності при відхиленні частоти за межі зони нечутливості по частоті (див. рис. 1) та зі статизмом, визначеними ОСП у межах значень, вказаних в абзацах третьому та четвертому цього підпункту;

зона нечутливості по частоті fRmax повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 50,2 Гц до 50,5 Гц включно;

уставка статизма повинна мати можливість змінюватися в діапазоні між 2 % і 12 %;

генеруючі одиниці мають бути здатними до реакції активної потужності на відхилення частоти з затримкою не більше 1 секунди;

після досягнення генеруючою одиницею мінімального технічного рівня Pmin навантаження генеруючої одиниці вона має бути здатною продовжувати роботу на цьому рівні;

генеруючі одиниці мають бути здатним до стійкої роботи в режимі LFSM-O. Коли LFSM-O активний, уставка LFSM-O повинна мати пріоритет над іншими видами регулювання активної потужності;

див. зображення

Pmax, Pmin - максимальний, мінімальний технічний рівень потужності генеруючої одиниці; Pпоточ - поточний рівень потужності; fRmax - максимальне значення зони нечутливості по частоті; fmin, fmax мінімальна, максимальна допустима частота роботи генеруючої одиниці.

4) режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSMU):

генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечити зміни активної потужності при відхиленні частоти за межі зони нечутливості по частоті (див. рис. 2) та зі статизмом, визначеними ОСП в межах значень, вказаних в абзацах третьому та четвертому цього підпункту;

зона нечутливості по частоті fRmin повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 49,8 Гц до 49,5 Гц включно;

уставки статизма повинні мати можливість змінюватися в діапазоні між 2 % і 12 %;

генеруючі одиниці мають бути здатними до реакції активної потужності на відхилення частоти з затримкою не більше 1 секунди;

після досягнення генеруючою одиницею максимального технічного рівня Pmax навантаження генеруючої одиниці вона має бути здатною продовжувати роботу на цьому рівні;

генеруючі одиниці мають бути здатним до стійкої роботи в режимі LFSM-U;

див. зображення

Pmax, Pmin - максимальний, мінімальний технічний рівень потужності генеруючої одиниці; Pпоточ - поточний рівень потужності. fRmin, fRmax - мінімальне, максимальне значення зони нечутливості по частоті; fmin, fmax мінімальна, максимальна допустима частота роботи генеруючої одиниці.

5) режим нормованого первинного регулювання частоти (частотно чутливий режим FSM):

генеруючі одиниці мають бути здатними змінювати активну потужність при відхиленні частоти відповідно до параметрів, встановлених ОСП, (див. рис. 3) у межах діапазонів, зазначених у таблиці 5;

див. зображення

Pref - базова активна потужність, до якої відноситься Delta P; Delta P - зміна вихідної активної потужності генеруючої одиниці; fn - номінальна частота (50 Гц) у мережі; Delta f - відхилення від номінальної частоти в мережі.

у випадку підвищення частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується мінімальним технічним рівнем;

у випадку зниження частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується максимальною потужністю;

фактична зміна активної потужності при відхиленні частоти може обмежуватися рядом чинників, зокрема впливом навколишнього середовища та наявністю джерел первинної енергії;

у разі стрибкоподібної зміни частоти генеруючі одиниці мають бути здатними змінювати активну потужності при відхиленні частоти по лінії, як зазначено на рис. 4, або вище неї (з метою уникнення коливань активної потужності для генеруючих одиниць);

див. зображення

Pmax - максимальна потужність, до якої відноситься Delta P; Delta P - зміна вихідної активної потужності генеруючої одиниці. Генеруюча одиниця має забезпечувати вихідну активну потужність Delta P до точки Delta P1 відповідно до інтервалів часу t1 і t2 зі значеннями Delta P1, t1 і t2, визначених ОСП відповідно до таблиці 6; t1 - початкова затримка; t2 - час повної активації.

генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечити стійку видачу наявної регулюючої активної потужності при відхиленні не менше 15 хвилин;

у межах 15 хвилин регулювання активної потужності повинно відповідати статичній частотній характеристиці генеруючих одиниць;

у разі зниження частоти, гідроакумулюючі (акумулюючі) об’єкти мають бути здатними до від’єднання свого навантаження за виключенням власних потреб станції;

генеруючі об’єкти повинні мати обладнання зв’язку, щоб передавати в режимі реального часу з належним захистом від генеруючого об’єкта до диспетчерських пунктів ОСП, принаймні, такі сигнали:

сигнал індикації стану нормованого первинного регулювання частоти FSM (ув./вимк.);

планова активна потужність (за графіком);

фактичне значення активної потужності;

фактичні завдання по активній потужності для відповідного відхилення частоти;

статизм і зона нечутливості;

за необхідності ОСП може вказувати додаткові сигнали, які мають передаватися генеруючим об’єктом з використанням пристроїв моніторингу та реєстрації для перевірки участі генеруючих одиниць у нормованому первинному регулюванні;