Про затвердження Кодексу системи передачі

2) випробування зі здатності систем ПСВН до автономного пуску, які мають проводитися для систем ПСВН з дотриманням таких вимог:

системи ПСВН мають підтвердити свою технічну здатність подавати живлення на шину віддаленої підстанції змінного струму, до якої вони приєднані відповідно до встановлених технічних вимог;

випробування мають проводиться під час автономного пуску систем ПСВН із знеструмленого стану;

системи ПСВН мають працювати у стабільній робочій точці з погодженою пропускною здатністю відповідно до встановлених технічних вимог;

3) випробування з перемикання на навантаження власних потреб мають проводитися з дотриманням таких вимог:

синхронні генеруючі одиниці мають підтвердити свою технічну можливість перемикатися і стійко працювати на власні потреби;

випробування має проводитися за максимальної активної потужності і номінальної реактивної потужності генеруючої одиниці перед скиданням навантаження;

ОСП має право встановлювати додаткові умови з урахуванням встановлених технічних вимог та технічних можливостей обладнання;

перемикання на навантаження власних потреб має бути успішним, стабільна робота на власні потреби має бути продемонстрована впродовж встановленого періоду часу, а повторна синхронізація з мережею була проведена успішно.

5.2.5. Для синхронних генеруючих одиниць типу D, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1, 5.2.3 і 5.2.4 цього пункту, власники генеруючих об’єктів повинні проводити моделювання регулювання демпфірування коливань потужності з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджено, що характеристики синхронних генеруючих одиниць з точки зору їхньої системи регулювання (функція PSS) здатні до демпфірування коливань активної потужності відповідно до встановлених технічних вимог;

результатом регулювання має бути поліпшення демпфірування відповідної реакції активної потужності АРЗ у поєднанні з функцією PSS, у порівнянні з реакцією активної потужності одного лише АРЗ без PSS;

мають виконуватися такі сукупні умови:

функція PSS має гасити існуючі коливання активної потужності генеруючої одиниці/системи ПСВН у межах діапазону частот, установлених технічними вимогами. Цей діапазон частот має включати частоти локального режиму генеруючої одиниці та очікувані у мережі коливання;

зміна активної потужності генеруючої одиниці/системами ПСВН не повинна призводити до незатухаючих коливань активної або реактивної потужності генеруючої одиниці/систем ПСВН.

5.2.6. Для одиниць енергоцентру типу С і D, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1, 5.2.2 і 5.2.3 цього пункту, власники об’єктів електроенергетики повинні проводити такі випробування та моделювання:

1) випробування з регулювання активної потужності і діапазону регулювання, які мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/системи ПСВН мають підтвердити свою технічну можливість безперервно модулювати активну потужність у повному робочому діапазоні відповідно до встановлених технічних вимог;

уставка і точність регулювання має відповідати технічним вимогам;

2) випробування щодо регулювання системами ПСВН швидкості лінійного змінення активної потужності, які мають проводитися для систем ПСВН з дотриманням таких вимог:

системи ПСВН мають підтвердити свою технічну здатність регулювати швидкість лінійного змінення активної потужності;

випробування повинно проводитися шляхом надсилання відповідним Оператором вказівок на установлення швидкості лінійного змінення;

швидкість лінійного змінення має бути регульованою;

системи ПСВН мають підтвердити стабільну роботу впродовж періодів лінійного змінення;

3) випробування на здатність до режиму регулювання напруги мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання напруги відповідно до встановлених технічних вимог;

під час випробування режиму регулювання напруги перевіряються такі параметри:

крутизна характеристики і зона нечутливості,

точність регулювання,

нечутливість регулювання,

час активації реактивної потужності;

діапазон регулювання та регульований статизм і зона нечутливості мають відповідати технічним вимогам;

нечутливість регулювання напруги має бути не вищою ніж 0,01 в. о.;

після східчастої зміни напруги 90 % зміни у вихідній реактивній потужності мають бути досягнуті в межах, установлених згідно з технічними вимогами, значень часу і допусків;

4) випробування режиму регулювання реактивної потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання реактивної потужності в умовах, визначених відповідно до технічних вимог;

випробування режиму регулювання реактивної потужності має бути додатковим до випробування можливостей щодо вироблення реактивної потужності;

під час випробування режиму регулювання реактивної потужності мають бути перевірені такі параметри:

діапазон уставки реактивної потужності,

точність регулювання,

час активації реактивної потужності;

діапазон уставки реактивної потужності та точність регулювання мають відповідати встановленим технічним вимогам;

5) випробування режиму регулювання коефіцієнта потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання коефіцієнта потужності в умовах, визначених відповідно до технічних вимог;

під час випробування режиму регулювання коефіцієнта потужності мають бути перевірені такі параметри:

діапазон уставок коефіцієнта потужності,

точність регулювання,

реакція реактивної потужності на східчасту зміну активної потужності;

діапазон уставок коефіцієнта потужності та точність регулювання мають відповідати встановленим технічним вимогам;

час активації реактивної потужності як результат східчастої зміни активної потужності не має перевищувати встановленого відповідно до технічних вимог;

6) моделювання для одиниць енергоцентру здатності до забезпечення штучної інерції мають підтвердити здатність одиниць енергоцентру до забезпечення штучної інерції до події зі зниженням частоти відповідно до встановлених технічних вимог;

7) моделювання для систем ПСВН модифікації активної потужності в разі порушення режиму та реверсування активної потужності, які мають проводитися з дотриманням таких вимог:

власники систем ПСВН повинні моделювати здатність швидкого змінення активної потужності та швидкого реверсування активної потужності згідно з технічними вимогами;

має бути підтверджена стабільна робота системи ПСВН з дотриманням попередньо заданої послідовності змінення активної потужності;

початкова затримка налаштування активної потужності має бути коротшою за встановлені відповідно до технічних вимог значення або прийнятно обґрунтованою - якщо вона є довшою;

8) щодо випробувань, які проводяться відповідно до підпунктів 3-5 підпункту 5.2.6 цього пункту, ОСП може вибрати лише один із трьох варіантів регулювання для проведення випробування.

5.3. Технічні вимоги щодо підтвердження відповідності електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання шляхом проведення випробувань/моделювань

5.3.1. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні підтвердити їх відповідність установленим цим Кодексом технічним вимогам шляхом проведення таких випробувань:

1) випробування на здатність до повторного ввімкнення після випадкового відімкнення через порушення режиму мережі. Це повторне ввімкнення об’єктів розподілу/енергоспоживання, яке має досягатися через виконання методики повторного ввімкнення, переважно дією автоматики, дозволеної ОСП;

2) випробування синхронізації, які мають підтвердити можливості електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання до синхронізації з електричною мережею відповідно до встановлених технічних вимог та перевірити уставки пристроїв синхронізації. Випробування синхронізації повинні охоплювати такі аспекти:

напругу;

частоту;

діапазон фазового кута;

відхилення напруги і частоти;

3) випробування дистанційного від’єднання мають підтвердити здатність електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання до дистанційного відімкнення від мережі в точці (точках) приєднання відповідно до встановлених технічних вимог;

4) випробування відімкнення навантаження за низької частоти, які мають підтвердити здатність об’єктів розподілу/енергоспоживання до відімкнення навантаження в разі зниження частоти відповідно до встановлених технічних вимог;

5) випробування реле відімкнення навантаження за низької частоти, які мають підтвердити спрацювання реле від входу живлення номінальним змінним струмом відповідно до встановлених технічних вимог;

6) випробування відімкнення навантаження за низької напруги, які мають підтвердити здатність електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання до відімкнення навантаження за низької напруги та до роботи об’єднано з блокуванням перемикача відгалужень під навантаженням відповідно до встановлених технічних вимог;

7) випробування щодо обміну інформацією між ОСП і ОСР/оперативним персоналом об’єктів енергоспоживання, у тому числі в режимі реального часу, які мають підтвердити здатність об’єктів розподілу/енергоспоживання задовольняти вимоги стандарту обміну інформацією, встановлені цим Кодексом.

5.3.2. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів розподілу, у доповнення до вимог підпункту 5.3.1 цього пункту, ОСР мають проводити моделювання здатності об’єктів розподілу до генерування реактивної потужності з дотриманням таких вимог:

під час обчислення обміну реактивною потужністю за різних умов її генерування і споживання має використовуватися імітаційна модель усталеного потокорозподілення навантаження для приєднаної до системи передачі розподільної мережі;

частиною моделювань має бути поєднання режимів усталеного мінімального й максимального генерування та споживання реактивної потужності, що призводять до найнижчого та найвищого обміну реактивною потужністю;

частиною моделювань має бути обчислення експортування у точці приєднання реактивної потужності за умови перетікання активної потужності менше 25 % від максимально допустимого перетоку;

результати моделювання мають підтвердити відповідність об’єктів розподілу встановленим технічним вимогам.

5.3.3. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів енергоспоживання, у доповнення до вимог підпункту 5.3.1 цього пункту, власники об’єктів мають проводити моделювання здатності об’єктів енергоспоживання до підтримання рівня реактивної потужності з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена можливість об’єкта енергоспоживання підтримувати в точці приєднання рівень реактивної потужності відповідно до встановлених технічних вимог;

імітаційна модель потокорозподілення навантаження приєднаного до системи передачі об’єкта енергоспоживання використовується для обчислення обміну реактивною потужністю у різних режимах навантаження. Частиною моделювань мають бути режими мінімального і максимального навантаження, що призводять до найнижчого і найвищого обміну реактивною потужністю в точці приєднання;

результати моделювання мають підтвердити відповідність установленим технічним вимогам.

5.3.4. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів енергоспоживання, які можуть виробляти реактивну потужність, у доповнення до вимог підпункту 5.3.1 цього пункту, власники об’єктів мають проводити моделювання здатності об’єктів енергоспоживання до підтримання рівня реактивної потужності з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена можливість об’єкта енергоспоживання підтримувати в точці приєднання рівень реактивної потужності відповідно до встановлених технічних вимог;

імітаційна модель потокорозподілення навантаження приєднаного до системи передачі об’єкта енергоспоживання має використовуватися для обчислення обміну реактивною потужністю у різних режимах її генерування і споживання;

частиною моделювань має бути поєднання режимів мінімального і максимального генерування та споживання реактивної потужності, що призводять до найнижчої та найвищої забезпеченості реактивною потужністю в точці приєднання;

результати моделювання мають підтвердити відповідність установленим технічним вимогам.

5.3.5. Для електроустановок об’єктів енергоспоживання, які беруть участь у регулюванні активної потужності, регулюванні реактивної потужності або управлінні системними обмеженнями за допомогою управління попитом власники об’єктів енергоспоживання повинні проводити такі випробування та моделювання:

1) випробування модифікації електроустановок, які мають підтвердити здатність електроустановок об’єктів енергоспоживання до зміни їх споживаної потужності після отримання оперативної команди ОСП відповідно до встановлених технічних вимог. Випробування мають проводитися за оперативною командою або альтернативно, шляхом імітації отримання оперативної команди ОСП;

2) випробування відімкнення та/або повторного ввімкнення енергоустановок статичної компенсації об’єкта енергоспоживання, які мають підтвердити здатність об’єктів енергоспоживання до регулювання напруги відповідно до встановлених технічних вимог. Ці випробування мають проводитись шляхом імітації отримання оперативної команди ОСП на подальше відімкнення енергоустановок статичної компенсації та імітації отримання оперативної команди ОСП на подальше повторне ввімкнення цих енергоустановок;

3) моделювання електроустановок об’єктів енергоспоживання, які використовуються для забезпечення регулювання активної потужності за допомогою управління попитом. Ці моделювання мають підтвердити технічну здатність електроустановки об’єкта енергоспоживання до забезпечення регулювання активної потужності за низької частоти відповідно до встановлених технічних вимог.

6.1. Визначення типу СНЕ

6.1.1. СНЕ може бути приєднана до електроустановок користувача системи передачі/розподілу через синхронну машину чи систему перетворення потужності (інвертор).

6.1.2. СНЕ класифікуються за чотирма категоріями відповідно до рівня напруги їхньої точки приєднання та їхньої максимальної потужності відпуску, а саме:

1) тип А1 - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і Pmax.вп.до 0,1 МВт включно;

2) тип А2 - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і Pmax.вп.до 1 МВт включно, крім тих, що відносяться до класу А1;

3) тип В - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і Pmax.вп.від 1 МВт до 20 МВт включно;

4) тип С - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і Pmax.вп.від 20 МВт до 75 МВт включно;

5) тип D - точка приєднання з напругою 110 кВ або вище. СНЕ також належить до типу D, якщо її Pmax.вп. становить вище 75 МВт.

6.2. Технічні вимоги до відповідних типів СНЕ наведено в таблиці 25.

6.3. Технічні вимоги щодо стабільності частоти:

1) діапазони частоти:

СНЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати в межах діапазону частот та інтервалів часу, зазначених у таблиці 26, без від’єднання від мережі;

2) стійкість до швидкості зміни частоти:

СНЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати при швидкості зміни частоти до 1,7 Гц/с;

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

СНЕ мають бути здатними забезпечити зміни активної потужності при відхиленні частоти за межі зони нечутливості по частоті (див. рис. 13) та зі статизмом, визначеними ОСП у межах значень, зазначених у підпунктах 3 та 4 цього підпункту.

Діаграма відображає характер зміни потужності СНЕ, що може відпускати та відбирати потужність в/з електромережі,

зона нечутливості по частоті f2 повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 50,2 Гц до 50,5 Гц включно;

уставка статизму повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 0,1 % до 12 %;

СНЕ мають бути здатними до реакції активної потужності на відхилення частоти з затримкою не більше 500 мс, що вимірюються на виводах синхронної машини або на системах перетворення потужності (інверторі) СНЕ;

СНЕ має бути здатною до стійкої роботи в режимі LFSM-O;

СНЕ, що відпускає активну потужність у режимі LFSM-О, повинна відповідно до характеристики LFSM-O зменшувати відпуск активної потужності з подальшим переходом до режиму відбору електричної енергії (якщо це технічно можливо);

СНЕ, що відбирає активну потужність у режимі LFSM-О, повинна збільшувати рівень активної потужності, що відбирається, відповідно до характеристики LFSM-O;

СНЕ повинна відбирати електричну енергію до накопичення повної енергоємності СНЕ, після чого припинити відбір електричної енергії. ОСП може визначити іншу характеристику або встановити, що СНЕ під час відбору активної потужності підтримуватиме рівень відбору на час досягнення порогового значення частоти навіть під час підвищення частоти в режимі LFSM-О.

ОСП повинен ураховувати час, необхідний для переходу СНЕ з режиму відбору електричної енергії в режим відпуску активної потужності або навпаки, що статизм у режимі відбору електричної енергії та в режимі відпуску електричної енергії може бути різним, а також обмеження по повній енергоємності СНЕ (якщо це технологічно можливо);

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

СНЕ мають бути здатними забезпечити зміни активної потужності при відхиленні частоти за межі зони нечутливості по частоті (див. рис. 13) та зі статизмом, визначеними ОСП в межах значень, зазначених у підпунктах 3 та 4 цього підпункту;

зона нечутливості по частоті f1 повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 49,8 Гц до 49,5 Гц включно;

уставки статизму повинні мати можливість змінюватися в діапазоні від 0,1 % до 12 %;

СНЕ мають бути здатними до реакції активної потужності на відхилення частоти з затримкою не більше 500 мс, що вимірюються на виводах синхронної машини або на системах перетворення потужності (інверторі) СНЕ;

СНЕ має бути здатною до стійкої роботи в режимі LFSM-U;

СНЕ, що відбирає активну потужність у режимі LFSM-U, повинна зменшувати рівень активної потужності, що відбирається, відповідно до характеристики LFSM-U з подальшим переходом до режиму відпуску (якщо це технологічно можливо);

СНЕ, що відпускає активну потужність у режимі LFSM-U, повинна збільшувати відпуск активної потужності відповідно до характеристики LFSM-U;

СНЕ повинна відпускати електричну енергію до вичерпання повної енергоємності СНЕ, після чого припиняти відпуск. ОСП може визначити іншу характеристику або встановити, що СНЕ під час відпуску активної потужності підтримуватиме рівень відпуску на момент досягнення порогового значення частоти навіть під час подальшого зниження частоти в режимі LFSM-U;

ОСП повинен ураховувати час, необхідний для переходу СНЕ з режиму відпуску активної потужності в режим відбору електричної енергії або навпаки, що статизм у режимі відбору та в режимі відпуску може бути різним, а також обмеження по повній енергоємності СНЕ (якщо це технологічно можливо);

СНЕ, що не може досягти режиму відпуску до задіяння автоматичної схеми відключення відбору за низької частоти, повинна відключитися. Відключення допускається лише у випадку, коли режим відпуску не може бути досягнутий до порогу частоти 49 Гц;

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

СНЕ мають бути здатними змінювати активну потужність при відхиленні частоти відповідно до параметрів, установлених ОСП (див. рис. 14 та 15), у межах діапазонів, зазначених у таблиці 27.

На діаграмі відображена здатність СНЕ до реакції активної потужності на відхилення частоти в режимі FSM, що ілюструє випадок нульової мертвої зони і нечутливість, де Pref відповідає номінальній потужності СНЕ (Pnom. ).

На діаграмі відображена зона роботи та реакція СНЕ у режимі FSM зі стандартними налаштуваннями для регулювання частоти (FSM/РПЧ),

параметри для реакції активної потужності на відхилення частоти в режимі FSM для СНЕ наведено в таблиці 27.

У випадку підвищення частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується потужністю Pпоточ.-Дельта P, що має бути меншою або дорівнювати максимальній потужності відбору Pmax.відб.

У випадку зниження частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується потужністю Pпоточ. +Дельта P, що має бути меншою або дорівнювати максимальній потужності відпуску Pmax.вп.

У разі стрибкоподібної зміни частоти СНЕ мають бути здатними змінювати активну потужність при відхиленні частоти по лінії, як зазначено на рисунку 16, або вище неї (з метою уникнення коливань активної потужності) з відповідними параметрами, наведеними в таблиці 28.

На діаграмі зображено здатність змінювати активну потужність при відхиленні частоти,

параметри повної зміни активної потужності на відхилення частоти внаслідок стрибкоподібної зміни частоти наведено в таблиці 28;

у всіх режимах системи передачі по частоті СНЕ, що надають послуги з РПЧ, повинні забезпечувати видачу заданого обсягу РПЧ протягом усього часу надання послуги з РПЧ безперервно, що не може бути меншим ніж 60 хвилин;

після повернення системи передачі в нормальний режим по частоті обмежена по енергоємності СНЕ, що надає послугу з РПЧ, повинна забезпечити якнайшвидше відновлення енергоємності. Таке відновлення здійснюється протягом 2 годин перебування системи передачі в нормальному режимі по частоті. СНЕ, що надає послугу з РПЧ та перебуває в режимі відновлення енергоємності, повинна видавати обсяги РПЧ, які відповідають нормальному режиму системи передачі по частоті. Під час такого відновлення енергоємності СНЕ, що надає послугу з РПЧ, може не забезпечувати видачу необхідних обсягів РПЧ, які відповідають передаварійному та аварійному режимам системи передачі по частоті;

6) дистанційне відключення/включення:

СНЕ мають бути обладнані вхідним портом, щоб припиняти відпуск активної потужності або її відбір до 0 впродовж 5 секунд після отримання команди на вхідному порті. Відповідний Оператор має право зазначати вимоги до обладнання для забезпечення дистанційного керування СНЕ;

7) керованість активною потужністю:

СНЕ мають бути обладнані інтерфейсом (вхідним портом), щоб мати змогу змінювати вихідну активну потужність за час до 10 секунд після отримання команди на вхідному порті. ОСП має право вказувати вимоги до обладнання, щоб мати змогу дистанційно регулювати вихідну активну потужність;

8) регулювання активної потужності:

система регулювання СНЕ має бути здатною до налаштування уставки активної потужності згідно з керуючими діями/командами, отриманими від ОСП дистанційно;

ОСП встановлює час, у межах якого має бути досягнута уставка активної потужності, та допустиме відхилення для нового завдання;

у випадку виведення СНЕ з-під управління САРЧП ОСП забезпечує управління цією СНЕ в ручному режимі, повідомивши невідкладно власника СНЕ про час такого переведення. ОСП повинен повідомляти Регулятора шляхом щомісячного звітування про час, необхідний для досягнення завдання, та допустиме відхилення по активній потужності;

СНЕ повинна забезпечувати функціональні можливості, що стосуються участі у процесі відновлення частоти та відповідають вимогам підпунктів 18 - 20 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V цього Кодексу;

9) автоматичне приєднання:

ОСП вказує умови, за яких СНЕ може автоматично з’єднатися з мережею після незапланованого відключення або під час відновлення системи передачі.

Ці умови мають включати: діапазони частоти та діапазони напруг, у межах яких автоматичне приєднання є допустимим, відповідний час затримки, максимальний градієнт збільшення вихідної активної потужності.

Якщо інші умови не узгоджені між ОСП, власником СНЕ та відповідним ОСР, умовами автоматичного приєднання є:

діапазон частоти 49,9 - 50,1 Гц;

діапазон напруги 0,9 - 1,1 в.о.;

мінімальний час затримки 60 секунд;

максимальний градієнт збільшення вихідної активної потужності менше або дорівнює 20 % Pnom./хв.

Сигнал, який дозволяє СНЕ повторно приєднатися, визначений підпунктом 3 пункту 6.6 цієї глави;

10) штучна інерція:

СНЕ мають бути здатними забезпечувати штучну інерцію під час дуже швидких відхилень частоти;

принципи роботи систем управління, встановлені для забезпечення штучної інерції, та відповідні параметри визначаються ОСП.

6.4. Технічні вимоги щодо надійності СНЕ:

1) здатність нести задане навантаження:

СНЕ мають бути здатними нести навантаження на заданому рівні активної потужності незалежно від зміни частоти в межах порогової частоти, зазначеної в підпункті 1 пункту 6.3 цієї глави;

2) стійкість до КЗ:

СНЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та продовжувати стабільну роботу під час КЗ та після його усунення релейним захистом при зміні напруги за кривою (див. рис. 17), параметри якої задаються ОСП у межах діапазонів, що зазначені в таблицях 29 та 30.

На графіку напруги СНЕ під час проходження КЗ без відключення від мережі зображена нижня межа кривої напруги в залежності від часу для напруги в точці приєднання, вираженої як відношення її фактичного значення до її опорного значення у відносних одиницях: до, упродовж і після пошкодження,

Часові інтервали роботи СНЕ без відключення від мережі при КЗ для вказаних рівнів напруги (див. рис. 17), приєднаних на рівні напруги нижче 110 кВ, наведені в таблиці 29.

Часові інтервали роботи СНЕ без відключення від мережі при КЗ для вказаних рівнів напруги (див. рис. 17), приєднаних на рівні напруги 110 кВ або вище, наведені в таблиці 30.

Для забезпечення можливості роботи СНЕ без відімкнення від мережі при КЗ ОСП на вимогу власника СНЕ повинен надати йому значення мінімальної та максимальної потужності КЗ у точці приєднання та вказати передаварійні робочі параметри СНЕ, виражені як вихідні активна і реактивна потужності в точці приєднання та напруга в точці приєднання.

СНЕ мають бути здатними продовжувати стабільну роботу, коли фактичні значення лінійних напруг відносно рівня напруги мережі в точці приєднання під час КЗ, ураховуючи вищенаведені передаварійні та післяаварійні режими, залишаються вище межі, вказаної на рисунку 17, якщо схема захисту для внутрішніх електричних пошкоджень не вимагає від’єднання СНЕ від мережі. Схеми захисту та уставки для внутрішніх електричних пошкоджень не повинні ставити під загрозу характеристики здатності залишатися в роботі без відімкнення від мережі при КЗ.

Захист від зниження напруги (здатність залишатися в роботі без відімкнення від мережі при КЗ чи мінімальне значення, вказане для напруги в точці приєднання) встановлюється власником СНЕ відповідно до її максимальних технічних можливостей, якщо ОСП не встановлює вимоги згідно з підпунктом 2 пункту 2.6 глави 2 цього розділу. Уставки мають бути обґрунтовані власником СНЕ відповідно до цього принципу;

3) відновлення виробництва активної енергії після КЗ:

СНЕ повинні відновлювати виробництво активної енергії після КЗ. ОСП визначає величину та час відновлення виробництва активної енергії;

мінімальні вимоги до відновлення виробництва активної енергії після КЗ:

час початку відновлення - у час досягнення 90 % напруги на час виникнення КЗ;

максимально допустимий час відновлення активної енергії після КЗ - 1 секунда;

мінімальний рівень потужності активної енергії - 90 % потужності активної енергії на час виникнення КЗ;

4) статична стійкість:

у разі відхилень потужності СНЕ повинні зберігати статичну стійкість, працюючи в будь-якій робочій точці характеристики P-Q;

СНЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та працювати без зниження потужності, поки напруга та частота залишаються в указаних межах згідно з вимогами, встановленими в цьому розділі, у межах технічної спроможності.

6.5. Технічні вимоги щодо стабільності напруги:

1) СНЕ повинні бути здатними виробляти реактивну потужність, якщо така вимога встановлена ОСП, у межах технічної спроможності;

2) СНЕ на вимогу ОСП мають бути здатними забезпечувати швидке підживлення КЗ струмом у точці приєднання під час симетричних (трифазних) пошкоджень.

ОСП повинен установити вимоги щодо роботи СНЕ без відключення від електричної мережі під час нормативних пошкоджень;

3) СНЕ, які підключені через інверторне обладнання, повинні бути обладнані постійною системою автоматичного регулювання напруги, що може забезпечувати постійну напругу на затискачах інвертора змінного струму на рівні вибраної уставки без нестабільності в усьому робочому діапазоні СНЕ.

СНЕ, які підключені через синхронні машини, мають бути обладнані системою АРЗ, що має включати також функцію PSS для демпфірування коливань потужності;