3) реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;
4) уставка активної потужності буде збільшена і зменшена в чотири кроки в позитивному і негативному напрямі. На кожному кроці вихідна потужність буде змінена на 25 % від повного резерву одиниці надання ДП, як показано на рисунку 7;
5) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано менше 5 хвилин);
6) випробування може виконуватися зі SCADA шляхом імітації уставки потужності;
7) вимірюються всі визначені сигнали.
Рисунок 7. Сигнал АРП для перевірки петлі гістерезису вторинного регулювання як відсоток від повної резервної потужності одиниці надання ДП
3.5. Для спостереження характеристики вторинного регулювання при перевірці працездатності вторинного регулювання частоти для одиниці надання ДП задаються ступінчасті відхилення уставки потужності, які є достатньо великими для активації всього резерву вторинного регулювання.
3.6. Методика випробування аРВЧ передбачає, що:
1) випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів регулювання навантаження:
Для УЗЕ випробування проводяться окремо на завантаження від Pmax.відб. до Pmin.відб. та від Pmin.вп. до Pmax.вп. та на розвантаження від Pmax.вп. до Pmin.вп. та від Pmin.відб. до Pmax.відб..
( Підпункт 1 пункту 3.6 глави 3 розділу II доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
У випадку перевірки спільної активації РПЧ та аРВЧ необхідно встановити зону нечутливості по частоті рівною нулю, а значення статизму визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1-12 %. Резервну потужність одиниці надання ДП (Pрез) буде обчислено за цього статизму і номінальної потужності одиниці надання ДП.
( Абзац четвертий підпункту 1 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
2) відповідний режим регулювання - активний, зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю, а значення статизму визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1-12 % для перевірки максимуму вторинного резерву. Pрез буде обчислено за цього статизму і номінальної потужності одиниці надання ДП;
( Підпункт 2 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
3) уставка потужності змінюється для активації всього обсягу аРВЧ покроково на завантаження та розвантаження;
( Підпункт 3 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
4) для режиму високого навантаження буде перевірена висхідна активація резерву;
5) для режиму низького навантаження буде перевірена низхідна активація резерву;
6) щоб визначити затримку зв’язку, фіктивна змінна додається до виміряних значень і змінюється в момент подачі ступінчастого відхилення диспетчером ОСП. Це вимагає постійного зв’язку з диспетчером ОСП;
7) випробування може виконуватися зі станційної системи SCADA шляхом імітації уставки одиниці надання ДП;
8) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється упродовж 30 хвилин у залежності від часу стабілізації кожної одиниці надання ДП;
( Підпункт 8 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
9) вимірюються всі визначені сигнали;
10) випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність змінюється відповідно до уставки активної потужності із затримкою, що не перевищує 30 секунд, точність підтримання заданої потужності не гірше ±1 % від номінальної потужності (Рном) протягом 30 хвилин, час повної активації резерву не перевищує 15 хвилин.
( Пункт 3.6 глави 3 розділу II доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
4. Порядок випробування рРВЧ та/або РЗ
4.1. Метою випробувань рРВЧ та/або РЗ є перевірка здатності електроустановки одиниці надання ДП щодо забезпечення рРВЧ та/або РЗ за час введення в дію, визначений КСП.
Для проведення випробування:
електроустановка одиниці надання ДП повинна перебувати в режимі підтримки заданого максимального навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад). Для цього зона нечутливості частоти збільшується до значень, що не порушуватимуть вихідну потужність (рекомендовано 500 мГц), або використовується інший доступний спосіб виведення електроустановки одиниці надання ДП з роботи в режимі слідкування за частотою;
вихідна потужність електроустановки надання ДП має бути постійною впродовж 1 години (за необхідності може бути скореговано);
випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність протягом періоду постачання коливається в межах ±1 % від номінальної потужності (Рном).
( Пункт 4.1 глави 4 розділу II доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
4.2. Методика випробування рРВЧ та/або РЗ передбачає, що:
1) диспетчером ОСП надається тестова оперативна команда на активацію рРВЧ та/або РЗ для випробуваної одиниці надання ДП і після цього реєструється видача активної потужності. Оперативна команда містить дату та час активації, напрям, зміну потужності та тривалість (або дату та час повернення до попереднього режиму);
( Підпункт 1 пункту 4.2 глави 4 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
2) одиниця надання ДП повинна видати прогнозований рівень потужності протягом 15 хвилин для рРВЧ та 30 хвилин для РЗ з моменту надання оперативної команди на активацію, продемонструвати утримання стабільного рівня потужності під час заданого періоду постачання і повернення до початкового рівня видачі потужності після завершення періоду постачання. Випробування проводяться один раз на завантаження і один раз на розвантаження потужності;
( Підпункт 2 пункту 4.2 глави 4 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
3) вимірюються всі визначені сигнали;
4) випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність протягом періоду постачання коливається в межах ±1 % від номінальної потужності (Рном).
( Пункт 4.2 глави 4 розділу II доповнено новим абзацом п'ятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
Складається два графіка потужності P-t, один для завантаження і один для розвантаження, на основі зареєстрованих значень видачі та зміни активної потужності.
5. Особливості проведення перевірки УЗЕ
5.1. Важливим параметром для УЗЕ є стан заряду УЗЕ в реальному часі SoC (State of Charge) - поточний стан заряду, %, оскільки його недостатність унеможливить забезпечення надання повного обсягу ДП. Величина гранично допустимого стану заряду УЗЕ, достатнього для надання ДП у повному обсязі, визначається під час проведення випробувань, шляхом обчислення верхньої та нижньої меж спроможності забезпечення ДП.
Після кожного пункту програми випробувань SoC повертається до значення, що дозволяє провести наступний крок випробувань.
Алгоритм визначення верхньої межі спроможності забезпечення резерву SoC upper розраховується за формулою
| де | Дельта SoC | - | кількість фактично витраченого заряду для забезпечення повного обсягу резерву, зафіксованого під час випробувань у режимі відбору, %. |
Визначення Дельта SoC розраховується за формулою
Дельта SoC = |SoC 2 – SoC 1 |,
Алгоритм визначення нижньої межі спроможності забезпечення резерву, SoC lower розраховується за формулою
| де | Дельта SoC | - | кількість фактично витраченого заряду для забезпечення повного обсягу резерву, зафіксованого під час випробувань у режимі відпуску, %. |
Визначення Дельта SoC розраховується за формулою
Дельта SoC = |SoC 2 – SoC 1 |,
( Розділ II доповнено новою главою 5 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
6. Порядок випробування регулювання напруги та реактивної потужності для генераторів у режимі синхронного компенсатора
6.1. Підтвердження здатності генераторів надавати ДП із регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора здійснюється шляхом надання до ОСП технічної документації заводів- виробників відповідного обладнання із закладеними в такій документації технічними характеристиками. Відповідну технічну документацію ПДП (потенційний ПДП) зобов’язаний надати ОСП протягом 20 робочих днів із дня отримання відповідного запиту від ОСП.
Метою випробувань регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора є перевірка здатності одиниці надання ДП надання послуги з регулювання напруги та визначення максимальних обсягів реактивної потужності.
При перевірці регулювання напруги в режимі синхронного компенсатора на вузлі записується таке:
1) задана напруга Uz;
2) напруга вузла Up;
3) активна потужність генератора PG;
4) реактивна потужність генератора QG;
5) напруга генератора UG;
6) вимірювані величини записуються за допомогою реєстраційного пристрою з періодом запису t = 1 секунда.
6.2. Перевірка максимального та мінімального значення реактивної потужності одиниці надання ДП в режимі СК.
Методика випробування:
1) ОСП надає оперативну команду ПДП на видачу максимальної реактивної потужності протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП виробляє максимальну реактивну потужність протягом години;
( Підпункт 1 пункту глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
2) ОСП надає оперативну команду ПДП на споживання максимальної реактивної потужності протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП споживає максимальну реактивну потужність протягом години;
( Підпункт 2 пункту глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
3) вимірюються всі сигнали, визначені в пункті 5.1 цієї глави.
6.3. Методика випробування здатності регулювання напруги передбачає, що:
1) на початку випробування напруга встановлюється на початковому значенні;
2) ОСП надає покроково оперативні команди ПДП на регулювання (зміну) напруги протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП виконує оперативну команду;
( Підпункт 2 пункту глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
3) вимірюються всі сигнали, визначені в пункті 5.1 цієї глави.
За результатами вимірювань визначають:
графік і час стабілізації напруги у вузлі,
аперіодичний графік,
час стабілізації t0 - tu менше або дорівнює 5 хв,
точність стабілізації напруги у вузлі,
діапазон регулювання реактивної потужності відповідного генератора (Qmax і Qmin).
Графіки повинні бути зроблені на основі виміряних значень величин UG, PG, UP, QG.
Результати повинні бути оброблені з періодом запису t = 1 секунда.
7. Порядок проведення випробування здатності забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій
7.1. Метою таких випробувань є перевірка здатності одиниці надання ДП забезпечити надання послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій у разі виникнення такої системної аварії з реєстрацією таких параметрів:
1) напруга генератора UG;
2) напруга власних потреб одиниці надання ДП Uвп;
3) частота обертання одиниці надання ДП fG;
4) час надання та виконання оперативних команд;
( Підпункт 4 пункту глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
5) вимірювані величини записуються за допомогою реєстраційного пристрою з періодом запису t = 1 секунда.
7.2. Методика випробування здатності забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій передбачає, що:
1) одиниця надання ДП, що випробовується, повинна бути зупинена;
2) автономні джерела живлення (дизельні генератори тощо), які будуть використовуватись під час проведення випробувань, повинні бути вимкнені;
3) перевіряються на працездатність основні та резервні засоби зв’язку;
4) необхідно забезпечити відключення живлення власних потреб одиниці надання ДП, що випробовується;
5) після підтвердження інформації про відсутність напруги на шинах власних потреб одиниці надання ДП виконується запуск автономного джерела живлення;
6) виконується живлення шин власних потреб одиниці надання ДП, що випробовується, від автономного джерела живлення, виконується запуск одиниці надання ДП;
7) процедура повторюється тричі;
8) після третього успішного запуску одиниця надання ДП має забезпечити живлення власних потреб, після чого автономне джерело живлення має бути вимкнене;
9) одиниця надання ДП має працювати протягом години з номінальною напругою та частотою;
10) вимірюються всі визначені сигнали.
( Кодекс системи передачі доповнено новим Додатком згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2267 від 05.11.2019, № 1724 від 16.09.2020, № 1546 від 16.09.2021, № 1680 від 29.09.2021, № 1234 від 30.09.2022 )
Додаток 8
до Кодексу системи передачі
ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ
до побудови АСУ ТП у складі інформаційно-технологічної системи диспетчерського управління ОЕС України
( Див. текст )( Кодекс системи передачі доповнено новим Додатком згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 )
Додаток 9
до Кодексу системи передачі
ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ
до побудови каналів зв’язку для обміну технологічною інформацією між оператором системи передачі та користувачами системи передачі/розподілу
( Див. текст )( Кодекс системи передачі доповнено новим Додатком згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
Додаток 10
до Кодексу системи передачі
ЗВІТ
про виконання Плану розвитку системи передачі
( Див. текст )( Кодекс системи передачі доповнено новим Додатком згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
Додаток 11
до Кодексу системи передачі
РЕЄСТР
інформації про проведені закупівлі товарів, робіт та послуг
( Див. текст )( Кодекс доповнено новим Додатком 11 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )