кількість відхилень та відрізки часу, протягом яких відхилення частоти перевищують ± 50 мГц, ± 200 мГц від номінального значення (окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти);
кількість подій, в яких абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало 200 % від середньоквадратичного відхилення частоти і не було повернуто до значення 50 % від середньоквадратичного відхилення частоти, протягом 15 хвилин окремо для від’ємних і додатних відхилень частоти;
кількість і тривалість корекції (поправок) частоти;
екстремуми (максимум і мінімум) частоти за минулу добу з фіксацією часу екстремумів;
відхилення синхронного (електричного) часу від астрономічного на поточний момент наростаючим підсумком за добу, місяць, рік;
кількість разів протягом місячного періоду, якщо середнє за хвилину значення ACE перевищувало значення 60 % потужності резерву відновлення частоти і не повернулося до значення 15 % потужності РВЧ протягом 15 хвилин, окремо для додатних та від’ємних значень ACE.
8.2.6. Якщо розраховані за останній календарний рік значення показників якості регулювання частоти знаходяться за межами встановлених цільових показників, ОСП повинен проаналізувати причини, розробити рекомендації і запобіжні заходи щодо виконання цільових показників у майбутньому.
8.2.7. ОСП має визначати в операційній угоді блоку регулювання такі заходи для усунення ACE (зменшення до нуля) блоку регулювання і зменшення відхилень частоти, беручи до уваги технологічні обмеження генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць споживання:
зобов’язання щодо швидкості зміни навантаження, а також щодо часу початку зміни навантаження;
координація зміни навантаження генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць споживання у блоці регулювання.
( Підпункт 8.2.7 пункту 8.2 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 68 від 17.01.2023 )
8.3. Структура регулювання частоти та потужності, структура відповідальності за процес регулювання
8.3.1. Регулювання частоти і потужності в ОЕС України має бути забезпечене для таких режимів:
відокремленої роботи ОЕС України від енергосистем інших країн;
паралельної роботи ОЕС України з енергооб’єднанням ENTSO-E (ОЕС України може виконувати функцію області регулювання або, за укладеною угодою, блоку регулювання в енергооб’єднанні).
( Абзац четвертий підпункту 8.3.1 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
8.3.2. Функціональну структуру побудови системи регулювання частоти та потужності в ОЕС України наведено на рисунку 18.
Рисунок 18
( Підпункт 8.3.2 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
8.3.3. Заходи з регулювання здійснюються на різних послідовних етапах, кожний з яких має різні характеристики та якості, і всі вони є взаємозалежними:
первинне регулювання розпочинається протягом 0,1-2 секунди з урахуванням відповідних технічних вимог до електроустановок, визначених розділом III цього Кодексу, як спільна дія всіх учасників паралельної роботи;
( Абзац другий підпункту 8.3.3 пункту 8.3 глави 8 розділу Vв редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
вторинне регулювання вводиться в дію централізовано у блоці регулювання/синхронній області протягом декількох десятків секунд, вивільняє первинне регулювання, відновлює нормальні параметри частоти та сальдо зовнішніх перетоків;
третинне регулювання вводиться в дію у блоці регулювання/синхронній області і вивільняє вторинне регулювання централізованим переплануванням генерації/зовнішніх перетоків/споживання;
регулювання часу виправляє глобальні відхилення синхронного часу за тривалий період.
8.3.4. ОСП повинен забезпечити якісне регулювання частоти та потужності у своїй області регулювання (ОЕС України) з дотриманням планових значень міждержавних обмінів.
8.3.5. ОСП для свого блоку регулювання повинен узгодити в Операційній угоді блоку регулювання розподіл обов’язків між ОСП цього блоку регулювання.
8.3.6. ОСП для своєї синхронної області повинен узгодити в Операційній угоді синхронної області розподіл обов’язків між ОСП синхронної області.
8.3.7. Процес первинного регулювання (підтримки частоти) полягає в утриманні частоти та зменшення відхилень частоти від номінального значення за рахунок активації РПЧ (резервів первинного регулювання). Цей процес починається автоматично протягом декількох секунд з моменту відхилення частоти від номінального значення та децентралізовано залучає РПЧ у синхронній області пропорційно величині відхилення частоти і діє аж до повернення частоти до номінального значення в результаті дії вторинного регулювання.
( Підпункт 8.3.7 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
8.3.8. Процес вторинного регулювання (відновлення частоти) полягає у поверненні частоти до номінального значення при одночасному поверненні міждержавних обмінів до планових значень (при синхронній роботі з енергосистемами інших держав) шляхом зведення помилки області регулювання АСЕ до нуля протягом часу відновлення частоти (не більше 15 хвилин), а також у відновленні активованого РПЧ шляхом активації РВЧ (резервів вторинного регулювання).
( Абзац перший підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )( Абзац другий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац третій підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац четвертий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац п'ятий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац шостий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац сьомий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац восьмий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Підпункт 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )
8.3.9. Процес третинного регулювання (заміщення резервів) полягає у поступовому відновлені активованих РПЧ та РВЧ шляхом активації РЗ (резервів третинного регулювання). Третинне регулювання може здійснюватися вручну відповідно до оперативних команд ОСП або автоматично.
( Підпункт 8.3.9 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021, № 642 від 11.04.2023 )
8.3.10. Для врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків (обмінів) ОСП може застосовувати процес врегулювання небалансів (позапланових відхилень).
8.3.11. ОСП має право здійснювати процес врегулювання небалансів з ОСП його блоку регулювання/синхронної області, що визначається в Операційній угоді блоку регулювання/синхронної області. Процес врегулювання небалансів здійснюється за рахунок застосування компенсаційної програми на безоплатній основі.
8.3.12. ОСП бере участь у процесі врегулювання небалансів таким чином, щоб не впливати на стабільність регулювання частоти синхронної області та операційну безпеку своєї області регулювання та суміжних областей регулювання.
8.3.13. ОСП повинен реалізувати обмін потужністю для врегулювання небалансів області регулювання таким чином, щоб не перевищувати фактичну кількість активацій РВЧ, необхідних для регулювання АСЕ цієї області регулювання до нуля без обміну потужністю для врегулювання небалансів.
8.3.14. ОСП, якщо бере участь у процесі врегулювання небалансів, повинен забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужністю для врегулювання небалансів дорівнювала нулю.
8.3.15. Якщо область регулювання ОСП входить до блоку регулювання і РВЧ також, як і РЗ, розраховується на основі небалансів блоку регулювання, ОСП здійснює процес взаємозаліку небалансів та взаємообміну в максимально можливому обсязі з іншими областями регулювання свого блоку регулювання.
8.3.16. У разі виникнення передаварійного, аварійного режиму роботи або режиму системної аварії та вичерпання резервів регулювання частоти та потужності в ОЕС України або системі передачі суміжного ОСП ОСП має право використовувати аварійну допомогу від суміжних ОСП або надавати аварійну допомогу суміжним ОСП відповідно до договорів, укладених з цими суміжними ОСП або з іншими суб’єктами господарювання, уповноваженими на підписання таких договорів відповідно до чинних нормативно-правових актів суміжних країн.
( Підпункт 8.3.16 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )
8.3.17. Процес надання/отримання аварійної допомоги до/від суміжних ОСП не повинен впливати на стабільність регулювання частоти ОЕС України та синхронної області, а також на операційну безпеку.
ОСП синхронної області здійснюють компенсацію позапланових відхилень міждержавних обмінів електричної енергії або надання/отримання аварійної допомоги шляхом зміни планового значення активної потужності міждержавного перетоку та часу його застосування для розрахунку АСЕ при регулюванні частоти та потужності.
8.3.18. ОСП у процесі врегулювання небалансів та надання/отримання аварійної допомоги повинен надавати заінтересованим ОСП своєї синхронної області:
усі вхідні дані, необхідні для обчислення обмінів потужністю з урахуванням операційної безпеки і виконання в режимі реального часу аналізу операційної безпеки;
відповідати за розрахунки обмінів потужністю, забезпечувати операційну безпеку.
8.3.19. ОСП має визначити в Операційній угоді синхронної області мінімальні вимоги до наявності, надійності та резервованості програмно-апаратних засобів та засобів зв’язку необхідних для врегулювання небалансів міждержавних обмінів та надання/отримання аварійної допомоги суміжним ОСП, зокрема:
точність, циклічність, резервованість телевимірів значень перетоків активної потужності по міждержавних лініях електропередач;
наявність і резервованість каналів передачі даних;
протоколи інформаційного обміну.
8.3.20. ОСП має визначити додаткові вимоги до готовності, надійності і резервованості технічної інфраструктури в Операційній угоді блоку регулювання.
8.3.21. ОСП повинен:
забезпечувати достатню якість і надійність здійснення розрахунку АСЕ;
здійснювати моніторинг якості розрахунку АСЕ в режимі реального часу;
вживати заходів у разі помилок при розрахунку АСЕ;
не менше одного разу на рік виконувати постфактум моніторинг якості розрахунку АСЕ шляхом порівняння фактичних значень сальдо перетоків з плановими (договірними) значеннями.
8.4. Регулювання частоти та потужності
8.4.1. Режими системи, пов’язані з частотою системи
1) ОСП повинен:
здійснювати управління ОЕС України з достатніми резервами активної потужності на завантаження/розвантаження для забезпечення балансу між виробництвом та споживанням у межах своєї області регулювання;
забезпечити якісне регулювання частоти в синхронній області у співпраці з усіма ОСП синхронної області;
забезпечити обмін даними в режимі реального часу з іншими ОСП синхронної області, які мають включати:
режим роботи системи передачі,
фактичні значення АСЕ блоку регулювання/синхронної області;
забезпечити заходи, за яких час існування АСЕ поза зоною нечутливості не перевищувала 15 хвилин;
2) ОСП повинен визначити в Операційній угоді синхронної області процедури управління для передаварійного режиму через порушення меж відхилення частоти системи. Процедури управління повинні бути спрямовані на зменшення відхилення частоти системи з метою відновлення стану системи до нормального і обмеження ризику входження в аварійний режим. Процедури управління повинні передбачати право ОСП відхилятися від звичайного процесу відновлення частоти;
3) якщо система працює в передаварійному режимі через недостатню кількість резервів активної потужності відповідно, ОСП повинен у тісній співпраці з іншими ОСП своєї синхронної області та ОСП інших синхронних областей вжити заходів для відновлення і заміни необхідних рівнів активних резервів потужності. Для цього ОСП має право вимагати від користувачів системи передачі/розподілу зміни виробництва або споживання електричної енергії в межах своєї області управління, щоб зменшити або усунути порушення вимог, що стосуються резерву активної потужності;
4) ОСП має право вимагати від користувачів системи передачі/розподілу зміни виробництва або споживання електричної енергії, якщо:
середня за 1 хвилину АСЕ в його блоці регулювання вище діапазону АСЕ 2-го рівня протягом часу, необхідного для відновлення частоти, і якщо ОСП не очікує, що АСЕ буде достатньо зменшена шляхом активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних);
АСЕ перевищує 25 % від розрахункового небалансу синхронної області більше 30 хвилин поспіль і якщо ОСП не очікує, що АСЕ буде достатньо зменшена шляхом активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних).
8.4.2. Вимоги до первинного регулювання частоти та РПЧ (резерв первинного регулювання):
( Абзац перший підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
1) розрізняють загальне і нормоване первинне регулювання частоти в ОЕС України.
Участь у загальному первинному регулюванні є обов’язковою умовою для генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D, які працюють у складі ОЕС України.
( Абзац другий підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
Усі генеруючі одиниці типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D повинні постійно брати участь у загальному первинному регулюванні.
( Абзац третій підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
Під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блоку регулювання одиниці надання ДП, що мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ, повинні забезпечити надання ДП з РПЧ у повному обсязі (незалежно від того чи були продані ці обсяги на відповідних аукціонах на ДП) з урахуванням доведеного ОСП балансу потужності відповідно до програми системних випробувань на цей час та оперативних команд диспетчера ОСП;
( Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 )( Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
2) загальне первинне регулювання частоти в ОЕС України має здійснюватися з метою збереження енергопостачання споживачів і функціонування електростанцій у разі аварійних відхилень частоти;
3) нормоване первинне регулювання має забезпечити стійку видачу необхідного РПЧ з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше та його підтримання до повернення частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії вторинного регулювання, тобто протягом щонайменше 15 хвилин. Задана величина РПЧ має контролюватись і підтримуватись оперативним персоналом електростанції на генеруючих одиницях, УЗЕ, одиницях споживання, що залучені до нормованого первинного регулювання;
( Підпункт 3 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
4) у разі розрахункового аварійного небалансу потужності первинне регулювання має утримувати квазістатичне відхилення частоти в межах 50 ± 0,2 Гц і динамічне відхилення частоти у межах 50 ± 0,8 Гц;
5) у разі відхилення частоти від номінальної понад 200 мГц до частот, визначених підпунктом 1 пункту 2.3 глави 2, пунктом 3.1 глави 3, підпунктом 1 пункту 4.1 глави 4 та підпунктом 1 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу, генеруючі одиниці, системи ПСВН, УЗЕ, одиниці споживання, що залучені до нормованого первинного регулювання, не повинні обмежувати видачу встановленого (фіксованого) РПЧ і додаткової регулюючої потужністі з незмінним значенням статизму в усьому діапазоні регулювання до виникнення технічних обмежень (залежно від виду генеруючої одиниці). У такому випадку додаткова регулююча потужність в ОЕС України забезпечується загальним первинним регулюванням;
( Підпункт 5 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022 )
6) після мобілізації первинних резервів встановлюється квазістатичний баланс потужності за нового квазістатичного значення частоти, відмінного від номінального, оскільки первинне регулювання є статичним і залежність величини відхилення частоти від величини небалансу потужності визначається крутизною СЧХ усієї синхронної області;
7) для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України (блоку регулювання) нормою участі в загальному первинному регулюванні є забезпечення:
( Абзац перший підпункту 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
дії первинного регулювання в межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання УЗЕ;
( Абзац другий підпункту 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
стійкої видачі наявної первинної регулюючої потужності з моменту відхилення частоти від номінальної на ± 0,2 Гц та більше і до входу відхилення частоти в мертву зону загального первинного регулювання ± 0,2 Гц, тобто не менше 15 хвилин;
динаміка зміни первинної регулюючої потужності генеруючої одиниці загального первинного регулювання визначається її наявними системами регулювання і має відповідати вимогам ГКД 34.20.507, а для УЗЕ визначається їхніми наявними системами регулювання та вимогами цього Кодексу;
( Абзац четвертий підпункту 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
8) для всіх генеруючих одиниць типу В (відповідно до їх технічної спроможності), С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блоку регулювання вимогами щодо участі в загальному первинному регулюванні є забезпечення:
дії первинного регулювання в межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання УЗЕ;
можливості гнучкого налаштування величини мертвої зони в діапазоні від 0 до 0,2 Гц у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, яке враховує технічну спроможність обладнання;
стійкої видачі наявної первинної регулюючої потужності при виході частоти за межі встановленої мертвої зони і до входу відхилення частоти в мертву зону загального первинного регулювання протягом не менше ніж 15 хвилин;
можливості змінювати уставку статизму у діапазоні:
від 2% до 12% (для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D відповідно до їх технічної спроможності),
від 0,1% до 12% (для УЗЕ типу А1, А2, B, C, D) у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, яке враховує технічну спроможність обладнання;
динаміки зміни первинної регулюючої потужності генеруючої одиниці загального первинного регулювання, що визначається їх наявними системами регулювання, зокрема для генеруючих одиниць, які мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ - динаміка зміни первинної регулюючої потужності згідно з підпунктом 13 цього підпункту, а для УЗЕ визначається наявними в них системами регулювання та вимогами цього Кодексу;
( Підпункт 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 )
9) забороняється використання пристроїв і систем автоматичного керування, а також ведення режимів роботи електростанцій, енергоблоків (агрегатів), що перешкоджають зміні потужності в разі зміни частоти. З дозволу ОСП допускається короткочасне їхнє використання в разі несправності основного обладнання, щоб запобігти виникненню технологічних порушень або їхньої ліквідації. Після зміни потужності, зумовленої зміною частоти, оперативний персонал електростанцій має право втручатися у процес регулювання потужності тільки в таких випадках:
після відновлення частоти 50,00 Гц;
з дозволу ОСП;
у разі виходу потужності за межі, що допустимі для обладнання;
у разі виходу швидкості зміни потужності за межі, що допустимі для обладнання;
у разі виникнення загрози порушення технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока АЕС;
10) нормоване первинне регулювання має забезпечувати стійку видачу необхідного РПЧ і його утримання, починаючи з моменту відхилення частоти від номінальної на величину мертвої зони частотної характеристики, встановленої відповідно до підпункту 17 цього підпункту, і більше, закінчуючи повною компенсацією небалансу потужності, що виник, і поверненням частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії вторинного регулювання, тобто протягом принаймні 15 хвилин;
( Підпункт 10 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
11) величина первинної регулюючої потужності, що видається в ОЕС України або в синхронну область при відхиленні частоти, визначається величиною цього відхилення частоти і крутизною статичної частотної характеристики (СЧХ) ОЕС України/синхронної області. Величина відхилення частоти в разі виникнення небалансу потужності визначається величиною цього небалансу і крутизною СЧХ ОЕС України/синхронної області;
12) значення крутизни СЧХ блоку регулювання/синхронної області нормуються значеннями корекції по частоті відповідно до вимог блоку регулювання/синхронної області, які мають задаватися спільно ОСП країн, що працюють синхронно, і періодично (не рідше ніж 1 раз на рік) оновлюватися на основі фактичних даних щодо крутизни СЧХ;
13) нормована первинна регулююча потужність, що дорівнює сумарному РПЧ ОЕС України/синхронної області, має активуватись якомога швидше без штучної затримки (через 0,1-2 секунди) з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше.
У разі відхилення частоти, що дорівнює або перевищує 200 мГц, час введення в дію сумарного РПЧ ОЕС України/синхронної області на 50% має складати не більше 15 секунд, а всього сумарного необхідного РПЧ - не більше 30 секунд. При цьому активація всього сумарного РПЧ кожного ПДП повинна зростати принаймні лінійно з 15 до 30 секунд.
У разі відхилення частоти менше 200 мГц відповідний активований обсяг РПЧ повинен бути щонайменше пропорційним згідно з динамікою в часі, як зазначено в абзаці другому цього підпункту.
Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що не обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики.
Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики, до повного вичерпання енергоємності в негативному або позитивному напрямку з урахуванням часу надання УЗЕ послуги з РПЧ, визначеному у підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу;
( Підпункт 13 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
14) характеристики нормованого первинного регулювання в різних блоках регулювання/енергосистемах синхронної області мають бути за можливістю аналогічними, щоб уникнути коливань і динамічного перерозподілу первинної регулюючої потужності у процесі компенсації небалансу потужності блоків регулювання/синхронної області;
15) максимальний комбінований ефект властивої нечутливості частотної характеристики та можливої навмисної мертвої зони частотної характеристики регулятора (fнч ) одиниць/груп постачання РПЧ не повинен перевищувати 10 мГц;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
16) точність локальних вимірювань частоти, що використовуються у первинних регуляторах частоти, має бути не гірше ± 0,01 Гц (бажано 0,001 Гц) з циклом оновлення вимірювань частоти в діапазоні від 0,1 секунди до 1 секунди і відповідати циклу роботи системи регулювання за допомогою РПЧ, який має не перевищувати 1 секунду;
17) Величина мертвої зони частотної характеристики (± Дельта f0) від номінальної частоти може встановлюватися ОСП у діапазоні від 0 до 200 мГц і за замовчуванням дорівнює 10 мГц, якщо інше не встановлено за оперативним розпорядженням ОСП;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022 )
18) статизм одиниці/групи постачання РПЧ має бути здатним змінюватися відповідно до вимог, установлених у підпункті 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу для генеруючих одиниць та в підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу для УЗЕ, і забезпечувати видачу всього заданого РПЧ у разі відхилення частоти на ± 0,2 Гц і більше. Величина статизму визначає нахил статичної частотної характеристики регулювання за допомогою РПЧ. За межами мертвої зони величина статизму сігма визначається за формулою
сігма (%) = див. зображення,
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
19) первинне регулювання має здійснюватися зміною потужності генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання залежно від фактичного відхилення частоти по статичній характеристиці. Для генеруючих одиниць - згідно з рисунком 3, для УЗЕ - по статичній характеристиці первинного регулювання згідно з рисунком 15;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022 )
20) виведення генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання з нормованого первинного регулювання самостійно власником генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання забороняється і виконується лише за оперативною командою ОСП розширенням мертвої зони первинного регулювання до визначеного ним рівня;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1680 від 29.09.2021 )
21) величина необхідного сумарного РПЧ області регулювання на завантаження і розвантаження визначається розрахунковим небалансом потужності області регулювання або синхронної області при синхронній роботі, який виникає внаслідок аварійного вимкнення найбільш потужного енергоблока або вузла електроспоживання, за якого РПЧ має утримати квазістатичне відхилення частоти в межах ± 0,2 Гц;
22) необхідний розрахунковий РПЧ має розподілятися між блоками регулювання/енергосистемами синхронної області пропорційно їх річному виробленню електричної енергії. Коефіцієнти розподілу Сi між ними загального необхідного резерву розраховуються за формулою
Сi = Ei / Eсум,
23) РПЧ повинен рівномірно розподілятися між електростанціями всередині області/блоку регулювання та їх одиницями/групами постачання РПЧ з тим, щоб мобілізація резерву була максимально швидкою і не спричиняла перевантаження транзитних ліній електропередачі і зовнішніх зв’язків. В ОЕС України РПЧ має розміщатись на якомога більшій кількості одиниць/груп постачання РПЧ. Розподіл РПЧ (узгодження коефіцієнтів розподілу) між блоками регулювання/енергосистемами синхронної області має виконуватися щорічно спільно органами оперативно-диспетчерського управління країн, які працюють синхронно;
24) величина необхідного сумарного нормованого первинного резерву для області регулювання ОЕС України залежить від режиму її роботи з енергосистемами інших країн, які впливають на величину прийнятого в синхронній області сумарного резерву первинного регулювання і коефіцієнта розподілу Сi для області регулювання ОЕС України:
для роботи у складі ENTSO-E становить ± 3000 МВт;
для ізольованої роботи ОЕС України ± 1000 МВт).
Частка РПЧ, що вимагається від ОСП у якості первісного зобов’язання і ґрунтується на сумі нетто виробництва та споживання області його управління, поділеній на суму нетто виробництва та споживання синхронної області протягом періоду в один рік;
( Підпункт 24 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
25) прийняті величини первісних зобов’язань із первинного резерву для ОЕС України залежно від режиму її роботи:
в ізольованому режимі роботи ± 1000 МВт. У цьому режимі ця величина може бути загальним обсягом РПЧ та РВЧ;
у режимі синхронної роботи з ENTSO-E прийняті величини первісних зобов’язань із первинного резерву для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення асамблеї ENTSO-E та оприлюднюються на офіційному вебсайті ОСП;
( Підпункт 25 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
26) визначення (зміна) характеристик і обсягів РПЧ з метою забезпечення операційної безпеки належить до повноважень ОСП. ОСП синхронної області мають право зазначити в Операційній угоді синхронної області додаткові характеристики РПЧ, необхідні для забезпечення операційної безпеки в синхронній області, з урахуванням встановленої потужності, структури і конфігурації споживання і генерації синхронної області. Ці додаткові характеристики РПЧ визначаються, зокрема, географічним розподілом одиниць генеруючої потужності, або одиниць споживання тощо. Постачальник РПЧ повинен вести моніторинг активації РПЧ і забезпечити надання ОСП даних щодо активації РПЧ;
27) у виняткових випадках (технічні причини, географічний розподіл генеруючих одиниць або одиниць споживання) з метою забезпечення операційної безпеки ОСП, до якого підключено РПЧ, має право виключити постачальників РПЧ з процесу регулювання;
28) управління резервами одиниці чи групи постачання РПЧ може здійснюватися тільки одним ОСП;
29) до нормованого первинного регулювання залучаються генеруючі одиниці типу В, С та D, що відповідають вимогам роботи в режимі нормованого первинного регулювання, встановленим підпунктом 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу, а також одиниці УЗЕ типу А2, B, С та D, які відповідають вимогам роботи в режимі нормованого первинного регулювання, встановленим підпунктом 3 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу. Такі генеруючі одиниці мають відповідати вимогам чинних нормативно-технічних документів щодо характеристик маневреності (ГКД 34.25.503-96 "Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги", затверджений Міністерством енергетики та електрифікації України 01 вересня 1996 року, Норми мінімально допустимих навантажень енергоблоків, Норми максимально допустимих швидкостей зміни навантаження при роботі енергоблоків 160 - 800 МВт у регулювальному діапазоні). Усі генеруючі одиниці типу В, C та D та УЗЕ, не виділені для нормованого первинного регулювання, мають брати участь у загальному первинному регулюванні;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
30) обладнання енергоблоків АЕС та їх системи регулювання мають забезпечувати первинне регулювання в заданих діапазонах без порушення діючих відповідних технологічних регламентів безпечної експлуатації енергоблоків АЕС з реакторами типів ВВЕР-1000 та ВВЕР-440.
8.4.3. Вимоги до вторинного регулювання частоти та резервів відновлення частоти (резерв вторинного регулювання):
1) вторинне регулювання провадиться для:
підтримки частоти в допустимих межах;
підтримки балансу потужності ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області шляхом регулювання заданого з частотною корекцією сумарного зовнішнього перетоку ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області;
підтримки сальдо перетоків потужності по внутрішніх та зовнішніх зв’язках і перетинах у допустимих діапазонах;
забезпечення відновлення резервів первинного регулювання;
2) в ОЕС України/блоку регулювання/синхронній області має безперервно здійснюватися:
вторинне регулювання частоти в ОЕС України у режимі відокремленої роботи;
регулювання обмінної потужності із суміжними блоками регулювання/енергосистемами синхронної області з частотною корекцією в режимі синхронної роботи;
обмеження перетоків потужності по внутрішніх зв’язках і перетинах;
3) порядок організації вторинного регулювання частоти в синхронній області має спільно встановлюватися ОСП країн, енергосистеми яких працюють синхронно;
4) у результаті дії системи вторинного регулювання сумарний зовнішній переток ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області має підтримуватися на заданому рівні за номінальної частоти. При цьому внутрішні порушення балансу потужності ОЕС України/блоку регулювання/енергосистем синхронної області мають усуватися відповідними ОСП за час, не більший 15 хвилин;
5) система вторинного регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області не має реагувати на небаланси потужності, що виникли в сусідніх блоках регулювання/енергосистемах синхронної області. У той же час система вторинного регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області має не перешкоджати дії первинного регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області. У міру того як вторинне регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області, впливаючи на свої генеруючі одиниці, УЗЕ, одиниці споживання, компенсує небаланс потужності, що в ній виник, РПЧ мають відновлюватися до початкових значень;
( Підпункт 5 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022 )
6) в ОЕС України ОСП має визначити лінії електропередачі і внутрішні та міждержавні перетини, перевантаження яких можуть призвести до порушення стійкості синхронної роботи. На цих лініях електропередачі і в перетинах має бути організоване автоматичне обмеження перетоків (АОП) або оперативне обмеження перетоків. У складі САРЧП має бути передбачено швидкодіючі АОП по цих лініях і перетинах, виконані у вигляді інтегральних регуляторів з регульованою зоною нечутливості;
7) перевантаження мають виявлятися і ліквідовуватися АОП, а за його відсутності/неефективності - оперативно за мінімальний час, але не більше 20 хвилин у статичних режимах. Для перетинів, зазначених у підпункті 6 цього підпункту, ОСП повинен визначити електростанції вторинного регулювання з розміщенням на них резерву відновлення частоти, достатнього для запобігання (ліквідації) перевантаження;
8) вторинне регулювання заданого сумарного зовнішнього перетоку з частотною корекцією має виконуватися за критерієм характеристик мережі, при цьому регульованим параметром (що підлягає зведенню до нуля) є помилка області регулювання G (АСЕ). Помилка області регулювання G обчислюється за формулою
( Абзац перший підпункту 8 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
G = Дельта P + Kч?Дельта f,
| де | Дельта P = P пл - P | - | відхилення фактичного сумарного зовнішнього перетоку потужності P від планового значення Рпл; |
| ( Абзац третій підпункту 8 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ) | |||
| P пл | - | помилка регулювання перетоку, МВт; | |
| Дельта f = f - f з | - | відхилення фактичного значення частоти f від заданого значення f з (нормально - 50,0 Гц, а у період корекції синхронного часу - 50 ± 0,01 Гц); | |
| K ч | - | заданий коефіцієнт частотної корекції, МВт/Гц та/або відпускається в мережу; | |
| ( Абзац шостий підпункту 8 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ) | |||
| K ч ?Дельта f | - | поточна частотна корекція (помилка регулювання частоти), МВт. Помилка регулювання блоку регулювання/синхронної області G є позитивною в разі виникнення у блоці регулювання/синхронній області надлишку потужності, що генерується. | |
Помилка регулювання блоку регулювання/синхронної області має усуватись із заданою точністю і швидкодією;
( Підпункт 8 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
9) в оперативно-інформаційних комплексах ОСП має бути передбачено формування і відображення інформації про поточне значення АСЕ блоку регулювання/синхронної області для здійснення оперативного регулювання заданого перетоку з частотною корекцією;
10) у разі відділення ОЕС України від синхронної області на роботу в ізольованому режимі вторинне регулювання ОЕС має забезпечити перехід на астатичне регулювання частоти. У разі з’єднання ОЕС України на паралельну роботу з синхронною областю вторинне регулювання має бути переведене в режим регулювання сумарного зовнішнього перетоку потужності блоку регулювання/синхронної області з узгодженою частотною корекцією;
11) для забезпечення астатичного регулювання частоти ОЕС України або її частин в ізольованому/острівному режимі роботи або сумарного зовнішнього перетоку з корекцією по частоті (зведення відхилення регульованого параметра до нуля) у блоці регулювання/синхронній області вторинне регулювання ОЕС має здійснюватися центральним, інтегральним (пропорційно-інтегральним) регулятором, установленим у диспетчерському центрі ОСП, який працює в режимі реального часу в замкнутому контурі регулювання з об’єктом;
12) інформаційний обмін між центральним регулятором САРЧП і об’єктами регулювання має бути забезпечено окремою системою збору і передавання інформації (СЗПІ) для САРЧП. Не допускається використання виділених каналів і окремих елементів СЗПІ для цілей, відмінних від збору і передавання даних про режим системи передачі і керуючих дій для одиниць керування, графіків навантаження;
13) резерв вторинного регулювання для області регулювання ОЕС України/блока регулювання/синхронної області на завантаження і розвантаження виділених електростанцій для вторинного регулювання має створюватися і постійно підтримуватися для забезпечення цілей, зазначених у підпункті 1 цього підпункту;
( Підпункт 13 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
14) величина необхідного РВЧ в області регулювання ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області має бути достатньою для компенсації:
( Абзац перший підпункту 14 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
нерегулярних коливань небалансу потужності;
динамічної похибки регулювання балансу потужності в години змінної частини графіка навантаження;
найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання (критерій надійності N-1) в області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС"/блоці регулювання/синхронній області;
( Абзац четвертий підпункту 14 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
15) РВЧ може складатися з резервів, що активуються в автоматичному (аРВЧ) та ручному (рРВЧ) режимах. Величина мінімального аРВЧ R визначається за формулою
( Абзац перший підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
| де | P макс | - | максимум навантаження в ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області, МВт; |
| а = 10 МВт і b = 150 МВт | - | емпірично підібрані коефіцієнти. |
Якщо розрахунковий небаланс потужності в ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області, пов’язаний з втратою генерації, більше величини R, то величина резерву на завантаження має прийматися такою, що дорівнює величині даного розрахункового небалансу. Далі R порівнюється з:
величиною встановленої потужності найпотужнішого енергоблока в ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області;
величиною потужності найбільш потужного вузла споживання електричної енергії, втрата якого можлива в разі вимкнення одного елемента мережі.
Остаточна величина РВЧ визначається як найбільші за модулем величини з цих двох складових, при цьому діапазон вторинного регулювання може бути несиметричним.
( Абзац восьмий підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
