Про затвердження Кодексу системи передачі

пуск резервних генеруючих одиниць;

зупинка працюючих генеруючих одиниць;

пуск у генераторному або насосному режимі агрегатів ГАЕС;

завантаження/розвантаження генеруючих одиниць;

вимкнення/увімкнення одиниць споживання;

зміна графіків обміну перетоків потужності з іншими енергосистемами;

5) резерв заміщення може використовуватись також для надання аварійної взаємодопомоги по запитах суміжних ОСП блоків регулювання/синхронної області, після оформлення через диспетчера ОСП відповідної корекції заданих режимів роботи (графіків навантаження генеруючих одиниць, заданого сальдо зовнішніх перетоків тощо) ОЕС України;

6) резерв заміщення має бути достатнім для забезпечення ефективного функціонування первинного і вторинного регулювання в заданому обсязі і при необхідній якості регулювання, а також для компенсації похибки планування балансу потужності і втрати генерації;

7) для ОЕС України розрахунковий резерв заміщення на основі статистичних даних про фактичні небаланси в ОЕС України за попередні 10 років має складати:

на завантаження - не менше 1000 МВт;

на розвантаження - не менше 500 МВт;

8) кожен постачальник резерву заміщення повинен повідомляти ОСП про зниження фактичної готовності або про аварійне відключення своєї одиниці (групи) постачання резерву заміщення, або частини своєї групи постачання резерву заміщення, якомога швидше;

9) ОСП повинен забезпечити відповідність резерву заміщення технічним вимогам, вимогам до готовності та вимогам до приєднання щодо його одиниць (груп) постачання резерву заміщення.

8.5. Вимоги до корекції синхронного часу

8.5.1. Корекція синхронного часу має виконуватись з метою контролю та обмеження відхилення (помилки) синхронного часу, єдиного у всіх синхронно працюючих енергосистемах, від скоординованого астрономічного часу UTC.

8.5.2. Помилка синхронного часу виникає і накопичується внаслідок неточності і дискретності вимірювання фактичної частоти і похибки в регулюванні середньої частоти в системах вторинного регулювання і зумовлює відхилення фактичних значень обмінів електричною енергією від планових договірних значень. Корекція помилки синхронного часу виконується узгодженим зсувом уставки по частоті у всіх вторинних регуляторах у заданий момент на задану величину (на плюс 0,01 Гц, якщо синхронний час відстає від скоординованого астрономічного часу UTC, або на мінус 0,01 Гц, якщо синхронний час випереджає скоординований астрономічний час UTC) протягом заданого інтервалу часу.

8.5.3. Нормально допустимий діапазон помилки синхронного часу дорівнює ± 20 секунд, максимально допустимий діапазон помилки синхронного часу дорівнює ± 30 секунд, винятковий діапазон помилки синхронного часу дорівнює ± 60 секунд.

8.5.4. Оскільки контроль синхронного часу і вказівки щодо його корекції мають виходити з одного центру контролю, то всі учасники паралельної роботи в енергооб’єднанні повинні призначити контролера синхронного часу.

8.5.5. Якщо ОСП виконує роль контролера синхронного часу, він повинен безперервно розраховувати синхронний час інтеграцією фактичного значення частоти і визначати його відхилення від скоординованого астрономічного часу UTC, розраховувати корекції синхронного часу та координувати дії з корекції синхронного часу.

8.6. Співпраця з ОСР

8.6.1. ОСП і ОСР повинні співпрацювати з метою сприяння і забезпечення надання резервів активної потужності одиницями (групами) постачання резервів, які розміщено в системах розподілу.

8.6.2. У випадку наявності мережевих обмежень системи розподілу ОСР, до якого підключені резерви (проміжний ОСР), має право, у співпраці з ОСП, встановлювати тимчасові обмеження на видачу резервів активної потужності, які розташовані в його системі розподілу.

9.1. Завдання регулювання напруги та реактивної потужності в ОЕС України

Завдання регулювання напруги та реактивної потужності в ОЕС України полягає у наступному:

підтримка рівнів напруги в системі передачі у визначених цим Кодексом допустимих межах;

забезпечення резерву реактивної потужності, достатньої для регулювання напруги передавальної мережі з метою підтримання стійкості та безпеки всієї ОЕС України;

обмеження перетоків реактивної потужності для збільшення пропускної здатності високовольтної мережі та мінімізації втрат активної потужності.

9.2. Засоби регулювання напруги та реактивної потужності

Регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється ОСП за допомогою таких засобів:

генеруючі одиниці виробників електричної енергії;

засоби компенсації реактивної потужності;

пристрої регулювання напруги, які експлуатуються Користувачами, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП.

9.3. Критерії регулювання напруги та реактивної потужності

9.3.1. Значення рівнів напруги в точках приєднання електроустановок ОСР та споживачів до системи передачі має залишатися у межах таких припустимих діапазонів:

нормальні відхилення напруги не повинні перевищувати ± 5 % номінальної напруги;

максимальні відхилення напруги не повинні перевищувати ± 10 % номінальної напруги.

9.3.2. Гранично допустимі рівні напруги в інших точках системи передачі ніж точки приєднання електроустановок ОСР та споживачів:

__________

Примітки:

* визначається договорами між ОСП та суб’єктами суміжних енергосистем, які володіють на праві власності або мають у користуванні зазначені об’єкти міждержавних електричних мереж.

9.3.3. Для контрольних точок мінімально допустимі рівні напруги встановлюються на основі розрахунків електричних режимів таким чином, щоб забезпечити 20 % запас статичної стійкості та надійну роботу власних потреб електростанцій при нормальному режимі роботи системи передачі, а також 8 % запас статичної стійкості під час ситуації N-1.

9.3.4. Нормальні відхилення напруги не обмежені щодо тривалості. Максимальні відхилення напруги, визначені у підпункті 9.3.1 цього пункту, допускаються не більше 5 % часу щодоби.

9.3.5. Рівні напруги та діапазони відхилень на прикордонних підстанціях підлягають узгодженню між ОСП синхронної області та визначаються відповідними угодами між цими ОСП.

9.3.6. Регулювання реактивної потужності мають забезпечуватись ОСП, за умови дотримання вимог операційної безпеки, якнайближче до джерел/споживачів реактивної потужності, щоб мінімізувати додаткове навантаження електричних мереж та відповідне зниження їх пропускної спроможності, а також мінімізувати технологічні витрати електричної енергії в електричних мережах у системі передачі/розподілу. Для цього необхідно постійно підтримувати в усіх вузлах електричних мереж баланс між реактивною потужністю, що виробляється та споживається.

9.3.7. Перетоки реактивної потужності по міждержавних лініях повинні регулюватися таким чином, щоб зменшувати їх до нульового або близького до нульового значення.

9.3.8. При необхідності ОСП може укласти угоди з ОСП синхронної області про послуги з регулювання напруги та реактивної потужності.

9.4. Взаємодія ОСП з ОСП синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу при регулюванні напруги та реактивної потужності

9.4.1. ОСП погоджує з ОСП синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, діапазони напруги в точках підключення 110 кВ та нижче, якщо ці діапазони напруги необхідні для підтримки меж операційної безпеки.

9.4.2. ОСП повинен забезпечити резерви реактивної потужності з достатнім обсягом і часом їх реалізації для того, щоб тримати напругу у своїй області регулювання і на міждержавних зв’язках у межах, зазначених у підпункті 9.4.1 цього пункту.

9.4.3. ОСП погоджує з ОСР та споживачами, електроустановки яких приєднані до системи передачі, значення реактивної потужності, діапазони коефіцієнта потужності та значення напруги у точці приєднання.

9.4.4. ОСП має право використовувати всі наявні приєднані до системи передачі ресурси реактивної потужності в межах своєї області регулювання для ефективного управління реактивною потужністю та підтримки діапазонів напруг, зазначених у підпункті 9.4.1 цього пункту.

9.4.5. ОСП у взаємодії з ОСР та споживачами, електроустановки яких приєднані до системи передачі, повинен управляти ресурсами реактивної потужності в межах своєї області регулювання, у тому числі за рахунок відключення споживачів систем розподілу, щоб підтримувати межі операційної безпеки та запобігти лавині напруги в системі передачі.

9.4.6. ОСП у разі необхідності має право через відповідного ОСР давати команди користувачам системи розподілу щодо регулювання напруги та реактивної потужності.

9.5. Порядок регулювання напруги та реактивної потужності

9.5.1. Регулювання напруги в мережі 110 кВ і вище здійснюється ОСП в контрольних точках шляхом планування графіків напруги або характеристик залежності напруги від параметрів режиму з урахуванням складу увімкненого електрообладнання.

9.5.2. ОСП визначає перелік контрольних точок, для яких розробляється графік напруги, виходячи з умов стійкості енергосистеми та оптимізації електричних режимів.

9.5.3. ОСП спільно з ОСР повинні розробляти графіки напруги, що містять задані значення напруги та/або реактивної потужності в контрольних точках електричної мережі.

9.5.4. Контрольними точками, в яких напруга контролюється ОСП, є:

шини 110 - 150 кВ усіх підстанцій 330/110 (150) кВ;

шини станцій з встановленою потужністю 100 МВт та більше.

Контрольні точки, в яких напруга контролюється ОСР, визначаються відповідним ОСР та погоджуються з ОСП.

У разі відсутності генерації на станції її шини перестають вважатися контрольною точкою.

9.5.5. ОСП планує графіки напруги так, щоб забезпечити достатні резерви виробництва реактивної енергії в часи високого споживання електричної енергії, а також адекватні резерви для компенсації реактивної потужності в часи низького споживання електричної енергії, щоб мінімізувати перетоки реактивної потужності через передавальні мережі та підтримувати рівні напруги в енергосистемі в межах необхідних діапазонів.

9.5.6. Процес планування графіків напруги при оперативному плануванні полягає в оптимізації ресурсів реактивної потужності на основі фактичних та статистичних оперативних вимірювань, зокрема для резервів генеруючих одиниць та попиту на споживання реактивної потужності. Результатом цього процесу є визначення оптимальних уставок та робочих положень відповідних пристроїв регулювання напруги та реактивної потужності таких, як АРВ, перемикачі відгалужень, шунтуючі реактори та батареї конденсаторів.

9.5.7. Перелік заходів щодо виконання графіків напруги має передбачати дії оперативного персоналу відповідного підпорядкування в розрахункових режимах роботи електричної мережі та у разі раптових змін у її роботі.

9.6. Режими регулювання напруги та реактивної потужності

9.6.1. Регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється у процесі автоматичної (первинне регулювання) та/або оперативної зміни режимів роботи обладнання та/або конфігурації електричної мережі (вторинне регулювання), спрямованої на утримання рівня напруги в гранично допустимих межах для контрольних точок електричної мережі на всіх рівнях (ступенях).

9.6.2. Первинне регулювання напруги та реактивної потужності - децентралізоване (автоматичне) регулювання напруги та реактивної потужності у системі передачі/розподілу, що може бути забезпечене такими засобами:

пристроями АРЗ генеруючих блоків;

перемикачами відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;

статичними компенсаторами реактивної потужності (СТАТКОМ, СТК тощо);

іншими децентралізованими засобами регулювання напруги та реактивної потужності (СК, БСК, ШР тощо).

9.6.3. Первинне регулювання напруги та реактивної потужності полягає в автоматичному реагуванні регулюючих пристроїв на задані уставки напруги чи реактивної потужності. Первинне регулювання може бути забезпечене лише засобами контролю первинної напруги та реактивної потужності, що складаються з регулятора, приладу для вимірювання напруги та контуру зворотного зв’язку регулювання.

9.6.4. ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, які забезпечують первинне регулювання напруги та реактивної потужності, зобов’язані встановити та забезпечувати технічне обслуговування відповідного обладнання для забезпечення первинного регулювання напруги та реактивної потужності. Це також стосується їхніх частин каналів зв’язку "останніх миль", які використовуються для передачі управляючих сигналів та/або уставок напруги/реактивної потужності.

9.6.5. Вторинне регулювання напруги - централізоване (оперативне або автоматичне) регулювання напруги та реактивної потужності у передавальних мережах (енергосистемі), що може бути забезпечене такими засобами як:

генеруючі одиниці;

перемикачі відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;

синхронні компенсатори;

статичні компенсатори реактивної потужності;

переведення генеруючого обладнання в режим СК;

шунтуючі реактори;

батареї конденсаторів;

перемикання ліній електропередачі.

9.6.6. Вторинне регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється лише за командою ОСП.

9.6.7. У разі вичерпання регулювального діапазону засобів, зазначених у підпунктах 9.6.2 та 9.6.5 цього пункту, для регулювання напруги можливо застосування таких обмежувальних дій:

1) для запобігання зниженню напруги нижче допустимих значень:

відімкнення однієї сторони довгих передавальних ліній ВН, якщо це допустимо за режимом роботи енергосистеми;

перемикання агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим виробництва;

додаткова команда ОСП про збільшення вироблення реактивної потужності тепловими електростанціями, окрім атомних електростанцій, за рахунок їхнього виробництва активної потужності, але у межах їхніх технічних обмежень;

запит про підтримку реактивною потужністю з суміжних енергосистем;

обмеження та вимкнення споживачів (ГАВ, САВН) для запобігання лавини напруги, якщо всі інші ресурси регулювання напруги вичерпані;

оперативні команди користувачам системи розподілу щодо регулювання напруги та реактивної потужності;

2) для запобігання підвищенню напруги вище допустимих значень:

відімкнення батарей статичних конденсаторів на передавальних підстанціях і об’єктах користувачів системи передачі/розподілу;

увімкнення шунтуючих реакторів на магістральних підстанціях і об’єктах користувачів системи передачі/розподілу;

перемикання агрегатів ГАЕС із режиму виробництва в насосний режим;

зменшення вироблення реактивної потужності тепловими електростанціями, окрім атомних електростанцій, у межах їхніх технічних обмежень тощо.

9.6.8. Дії згідно з підпунктом 9.6.7 цього пункту також належать до режимів вторинного регулювання напруги та реактивної потужності.

9.6.9. ОСП та всі користувачі системи передачі/розподілу, які експлуатують обладнання, що бере участь у вторинному регулюванні напруги та реактивної потужності, мають забезпечити постійну здатність їхніх енергоустановок відповідати вимогам щодо вторинного регулювання напруги та реактивної потужності відповідно до вимог глав 2 і 3 розділу ІІІ цього Кодексу та цієї глави.

9.6.10. Третинне регулювання напруги та реактивної потужності - заходи і дії, які потребують втручання оперативного персоналу генеруючих одиниць для виконання відповідних перемикань і вимагають тривалого часу для їх реалізації, що пов’язується з такими заходами:

зміна положення перемикачів відгалужень трансформаторів без навантаження;

перемикання батарей конденсаторів без навантаження;

перемикання шунтуючих реакторів без навантаження.

10.1. ОСП повинен визначати для обладнання, яке знаходиться в його оперативному підпорядкуванні:

максимальну межу струму короткого замикання для вибору здатності комутаційного обладнання до відключення;

мінімальну межу струму короткого замикання для правильного функціонування релейного захисту.

10.2. ОСП повинен виконувати розрахунки струмів короткого замикання для того, щоб оцінити вплив енергосистем синхронної області та приєднаного до системи передачі електрообладнання Користувачів, у тому числі малих систем розподілу, на рівні струмів короткого замикання. Якщо система розподілу включно з малою системою розподілу впливає на рівні струмів короткого замикання, вона повинна бути включена у розрахунки струмів короткого замикання у системі передачі.

10.3. Розрахунки струмів короткого замикання необхідні для:

вибору обладнання, яке може без пошкоджень витримувати, а також відключати струми короткого замикання;

визначення термічної та механічної дії струмів короткого замикання на струмопровідні частини електричного обладнання;

розрахунку заземлення;

встановлення впливу на лінії зв’язку;

налаштування релейного захисту;

вибору засобів обмеження струмів короткого замикання.

10.4. Під час виконання розрахунків струмів короткого замикання ОСП повинен:

використовувати найбільш точні та якісні наявні дані;

брати за основу при розрахунках максимальних струмів короткого замикання такі експлуатаційні умови, які забезпечують максимально можливий рівень струму короткого замикання, ураховуючи також внесок у струми короткого замикання від суміжних систем передачі і систем розподілу, включаючи малі системи розподілу.

10.5. ОСП повинен застосовувати заходи для запобігання відхиленню від максимальних і мінімальних меж струмів короткого замикання, зазначених у пункті 10.1 цієї глави, для всіх часових інтервалів і для всіх засобів захисту. Якщо відбувається таке відхилення, ОСП повинен застосовувати коригувальні дії або інші заходи для забезпечення того, щоб межі, зазначені в пункті 10.1 цієї глави, не порушувались. Відхилення від цих меж допускається тільки при виконанні послідовності перемикань.

10.6. Під час оцінки та вибору заходів із приведення у відповідність струмів КЗ з нормованими параметрами вимикачів слід ураховувати такі технічні обмеження і фактори:

допустимі рівні підвищення напруги на непошкоджених фазах мережі;

допустимі рівні напруги на нейтралях трансформаторів і автотрансформаторів;

допустимі параметри відновлювальної напруги під час вимикання струмів КЗ;

забезпечення селективності і чутливості релейних захистів;

технічні параметри і техніко-економічні характеристики пристроїв для обмеження КЗ;

надійність електропостачання споживачів;

статичну і динамічну стійкість електропередачі;

якість напруги та інші режимні фактори.

10.7. Заходи з обмеження струмів КЗ:

оптимізація структури і параметрів мережі;

стаціонарний та випереджувальний поділ мережі;

струмообмежувальні пристрої;

оптимізація режиму заземлення нейтралі.

10.8. Засоби обмеження струмів КЗ:

пристрої випереджувального поділу мережі;

струмообмежувальні реактори;

трансформатори і автотрансформатори з розщепленою обмоткою нижчої напруги;

трансформатори з підвищеною напругою короткого замикання;

безінерційні струмообмежувальні пристрої;

струмообмежувальні комутаційні апарати;

струмообмежувальні резистори;

вставки постійного струму;

вставки змінного струму непромислової частоти;

розземлення нейтралей частини трансформаторів;

заземлення нейтралі частини трансформаторів через реактори, резистори чи інші обмежувальні пристрої;

автоматичне розмикання в аварійних режимах третинних обмоток трансформаторів.

11.1. ОСП повинен визначати у відповідних інструкціях та довідникових матеріалах максимальні тривалі допустимі навантаження для кожного елемента системи передачі своєї області регулювання.

11.2. ОСП повинен підтримувати потоки потужності в межах операційної безпеки, визначених для нормального та передаварійного режимів. Коефіцієнт запасу по статичній стійкості в нормальному режимі повинен становити не менше 20 %, а під час ситуації N-1 не менше 8 %.

11.3. ОСП повинен координувати аналіз операційної безпеки з іншими ОСП своєї синхронної області відповідно до угод між ОСП синхронної області для забезпечення дотримання потокорозподілу у межах операційної безпеки у своїй області регулювання.

11.4. У ситуації N-1 та у нормальному режимі ОСП повинен підтримувати потоки потужності у межах тимчасових допустимих перевантажень і готувати та здійснювати коригувальні дії, які будуть застосовані в межах часу, дозволеного для тимчасово допустимих перевантажень.

12.1. Перелік аварійних ситуацій

12.1.1. ОСП повинен визначити Перелік аварійних ситуацій у його області спостереження, включаючи внутрішні і зовнішні (в інших енергосистемах своєї синхронної області) аварійні ситуації. Перелік аварійних ситуацій має включати звичайні аварійні ситуації і каскадні аварійні ситуації, визначені із застосуванням скоординованого аналізу аварійних ситуацій із ОСП своєї синхронної області.

12.1.2. Для визначення Переліку аварійних ситуацій ОСП повинен класифікувати кожну аварійну ситуацію на основі того, чи є ця ситуація звичайною, каскадною, беручи до уваги ймовірність виникнення і такі принципи:

ОСП повинен класифікувати аварійні ситуації тільки для власної області регулювання;

коли умови роботи або погодні умови суттєво підвищують ймовірність виникнення каскадної аварійної ситуації, ОСП повинен включити каскадну аварійну ситуацію до Переліку аварійних ситуацій;

ОСП повинен включити до Переліку аварійних ситуацій каскадні аварійні ситуації, які суттєво впливають на ОЕС України або енергосистеми синхронної області.

12.1.3. Для аналізу аварійних ситуацій кожний Користувач повинен надавати всю необхідну для аналізу аварійних ситуацій інформацію на запит ОСП відповідно до переліку, вказаного у главі 6 розділу X цього Кодексу.

12.1.4. ОСП повинен погодити з ОСП своєї синхронної області перелік аварійних ситуацій.

12.1.5. ОСП повинен завчасно інформувати ОСП своєї синхронної області, яких це стосується, про будь-які заплановані зміни топології мережі ОЕС України.

12.1.6. ОСП повинен забезпечити достатні точність та циклічність обміну даними для проведення розрахунків потокорозподілу при аналізі аварійних ситуацій.

12.2. Аналіз аварійних ситуацій

12.2.1. ОСП повинен проводити аналіз аварійних ситуацій у своїй області регулювання для виявлення аварійних ситуацій, які ставлять під загрозу операційну безпеку своєї області регулювання, і визначення відповідних коригувальних дій.

12.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій своєї області регулювання на основі прогнозних та оперативних даних у режимі реального часу. Вихідним режимом для аналізу аварійних ситуацій є відповідна топологія системи передачі, яка включає заплановані відключення (відповідає ситуації N).

12.2.3. У випадку коли критерій N-1 не може бути забезпечено своєчасно або існує ризик поширення аварійної ситуації на енергосистеми синхронної області, ОСП повинен якнайшвидше підготувати і активізувати коригувальні дії для забезпечення дотримання критерію N-1 і локалізації аварійної ситуації.

12.2.4. ОСП може не дотримуватися критерію N-1 у таких ситуаціях:

протягом виконання перемикань;

протягом періоду, необхідного для підготовки та активації коригувальних дій.

13.1. Загальні вимоги до захисту системи передачі

13.1.1. ОСП повинен управляти системою передачі із застосуванням релейного захисту (основного і резервного) та протиаварійної автоматики для автоматичної локалізації та ліквідації пошкоджень, які могли б поставити під загрозу операційну безпеку ОЕС України та/або енергосистем своєї синхронної області.

13.1.2. ОСП повинен, принаймні 1 раз на 5 років, переглядати свою стратегію та концепцію захисту (релейний захист та протиаварійна автоматика) і оновлювати їх, якщо це необхідно для забезпечення правильного функціонування обладнання для захисту енергосистеми і забезпечення операційної безпеки.

13.1.3. Після спрацювання релейного захисту чи протиаварійної автоматики, що впливає на роботу міждержавних ліній або енергосистеми синхронної області, ОСП повинен оцінити правильність роботи захисту та, у разі необхідності, здійснити коригувальні дії.

13.1.4. ОСП повинен задавати уставки для релейного захисту обладнання його системи передачі, які забезпечують надійне, швидке і селективне усунення пошкодження, включаючи резервний захист для усунення пошкодження в разі відмови основного захисту.

13.1.5. До введення в експлуатацію або модернізації пристроїв релейного захисту, що впливає на роботу енергосистем синхронної області, ОСП повинен погоджувати з ОСП своєї синхронної області уставки захисту.

13.1.6. Якщо ОСП використовує протиаварійну автоматику, він повинен:

забезпечити селективність, надійність і ефективність її дії;

при розробці схеми протиаварійної автоматики оцінити наслідки для ОЕС України або енергосистем синхронної області в разі її відмови або неправильної роботи;

переконатися, що дія протиаварійної автоматики узгоджена з дією пристроїв релейного захисту системи передачі та не порушує межі операційної безпеки;

узгоджувати схеми побудови, уставки та дії протиаварійної автоматики з аналогічними системами ОСП своєї синхронної області та Користувачів.

13.2. Аналіз динамічної стійкості

13.2.1. ОСП повинен здійснювати розрахунок та аналіз динамічної стійкості системи передачі відповідно до підпункту 13.2.6 цього пункту та обмін відповідними даними для аналізу динамічної стійкості системи передачі з ОСП своєї синхронної області.

13.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз динамічної стійкості принаймні 1 раз на рік, щоб визначити межі динамічної стійкості і потенційні проблеми з динамічною стійкістю у своїй системі передачі. ОСП повинен проводити аналіз динамічної стійкості скоординовано з ОСП своєї синхронної області.

13.2.3. При проведенні скоординованого аналізу динамічної стійкості ОСП визначає:

обсяг скоординованих розрахунків динамічної стійкості, зокрема розмір розрахункової моделі мережі;

обсяг даних для обміну між заінтересованими ОСП синхронної області;

перелік взаємоузгоджених сценаріїв, аварійних ситуацій або порушень для аналізу динамічної стійкості.

13.2.4. У разі виникнення незатухаючих низькочастотних коливань між областями регулювання, що впливають на декількох ОСП синхронної області, ОСП повинен ініціювати якнайшвидше проведення скоординованого аналізу динамічної стійкості на рівні синхронної області і надати дані, необхідні для такого аналізу.

13.2.5. Якщо ОСП виявляє потенційний взаємний вплив напруги, кута вибігу ротора або стабільності частоти з іншими системами передачі своєї синхронної області, він повинен скоординувати методи, використовувані при аналізі динамічної стійкості, забезпечити необхідні дані, спланувати спільні заходи щодо виправлення ситуації.

13.2.6. При визначенні методів аналізу динамічної стійкості ОСП застосовує такі правила:

якщо межі статичної стійкості досягаються раніше меж динамічної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен виконувати аналіз динамічної стійкості лише на основі результатів розрахунків динамічної стійкості, виконаних для довгострокового планування;

якщо при плануванні відключень межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен провести аналіз динамічної стійкості на етапі оперативного планування на день наперед, поки ці режими існують. ОСП повинен підготувати коригувальні дії, які будуть використовуватися у разі необхідності під час роботи в реальному часі;

якщо мережа в режимі реального часу перебуває в ситуації N, а межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен проводити аналіз динамічної стійкості на всіх етапах оперативного планування і бути здатним якнайшвидше повторно оцінювати межі динамічної стійкості після істотної зміни режиму.

13.2.7. Якщо аналіз динамічної стійкості вказує на порушення меж стійкості, ОСП повинен розробити, підготувати і активізувати коригувальні дії з метою підтримки стійкості системи передачі. Ці коригувальні дії можуть охоплювати користувачів системи передачі/розподілу.

13.2.8. ОСП повинен налаштувати обладнання, релейний захист та протиаварійну автоматику таким чином, щоб час ліквідації порушень, здатних призвести до широкомасштабної втрати стійкості системи, був меншим ніж критичний час усунення пошкоджень, обчислений ним під час аналізу динамічної стійкості.

1.1. Оперативне планування режиму роботи системи передачі (далі - Оперативне планування) полягає в розробленні планів з реалізації необхідних технічних заходів та дій відповідного персоналу ОСП та Користувачів для забезпечення здатності енергосистеми задовольняти сумарний попит на електричну енергію та потужність у кожний момент часу з дотриманням встановлених показників якості та надійності надання цих послуг.

1.2. Оперативне планування повинне охоплювати період від одного року до одної доби (включаючи внутрішньодобове планування) та здійснюватися на відповідний період:

планування зміни стану обладнання електроустановок системи передачі та Користувачів;

планування заходів для забезпечення балансу споживання та виробництва електричної енергії з урахуванням системних обмежень за умови утримання операційної безпеки в заданих межах та планових міждержавних обмінів із суміжними енергосистемами;

визначення пропускної спроможності внутрішніх та міждержавних контрольованих перетинів;

аналіз операційної безпеки;

визначення доступної та вільної пропускної спроможності міждержавних ліній електропередачі;

визначення обсягів резерву активної потужності енергоблоків, а також обсягів інших видів допоміжних послуг.

2.1. Виведення з роботи обладнання електроустановок здійснюється для переведення його в інший оперативний стан - у резерв, ремонт (плановий або аварійний), консервацію або поза ним - у реконструкцію, технічне переоснащення, повну заміну, модернізацію, а також для зняття з експлуатації.

2.2. Виведення з роботи обладнання електроустановок у резерв здійснюється на підставі оперативних заявок його власників або за рішенням ОСП для забезпечення поточного балансу електричної енергії та потужності або для дотримання меж операційної безпеки в ОЕС України.

2.3. Виведення з роботи обладнання системи передачі, енергогенеруючого обладнання, обладнання систем розподілу, обладнання споживача, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП здійснюється на підставі оперативної заявки, яка оформляється відповідно до річних та місячних планів-графіків виведення з роботи обладнання, які затверджуються ОСП.

Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання складаються на підставі річних планів-графіків виведення з роботи обладнання.

2.4. Виведення з роботи генеруючого обладнання електростанцій, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для переведення його у стан консервації або зняття з експлуатації здійснюється згідно зі Звітом.

2.5. Усі Користувачі повинні подавати ОСП свої пропозиції про виведення з роботи обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП до 01 червня поточного року для підготовки річного плану-графіка виведення з роботи обладнання на наступний календарний рік.

2.6. Пропозиції, що надаються Користувачами, мають містити таку інформацію:

реквізити сторони, яка подає пропозиції виведення з роботи обладнання;

перелік обладнання, що виводиться з роботи;

пропозиції щодо планованих дат (час початку та закінчення) виведення з роботи обладнання.

2.7. Якщо виведення з роботи обладнання повинно мати фіксовану дату початку та фіксовану дату закінчення, що зумовлюється, але не обмежується, взаємодією з іншими Користувачами, або внаслідок конкретних технологічних процесів, або з причини конкретних робіт із технічного обслуговування, то ці дані мають вказуватися у пропозиції про виведення з роботи обладнання. Пропозиції підлягають аналізу та консультаційному процесу між ОСП та Користувачем, який подає пропозицію, а також залученими Користувачами та після їх узгодження вносяться до річного плану-графіка виведення з роботи обладнання як фіксовані.

2.8. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи обладнання магістральних мереж першочергово враховуються плани-графіки ремонтів генеруючого обладнання. ОСП має сприяти виконанню планів ремонтів генеруючого обладнання та забезпечити надійну та безперебійну передачу електричної енергії через основну мережу ОЕС України.

2.9. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи міждержавних ліній електропередачі ОСП узгоджує таке виведення з роботи з суміжними ОСП з максимальним використанням суміщення робіт на обладнанні, якого стосуються відповідні відключення. Планування виведення з роботи міждержавних ліній електропередачі має відповідати положенням Операційних угод енергооб’єднання.

2.10. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи обладнання систем розподілу ОСР повинні враховувати виведення з роботи обладнання магістральних мереж, а також індивідуальні річні плани-графіки виведення з роботи обладнання користувачів системи розподілу, виведення з роботи обладнання на власних мережах та відповідні виведення на мережах суміжних ОСР.

2.11. Під час підготовки річних планів-графіків виведення з роботи обладнання ОСП повинен намагатися задовольнити вимоги, які містяться в одержаних від Користувачів пропозиціях. Якщо пропозицію про вивід з роботи обладнання неможливо задовольнити, ОСП має запропонувати варіанти коригування планів-графіків.

2.12. До 01 серпня поточного року ОСП повинен підготувати та надати відповідним сторонам перший проект річного плану-графіка виведення з роботи обладнання на наступний календарний рік.

2.13. Користувачі мають право повідомити ОСП про свої обґрунтовані заперечення щодо першого проекту річного плану-графіка виведення з роботи їх обладнання на наступний календарний рік не пізніше ніж до 01 вересня поточного року.

2.14. У разі наявності заперечень щодо наданих Користувачами початкових проектів річних планів-графіків ОСП проводить обговорення зі сторонами, які надали свої заперечення, та іншими заінтересованими Користувачами з метою їх узгодження.

2.15. Річні плани-графіки виведення з роботи обладнання на наступний календарний рік затверджуються Головним диспетчером ОСП до 01 жовтня поточного року.

2.16. До 15 жовтня кожного календарного року ОСП доводить до відома всіх Користувачів річний план-графік виведення з роботи обладнання, який стосується їхніх об’єктів.

2.17. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання на кожний рік набирають чинності з 01 січня відповідного року.

2.18. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання є остаточними та перегляду не підлягають, за винятком непередбачених обставин, які виникли після затвердження річного плану-графіка та які ставлять під загрозу безумовне виконання затверджених планів-графіків.

2.19. Користувачі зобов’язані дотримуватися затверджених планів-графіків виведення з роботи обладнання. Внесення змін до затвердженого плану-графіка виведення з роботи обладнання після 15 жовтня здійснюється лише з причин порушення безпеки постачання або операційної безпеки, або безпеки експлуатаційного персоналу, або аварійного пошкодження обладнання Користувача, або громадської безпеки у такому порядку:

за рішенням ОСП - якщо відповідне виведення з роботи обладнання обмежується лише обладнанням, яке знаходиться в оперативному управлінні ОСП, та виведення цього обладнання не потребує зміни плану-графіка для інших сторін;

за згодою між ОСП та заінтересованими Користувачами - якщо обладнання знаходиться в оперативному управлінні ОСП, але виведення цього обладнання потребує зміни плану-графіка для інших сторін, або якщо обладнання знаходиться в оперативному віданні ОСП.

2.20. Прийняті ОСП зміни відображаються в місячному плані-графіку виведення з роботи обладнання.

2.21. Якщо ОСП не може досягти згоди з Користувачем стосовно розробки або зміни річного плану-графіка виведення з роботи обладнання, ОСП приймає остаточне рішення виходячи з операційної безпеки та інформує про це Користувача.

У разі письмового запиту Користувача стосовно цього питання ОСП надає обґрунтування щодо прийняття такого рішення.

2.22. До 10 числа кожного місяця, що передує плановому, Користувачі надають ОСП місячні плани-графіки, що підтверджують виведення з роботи обладнання відповідно до затвердженого річного плану-графіка з урахуванням прийнятих змін.

2.23. Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання мають надаватися Користувачами письмово. Такі дані мають містити таку інформацію:

реквізити сторони, яка подає місячний план-графік виведення з роботи обладнання;

планові виведення з роботи обладнання, які включені до річного плану-графіка;

виведення з роботи обладнання, яке не включене до річного плану-графіка з відповідним обґрунтуванням;

пояснення щодо причин зміни річного плану-графіка, якщо такі зміни мають місце.

2.24. До 20 числа місяця, що передує плановому, ОСП має сповістити всіх Користувачів, а до 25 числа місяця - письмово про частини затвердженого місячного плану-графіка, які стосуються виведення з роботи обладнання об’єктів Користувачів.

3.1. Виведення з роботи і резерву об’єктів диспетчеризації (силового обладнання, пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики, автоматизованих систем диспетчерського управління і засобів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління тощо) необхідно оформлювати заявкою, яка подається на розгляд до відповідного підрозділу диспетчерського управління за рівнем оперативної підпорядкованості.

3.2. Планові заявки подаються на обладнання, що включене до затвердженого плану-графіка виведення з роботи обладнання, на терміни, які передбачені планом-графіком.

3.3. Термінові заявки - заявки для виконання непланового ремонту на об’єктах диспетчеризації за суміщенням з відключенням основного обладнання (ЛЕП, АТ, СШ) для планового ремонту, а також заявки для проведення короткочасного непланового ремонту з метою усунення незначних несправностей на об’єктах диспетчеризації, для проведення якого не потрібна істотна зміна режиму роботи системи передачі.

3.4. Аварійна заявка - заявка для проведення невідкладного ремонту устаткування. Аварійною заявкою також оформлюється аварійний ремонт обладнання, що відключено дією захисту, персоналом через пошкодження, для попередження пошкодження або ліквідації загрози життю людей.

3.5. Форма заявки на виведення обладнання з роботи та перелік необхідних даних, вимог, що стосуються проведення робіт, включаючи заходи з безпеки, терміни подання, розгляду та узгодження заявки, а також повідомлення про результати розгляду визначаються ОСП у відповідних інструкціях, які надаються Користувачам.

3.6. Перелік необхідних даних та вимог, зокрема, має включати:

найменування підприємства, яке дає заявку;

найменування об’єкта, устаткування і вид ремонту;

термін ремонту і час аварійної готовності введення в роботу;

величина зниження і наявної потужності;

коментарі (які роботи будуть виконуватись, номери програм перемикань, номер ремонтної схеми, режим заземлення, режимні заходи, що забезпечують надійну роботу обладнання, енерговузла в ремонтному та ремонтно-аварійному режимах тощо);

стан пристроїв РЗ та ПА на даному об’єкті або прилеглих ПС, у разі його відмінності від нормального режиму, на час дії заявки;

основні заходи для створення безпечних умов виконання робіт;

прізвище уповноваженої особи підприємства, яка підписала заявку.

У разі необхідності ОСП має право запросити додаткові дані.

3.7. Якщо умови експлуатації енергосистеми на запропонований день і час запланованого виведення з роботи обладнання суттєво змінилися порівняно з прогнозованим рівнем балансової надійності та операційної безпеки, оперативно-диспетчерські служби ОСП можуть перенести заплановане виведення з роботи обладнання на термін, необхідний для приведення умов експлуатації енергосистеми до рівня балансової надійності та безпеки, який дозволяє виконати заплановане виведення з роботи обладнання.

3.8. У разі наявності загрози сталому функціонуванню ОЕС України або її частини, безпеці експлуатаційного персоналу або населенню диспетчер ОСП може скасувати дозволену заявку на виведення обладнання. Про причини та обставини щодо прийняття такого рішення ОСП має повідомити суб’єкта, який подавав заявку на виведення обладнання з роботи.

3.9. Рішення по заявках на об’єкти диспетчеризації, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП, приймаються у встановленому ОСП порядку і передаються на підприємства, в оперативному підпорядкуванні яких знаходиться дане обладнання.

4.1. Введення в роботу обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, яке знаходилося в резерві, виводилося з роботи для позапланового (невідкладного) ремонту або вимикалося дією захисних пристроїв, здійснюється за дозволом на оперативну заявку персоналу власника цього обладнання або за вимогою ОСП з урахуванням потреб енергосистеми у забезпеченні балансу електричної енергії та потужності або наданні допоміжних послуг.

4.2. Введення в роботу обладнання, яке виводилося з роботи згідно з затвердженим планом-графіком виведення з роботи обладнання, здійснюється з дозволу ОСП на підставі цього плану.

4.3. ОСП має завчасно забезпечити умови для введення в роботу обладнання.

4.4. Якщо узгоджені терміни введення в роботу обладнання не дотримуються, його власник не пізніше ніж за 2 доби до планового терміну має повідомити про це ОСП та запропонувати нові терміни (раніше або пізніше) з обґрунтуванням.

Рішення про час та умови (повне або часткове навантаження, графік навантаження тощо) введення в роботу такого обладнання приймає ОСП та доводить його до відома власника обладнання.

5.1. Оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії в ОЕС України здійснюється ОСП з метою планування забезпечення балансової надійності енергосистеми та забезпечення планового виведення з роботи (введення в роботу) обладнання.

5.2. Оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії здійснюється в межах таких часових періодів:

річних;

сезонних;

місячних;

тижневих;

добових (на наступну добу).

5.3. ОСП має здійснювати оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії в енергосистемі, ґрунтуючись на:

планах перспективного розвитку енергогенеруючих джерел та електричних мереж;

прогнозах економічного розвитку країни;

ретроспективних даних про брутто споживання електричної енергії, технологічні витрати електричної енергії в електричних мережах;

прогнозних даних, отриманих від виробників електричної енергії щодо виробництва електричної енергії, а також її споживання на власні потреби електростанцій;

прогнозних технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах розрахункових обсягів електричної енергії системами передачі;

прогнозних даних, отриманих від ОСР щодо технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах під час розподілу розрахункових обсягів електричної енергії їх мережами;

прогнозних обсягах міждержавної торгівлі електричною енергією;

прогнозах метеорологічних умов.

5.4. Технологічні витрати електричної енергії у магістральних та розподільних мережах прогнозуються із застосуванням методик, що затверджені Регулятором.

5.5. ОСП несе відповідальність за точне та своєчасне складання прогнозного балансу електричної енергії в енергосистемі України на основі наданих Користувачами прогнозів споживання та виробництва електричної енергії з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах та на власні потреби електростанцій та використовує результати цього прогнозу для оперативного планування.

Користувачі мають забезпечити точне прогнозування споживання/виробництва електричної енергії та своєчасне надання даних ОСП.

5.6. Форми, обсяги та терміни подання інформації, що стосується оперативного прогнозування, визначає ОСП для кожної категорії Користувача відповідно до вимог, зазначених у пунктах 5.7 і 5.8 цієї глави, а також з урахуванням вимог Правил ринку, та оприлюднює їх на власному веб-сайті в мережі Інтернет.

5.7. Дані, які надаються Користувачами щодо прогнозованого споживання електричної енергії для оперативного прогнозування

5.7.1. Прогнозування споживання електричної енергії Користувачами являє собою прогноз відборів електричної енергії з точок приєднання до магістральних електричних мереж.

5.7.2. Усі Користувачі зобов’язані надавати ОСП свої прогнози споживання електричної енергії у межах таких часових рамок:

річний прогноз споживання електричної енергії - не пізніше ніж до 01 жовтня кожного року на наступний рік;

місячний прогноз споживання електричної енергії - не пізніше ніж до 20 числа кожного місяця на наступний місяць;

тижневий прогноз споживання електричної енергії - не пізніше 12:00 четверга кожного тижня на наступний тиждень;

добовий прогноз споживання електричної енергії - не пізніше 09:00 кожного робочого дня на наступну добу, а у випадку вихідних/святкових днів - на всі наступні вихідні/святкові дні та наступний перший робочий день;

за окремим запитом ОСП (у разі виникнення раптового дефіциту електричної енергії, форс-мажору, екстремальних кліматичних умов, проблем із постачанням палива тощо) в інші часові терміни.

5.7.3. Річні прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:

сумарне річне споживання електричної енергії на наступний рік (кВт·год);

помісячний розподіл сумарного річного споживання електричної енергії, починаючи з січня наступного року (кВт·год);

очікувані щомісячні значення абсолютного мінімального та максимального навантаження, починаючи з січня наступного року (кВт);

прогнозовані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;

потребу у реактивній потужності (кВАр).

5.7.4. Щомісячні прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:

сумарне місячне споживання електричної енергії на наступний місяць (кВт·год);