Про затвердження Кодексу системи передачі

2) ОСП може вимагати, щоб приєднані до системи передачі розподільні мережі були здатними компенсувати генерацію реактивної потужності у точці приєднання аж до нульового значення в умовах перетікання активної потужності менше 25 % від максимально допустимого перетоку;

3) з урахуванням вимог підпункту 1 цього пункту ОСП може вимагати, щоб у приєднаній до системи передачі розподільній мережі активно було забезпечено регулювання перетоків реактивної потужності в точці приєднання. ОСП і ОСР повинні погодити метод цього регулювання з урахуванням надійності електропостачання споживачів та роботи ОЕС України в цілому.

3.5. Вимоги до об’єктів розподілу/енергоспоживання щодо схем захисту та пристроїв керування:

1) ОСП і ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні погодити типи пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики, схеми релейного захисту та протиаварійної автоматики та уставки для приєднаних до системи передачі об’єктів розподілу/енергоспоживання;

2) з урахуванням безпеки роботи енергосистеми та без шкоди для обладнання та здоров’я персоналу і населення автоматичний захист об’єктів розподілу/енергоспоживання повинен мати пріоритет над управлінням шляхом надання оперативних команд диспетчерським персоналом;

3) пристрої релейного захисту та протиаварійної автоматики мають забезпечувати:

ліквідацію зовнішніх й внутрішніх КЗ;

попередження підвищення або зниження напруги в точці приєднання до системи передачі вище/нижче гранично допустимих меж;

попередження відхилення частоти за межі гранично допустимих значень;

захист електроустановок споживачів;

захист блочних трансформаторів;

резервування на випадок відмови комутаційної апаратури та захисту;

4) ОСП і ОСР/власники об’єктів енергоспоживання, об’єкти яких приєднані до системи передачі, повинні погодити процедури внесення змін у схеми, уставки та типи пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики з урахуванням їх взаємодії з системами керування нормального режиму;

5) процедура погодження схем, уставок та типів пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики повинна враховувати:

режими роботи об’єктів розподілу/енергоспоживання (ізольовано або синхронно);

необхідність демпфірування (гасіння) коливань потужності;

попередження та ліквідацію порушення нормального режиму роботи передавальної мережі;

автоматичне введення резерву;

автоматичне повторне включення після ліквідації КЗ;

6) ОСР/власники об’єктів енергоспоживання, зобов’язані створювати власні телекомунікаційні мережі та забезпечувати обмін даними з ОСП відповідно до вимог глави 6 розділу X цього Кодексу.

3.6. Вимоги щодо автоматичного частотного розвантаження (АЧР), вимкнення навантаження за низької напруги та повторного включення навантаження:

1) усі приєднані до системи передачі об’єкти розподілу/енергоспоживання мають відповідати вимогам щодо АЧР та несуть адміністративну відповідальність за невиконання цих вимог:

ОСР та власники приєднаних до системи передачі об’єктів енергоспоживання повинні забезпечувати здатність до автоматичного відімкнення узгодженої частки їхнього навантаження при зниженні частоти до уставок спрацювання. ОСП визначає уставки спрацювання та обсяги підключеного до АЧР навантаження.

Вимкнення навантаження заведеного під АЧР повинно виконуватися багатоступенево для заданого діапазону частот та з заданим часом і відповідати таким вимогам:

діапазон частот - у межах 47-50 Гц із кроком налаштування 0,01 Гц;

реле частоти АЧР мають зберігати задані уставки спрацювання за частотою при змінах величини контрольованої і оперативної напруги в межах діапазону 20-130 % номінальної;

реле частоти АЧР мають зберігати працездатність і забезпечувати відсутність хибного спрацювання вихідних реле при вимиканні і вмиканні контрольованої і оперативної напруги плавно і поштовхом, при стрибкоподібних і плавних хитаннях контрольованої напруги і частоти;

діапазон зміни уставок за швидкістю відхилення частоти - від 0,1 Гц/с до 20 Гц/с з дискретністю 0,1 Гц/с; за часом від 0,1 секунди до 300 секунд - з дискретністю 0,1 секунди;

максимальний час вимкнення навантаження з урахуванням часу вимкнення вимикача - не більше 150 мілісекунд після спрацювання пристрою АЧР;

контроль напрямку перетоку активної потужності в точці відімкнення.

Контрольована напруга на реле частоти АЧР повинна подаватися від точки підключення навантаження, заведеного під дію АЧР;

2) для забезпечення вимкнення навантаження при зниженні напруги за допустимі межі мають задовольнятися такі вимоги:

ОСП у координації з ОСР/власниками об’єктів енергоспоживання визначає об’єкти розподілу/енергоспоживання, які повинні вимикатися при зниженні напруги за допустимі межі;

ОСР повинні забезпечити блокування автоматики регулювання напруги під навантаженням і роботу спеціальної автоматика вимкнення навантаження;

ОСР погоджує з ОСП метод вимкнення навантаження при зниженні напруги за допустимі межі (з використанням реле або за оперативними командами диспетчерського персоналу);

спеціальна автоматика вимкнення навантаження при зниженні напруги за допустимі межі повинна передбачати:

контроль напруги шляхом вимірювання всіх трьох фаз;

блокування роботи реле за напрямком перетоку активної або реактивної потужності;

3) ОСП визначає обсяги навантаження та умови його відключення дією протиаварійної автоматики (АЧР, САВН) або вручну оперативним персоналом, а також обсяги навантаження та умови його включення автоматично (ЧАПВ) або вручну оперативним персоналом.

3.7. Вимоги щодо створення імітаційних (математичних, комп’ютерних) моделей:

1) приєднані до системи передачі об’єкти розподілу/енергоспоживання мають відповідати вимогам, пов’язаним зі створенням імітаційних моделей:

ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні забезпечити створення імітаційних моделей, які показували б поведінку приєднаних до системи передачі об’єктів розподілу/енергоспоживання в усталених і перехідних режимах;

ОСП повинен визначити зміст і формат цих імітаційних моделей, що мають включати:

дані, необхідні для розрахунків усталених та перехідних режимів;

дані, необхідні для задання параметрів моделей, що використовуються при проведенні розрахунків електромагнітних та електромеханічних перехідних процесів у точці приєднання;

структуру та блок-схеми імітаційних моделей.

Імітаційні моделі повинні коректно відтворювати моделювання:

зміни навантаження при зміні частоти або напруги;

дію релейного захисту та протиаварійної автоматики приєднаних до системи передачі об’єктів розподілу/енергоспоживання;

дію перетворювачів;

2) ОСП повинен вказувати вимоги до реєстраторів перехідних режимів на приєднаних до системи передачі об’єктах розподілу/енергоспоживання для забезпечення верифікації моделей на відповідність фактичним режимам.

3.8. Загальні положення щодо надання допоміжних послуг ОСП об’єктами енергоспоживання

1) ОСП об’єктами енергоспоживання можуть надаватися допоміжні послуги:

регулювання активної потужності за рахунок зміни споживання (дистанційно від диспетчерського центру або локально);

регулювання реактивної потужності (дистанційно від диспетчерського центру або локально).

Допоміжні послуги, що надаються об’єктами енергоспоживання можуть включати, спільно або окремо, модифікації зі збільшенням чи зменшенням споживання;

2) кожний власник об’єкта енергоспоживання, який надає допоміжні послуги ОСП, повинен підтвердити ОСП свою здатність задовольняти вимоги, викладені у цьому пункті та пункті 3.9 цієї глави, шляхом надання оперативного повідомлення відповідно до порядку, викладеного в підпунктах 3 або 4 цього пункту, та отримати від ОСП для електроустановок з постачання допоміжних послуг статус одиниці постачання допоміжних послуг;

3) для електроустановок споживача, приєднаних на рівні понад 1000 В, порядок оперативного повідомлення має бути викладений у документі - паспорт одиниці постачання допоміжних послуг (ПОПДП).

Зміст документа ПОПДП має, зокрема, включати і результати проведених випробувань та інформацію, визначену ОСП. Кожна електроустановка споживача з управлінням попитом повинна мати окремий документ ПОПДП.

Спираючись на документ ПОПДП, ОСП повинен видати власнику об’єкта енергоспоживання для відповідної електроустановки з управління попитом статус ДПО;

4) для електроустановок споживача, приєднаних на рівні 1000 В або нижче, порядок оперативного повідомлення має відповідати вимогам:

порядок оперативного повідомлення для електроустановок споживача в об’єктах енергоспоживання, приєднаних на рівні напруги 1000 В або нижче, має бути викладений у посібнику з монтажу;

шаблон посібника з монтажу надається відповідним ОСР, його зміст узгоджується, прямо чи опосередковано - через третю особу, з ОСП;

на підставі посібника з монтажу, власник об’єкта енергоспоживання чи ОСР повинен представити інформацію, прямо чи опосередковано - через третю особу, ОСП щодо здатності установки споживача до управління попитом. Дата цього подання має бути вибрана до пропозиції на ринку пропускної здатності електроустановок споживачів з управління попитом. Вимоги, встановлені в посібнику з монтажу для цієї установки, повинні диференціюватися поміж інших типів приєднань і різних категорій послуг з управління попитом;

для кожної електроустановки споживача з управління попитом мають надаватися окремі посібники з монтажу;

зміст посібника з монтажу обладнання окремих електроустановок споживачів може бути об’єднаний ОСР;

посібник з монтажу має містити такі елементи:

місце, в якому електроустановка споживача з управління попитом приєднана до мережі;

максимальна потужність установки управління попитом у кВт;

тип послуг з управління попитом;

сертифікат електроустановки споживача та сертифікат обладнання для послуги з управління попитом або якщо їх немає в наявності - рівноцінна інформація;

контактні дані власника об’єкта енергоспоживання або третьої особи, яка агрегує електроустановки споживача у складі об’єкта енергоспоживання.

Спираючись на інформацію, отриману на підставі посібника з монтажу, ОСП повинен видати власнику об’єкта енергоспоживання або ОСР для відповідної електроустановки з управління попитом статус ДПО.

3.9. Технічні вимоги до електроустановок споживача з регулюванням активної потужності, регулюванням реактивної потужності:

1) об’єкти енергоспоживання можуть надавати ОСП послуги з регулювання активної потужності та реактивної потужності;

2) електроустановки споживача з регулюванням активної потужності, регулюванням реактивної потужності - індивідуально або, як частина агрегованого навантаження - через агрегатора, мають відповідати таким вимогам:

електроустановки мають бути здатними працювати в діапазонах частот, зазначених у пункті 3.1 цієї глави;

електроустановки мають бути здатними працювати в діапазонах напруги, зазначених у пункті 3.2 цієї глави, якщо вони приєднані на рівні напруги 110 кВ або вище;

електроустановки мають бути здатні працювати в нормальному діапазоні робочої напруги системи в точці підключення, зазначеної ОСП, якщо вони приєднані на рівні напруги нижче 110 кВ;

електроустановки мають бути здатні контролювати споживання потужності з мережі в діапазоні, установленому ОСП у договорах про надання допоміжних послуг;

електроустановки мають бути оснащені обладнанням для отримання оперативних команд, прямо чи опосередковано - через третю особу оперативного персоналу, від ОСП щодо зміни свого навантаження, а також для передавання необхідної інформації;

електроустановки мають бути здатні регулювати споживання потужності впродовж періодів часу, встановлених ОСП у договорах про надання допоміжних послуг;

оперативний персонал, в управлінні якого знаходяться електроустановки, повинен повідомляти ОСП щодо змінення потужності. ОСП повинен вказувати форму та строки надання такого повідомлення;

електроустановки повинні мати здатність витримувати швидкість зміни частоти до 1,7 Гц/с без від’єднання від системи;

при підключенні споживання до системи регулювання частоти та/або напруги об’єкт енергоспоживання повинен забезпечувати зміну навантаження відповідно до команд центрального регулятора системи регулювання частоти та/або напруги. Такий об’єкт енергоспоживання має бути обладнаний приймально-передавальними засобами для отримання команд від центрального регулятора та передачі відповідної інформації до центрального регулятора, прямого чи опосередковано - через агрегатора;

3) для регулювання напруги з відімкненням або повторним увімкненням енергоустановок статичної компенсації кожний приєднаний до системи передачі об’єкт енергоспоживання повинен забезпечити можливість вмикати або відмикати свої установки статичної компенсації, прямо чи опосередковано через агрегатора як частину агрегованого навантаження, у відповідь на команди, надіслані ОСП, або за умов, визначених у договорі про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

4.1. Вимоги до систем ПСВН щодо частоти, регулювання активної потужності та діапазонів регулювання:

1) системи ПСВН мають відповідати таким вимогам щодо частоти:

системи ПСВН мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати в межах частотних діапазонів і періодів часу, зазначених у таблиці 18;

ОСП і власники систем ПСВН можуть домовитися про ширші частотні діапазони або триваліший мінімальний час спрацювання, якщо йдеться про підтримання або відновлення безпеки системи. Якщо ширші частотні діапазони і довший мінімальний час спрацювання є економічно вигідними і технічно можливими, то така пропозиція не повинна бути відхилена будь-якою із сторін;

ОСП та власник системи ПСВН можуть вказати максимальне допустиме зменшення вихідної активної потужності від її робочої точки, якщо частота в енергосистемі знизиться нижче 49 Гц;

системи ПСВН мають бути здатними витримувати швидкість змінення частоти, залишатися приєднаними до мережі і працювати, якщо швидкість зміни частоти не перевищує 1,7 Гц/с;

2) системи ПСВН мають бути здатними до регулювання активної потужності відповідно до таких вимог:

регулювання активної потужності в усьому наявному діапазоні ПСВН;

для систем ПСВН, що зв’язують різні області регулювання або синхронні області ОСП разом з приєднаним через систему ПСВН ОСП визначають, яким чином у системі ПСВН має бути передбачена зміна підживлення активною потужністю в разі порушення режиму в одній або іншій синхронній області або області регулювання;

системи ПСВН мають бути здатними до швидкого реверсування активної потужності. Реверсування потужності повинно бути можливим у межах від максимальної пропускної здатності за активною потужністю в одному напрямку до максимальної пропускної здатності за активною потужністю в іншому напрямку зі швидкістю, що не перевищує 2 секунди;

3) системи ПСВН мають бути здатними до роботи в режимі нормованого первинного регулювання частоти FSM:

у режимі з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота LFSM-O;

у режимі з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частоти LFSMU;

4) під час роботи в режимі нормованого первинного регулювання частоти (FSM) системи ПСВН мають виконувати такі вимоги:

бути здатними реагувати на відхилення частоти в кожній приєднаній мережі змінного струму шляхом регулювання активної потужності передачі, як відображено на рисунку 7, і відповідно до параметрів, встановлених відповідним Оператором - у межах діапазонів, зазначених у таблиці 19;

бути здатними налаштовувати статизм для висхідного і низхідного регулювання, зону нечутливості частотної характеристики і робочий діапазон зміни, у межах діапазону доступної для FSM активної потужності, як відображено на рисунку 7;

Рисунок ілюструє випадок нульової зони нечутливості і нечутливості з позитивною уставкою активної потужності (режим імпортування). DP - зміна вихідної активної потужності системи ПСВН. fn - цільова частота в мережі ЗС, де надається послуга FSM, а Df - відхилення частоти в мережі ЗС, де надається послуга FSM.

при ступінчатій зміні частоти системи ПСВН мають бути здатними до активації реакції активної потужності на відхилення частоти (див. рис. 8) таким чином, щоб ця реакція була на рівні або вище суцільної лінії (див. рис. 8) та параметрів часу, вказаних відповідним Оператором у межах діапазонів, вказаних у таблиці 20;

для систем ПСВН, що з’єднують різні області регулювання або синхронні області, під час роботи в режимі FSM система ПСВН має бути здатною регулювати повну активну потужність за частотною характеристикою в будь-який момент часу і впродовж безперервного періоду часу;

DP - зміна активної потужності, ініційованої ступінчастою зміною частоти.

5) при роботі в режимі з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSM-O) системи ПСВН мають:

налаштовувати частотну характеристику активної потужності як під час прийому, так і під час видачі енергії (див. рис. 9) на пороговій частоті f1 між 50,2 Гц і 50,5 Гц, включно, зі статизмом s3, який налаштовується від 0,1 % до 12 %;

регулювати активну потужність вниз до своєї мінімальної пропускної спроможності.

DP - зміна вихідної активної потужності системи ПСВН і залежно від робочих режимів зменшення імпортованої потужності або збільшення експортованої потужності. fn - номінальна частота мережі або мереж ЗС, до яких приєднана система ПСВН, а Df - зміна частоти в мережі або мережах ЗС, до яких приєднана система ПСВН. За підвищених частот, коли f перевищує f1, система ПСВН повинна зменшувати активну потужність відповідно до уставки статизму.

6) під час роботи в режимі з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSM- U) системи ПСВН мають:

налаштовувати частотну характеристику активної потужності як під час прийому, так і під час видачі енергії (див. рис. 10) на пороговій частоті f2 між 49,8 Гц і 49,5 Гц, включно, зі статизмом s4, який налаштовується від 0,1 % до 12 %;

у режимі LFSM-U системи ПСВН мають бути здатними регулювати активну потужність до своєї максимальної пропускної спроможності.

DP - зміна вихідної активної потужності системи ПСВН і залежно від робочих режимів зменшення імпортованої потужності або збільшення експортованої потужності. fn - номінальна частота в мережі або мережах ЗС, до яких приєднана система ПСВН, а Df - зміна частоти в мережі або мережах ЗС, до яких приєднана система ПСВН. За знижених частот, коли f нижче f2, система ПСВН повинна збільшувати вихідну активну потужність відповідно до уставки статизму s4.

7) системи ПСВН повинні мати таку конфігурацію, щоб втрата нею інжекції активної потужності в синхронну зону була обмежена значенням, указаним відповідним Оператором на основі впливу системи ПСВН на енергосистему.

4.2. Вимоги до систем ПСВН щодо напруги:

1) з урахуванням вимог пункту 4.3 цієї глави перетворювальні підстанції систем ПСВН мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і функціонувати з максимальним струмом системи ПСВН у межах діапазонів напруги в точці приєднання в 1 в. о. і впродовж періодів часу, вказаних у таблиці 21 (для рівнів напруги до 330 кВ) і таблиці 22 (для напруги від 330 кВ до 750 кВ);

2) перетворювальні підстанції систем ПСВН мають бути здатними до автоматичного відімкнення при досягненні в точці приєднання рівня напруги, визначеного відповідним Оператором. Терміни та уставки для автоматичного відключення повинні бути узгоджені між відповідним Оператором і власником системи ПСВН;

3) включення систем ПСВН до системи передачі повинно виконуватись з контролем напруги;

4) власники систем ПСВН повинні забезпечити, щоб приєднання їх систем ПСВН до мережі не призводило до спотворення або коливання напруги живлення в мережі, у точці приєднання вище рівня, установленого відповідним нормативно-технічним документом.

4.3. Вимоги до систем ПСВН щодо короткого замикання:

1) перетворювальні підстанції систем ПСВН мають бути здатними продовжувати стійку роботу під час КЗ та після його усунення релейним захистом. Часові інтервали роботи перетворювальних підстанцій ПСВН без відключення від мережі при КЗ для кривої залежності напруги від часу, відображеній на рисунку 11, вказані в таблиці 23. Мають бути розроблені схеми захисту та уставки для внутрішніх пошкоджень, щоб не ставити під загрозу здатність проходити коротке замикання без відключення від мережі;

Uret - залишкова напруга в точці приєднання під час пошкодження, tclear - момент, коли пошкодження ліквідовано, Urec1 і trec1 вказують точку більш низьких меж відновлення напруги після ліквідації пошкодження. Ublock - блокувальна напруга в точці приєднання. Згадувані значення часу вимірюються від tfault.

2) на запит власника системи ПСВН ОСП повинен надати значення мінімальної та максимальної потужності КЗ у кожній точці приєднання, що виражена у МВА, та вказати передаварійні робочі параметри перетворювальної підстанції ПСВН, виражені як вихідні активна та реактивна потужності, а також напруги у точці приєднання;

3) системи ПСВН мають бути здатними діяти в діапазоні величин короткого замикання і мережевих характеристик, указаних відповідним Оператором, а також приєднані на постійному струмі одиниці енергоцентру мають бути здатними до стабільної роботи в діапазоні від мінімальної до максимальної потужності короткого замикання і з мережевими характеристиками точки приєднання системи ПСВН;

4) ОСП повинен указати профіль відновлення активної потужності, які системи ПСВН мають бути здатними забезпечити;

5) системи ПСВН мають відповідати таким вимогам щодо привнесення струму короткого замикання:

системи ПСВН мають бути здатними, якщо це передбачено відповідним Оператором, у координації з ОСП привносити швидкий струм короткого замикання у точці приєднання у разі симетричних (трифазних) пошкоджень;

там, де система ПСВН потрібна для того, щоб мати зазначену у другому абзаці цього підпункту можливість, відповідний Оператор повинен вказати:

як і коли відхилення напруги має бути виявлено, а також кінець відхилення напруги;

характеристики швидкого струму короткого замикання;

час і точність швидкого струму короткого замикання, який може включати в себе кілька етапів.

Відповідний Оператор у координації з ОСП може визначити вимогу до привнесення повного струму короткого замикання у разі несиметричного (1фазного або 2-фазного) пошкодження;

6) системи ПСВН, включаючи повітряні лінії електропередачі постійного струму, мають бути здатними до швидкого відновлення після нестійких ушкоджень у системі ПСВН.

4.4. Вимоги до систем ПСВН щодо реактивної потужності:

1) ОСП повинен указати вимоги до здатності регулювання реактивної потужності при зміні напруги. Перетворювальні підстанції ПСВН повинні забезпечувати регулювання реактивної потужності з урахуванням рівня активної потужності в межах графіка U-Q/Pmax;

2) графік U-Q/Pmax не має виходити за межі прямокутника (див. рис. 12), параметри якого встановлені в таблиці 24;

Діаграма відображає межі графіка U-Q/Pmax з напругою U у точках приєднання, вираженою співвідношенням її фактичного значення до його опорного значення в 1 в. о., а також співвідношення Q/Pmax реактивної потужності до максимальної пропускної здатності за активною потужністю системи ПСВН. Положення, розмір і форма внутрішньої обвідної є орієнтовними, а форми, відмінні від прямокутника, можуть використовуватися в межах внутрішньої обвідної. Для форм графіків, крім прямокутної, діапазон напруг відображає найвищі і найнижчі значення точок напруги. Такий профіль не призведе до повного діапазону реактивної потужності, наявного в усьому діапазоні стабілізованих напруг.

3) системи ПСВН мають бути здатними до переміщення в будь-яку робочу точку в межах графіка U-Q/Pmax й у часових рамках, зазначених ОСП;

4) системи ПСВН мають відповідати таким вимогам:

бути здатними працювати в будь-якому з трьох наведених нижче режимів регулювання:

режим регулювання напруги,

режим регулювання реактивної потужності,

режим регулювання коефіцієнта потужності;

забезпечувати регулювальні характеристики:

змінювати задані рівні напруги в точці приєднання відповідно до команд ОСП,

змінювати зону нечутливості навколо заданого рівня напруги в діапазоні ± 5 %;

перетворювальні підстанції систем ПСВН мають бути здатними регулювати коефіцієнт потужності в точці приєднання.

ОСП визначає приймально-передавальне обладнання та його параметри налаштування з метою дистанційного вибору режимів регулювання та відповідних рівнів напруги.

4.5. Вимоги до систем ПСВН щодо здатності до демпфірування коливань потужності.

Системи ПСВН мають бути здатними демпфірувати коливання потужності у приєднаній мережі змінного струму. ОСП повинен вказати частотний діапазон коливань, які схема керування має позитивно гасити.

4.6. Вимоги до систем ПСВН щодо схем захисту та пристроїв керування:

1) системи ПСВН мають бути здатними забезпечувати стійку роботу в усіх режимах (нормальні та перехідні) в системі ПСВН або мережі змінного струму, до якої вона приєднана;

2) відключення перетворювальної підстанції ПСВН не повинно призводити до порушення стійкої роботи ОЕС у точці приєднання;

3) власники систем ПСВН повинні надати інформацію ОСП щодо стійкості системи ПСВН до збурень в ОЕС України;

4) схеми захисту, а також уставки для системи ПСВН, мають бути скоординовані та узгоджені між відповідним Оператором та власником системи ПСВН;

5) електричний захист систем ПСВН повинен мати пріоритет над оперативним керуванням з урахуванням безпеки системи, безпеки і здоров’я службового персоналу та населення;

6) власники систем ПСВН повинні організувати пристрої захисту і керування відповідно до наведеного нижче пріоритетного ранжування, переліченим у порядку спадання значимості:

захист електричної мережі і системи ПСВН;

регулювання активної потужності;

штучна інерція;

автоматичні коригувальні дії (реверсування активної потужності), як зазначено в абзаці четвертому підпункту 2 пункту 4.1 цієї глави;

режим обмеженої чутливості до частоти - LFSM;

FSM і регулювання частоти;

режим регулювання реактивної потужності;

здатність демпфірувати коливання потужності;

обмеження градієнта потужності;

7) параметри та уставки основних функцій керування системами ПСВН мають бути узгоджені між власником системи ПСВН і ОСП;

8) реєстрація та моніторинг аварійних порушень систем ПСВН має відповідати вимогам:

системи ПСВН мають бути обладнані засобами реєстрації аварійних порушень і моніторингу динамічної поведінки системи для кожної з її перетворювальних підстанцій ПСВН по таких параметрах: напруга постійного стуму і змінного струму, змінний і постійний струм, активна потужність, реактивна потужність, частота;

відповідний Оператор може вказати параметри якості електропостачання, яким мають відповідати системи ПСВН;

докладні відомості про обладнання реєстрації аварійних порушень, зазначених в абзаці другому цього підпункту, включаючи аналогові і цифрові канали, уставки, у т. ч. критерії запуску і частота дискретизації повинні бути узгоджені між власником системи ПСВН і ОСП;

усе обладнання для моніторингу динамічної поведінки системи має включати схему сигналізації коливань, визначену ОСП для виявлення слабозатухаючих коливань потужності;

засоби контролю якості електропостачання та динамічного моніторингу поведінки системи мають включати механізми електронного доступу до інформації для власника системи ПСВН і ОСП. Протоколи обміну зареєстрованими даними повинні бути узгоджені між власником системи ПСВН, відповідним Оператором і ОСП;

9) схеми захисту повинні розроблятися з урахуванням характеристик системи, специфіки мережі, а також технічних особливостей технології одиниці енергоцентру і погоджуватися відповідним Оператором у координації з ОСП;

10) власники систем ПСВН зобов’язані створювати власні телекомунікаційні мережі та забезпечувати обмін даними з ОСП відповідно до вимог розділу X цього Кодексу.

4.7. Вимоги до системи ПСВН щодо здатності до автономного пуску

Відповідний Оператор може отримати від власників систем ПСВН квоту для здатності до автономного пуску з повністю знеструмленого стану.

Системи ПСВН зі здатністю до автономного пуску з повністю знеструмленого стану мають бути спроможними в разі подачі живлення на одну перетворювальну підстанцію подавати живлення на шину підстанції змінного струму, до якої приєднана інша перетворювальна підстанція, у межах періоду часу після знеструмлення системи ПСВН, визначеного відповідним Оператором. Такі системи ПСВН мають бути здатними синхронізувати в межах частоти, встановленої у підпункті 1 пункту 4.1 цієї глави, та в межах напруги, встановленої відповідним Оператором, або як це передбачено у підпункті 1 пункту 4.2 цієї глави. Відповідний Оператор може вказати ширші діапазони частоти і напруги, якщо це необхідно для відновлення безпеки системи.

Відповідний Оператор і власник системи ПСВН повинні погодити пропускну здатність, наявність можливості до автономного пуску з повністю знеструмленого стану та оперативну методику.

4.8. Вимоги щодо створення імітаційних (математичних, комп’ютерних) моделей:

1) відповідний Оператор у координації з ОСП має право зобов'язати власника системи ПСВН надати імітаційні моделі, які належним чином відображають поведінку системи ПСВН як у статичному, так і в динамічному моделюванні (складник частоти основної гармоніки), а також в електромагнітних перехідних моделюваннях.

Формат, в якому повинні бути передбачені моделі, і надання документації про структуру та блок-схеми моделей повинні бути вказані відповідним Оператором;

2) для цілей динамічного моделювання дані моделі мають містити в залежності від наявності вказаних складових такі підмоделі:

агрегату перетворювача ПСВН;

складової змінної струму;

мережі постійного струму;

регулятора напруги та потужності;

спеціального керування, якщо таке застосовується, яке показує, наприклад, функції демпфірування коливань потужності (POD), регулювання підсинхронної крутильної взаємодії (SSTI) тощо;

багатотермінального керування, якщо таке застосовується;

захисту системи ПСВН, як погоджено між відповідним Оператором і власником системи ПСВН;

3) власники систем ПСВН повинні провести випробування/моделювання систем ПСВН на відповідність вимогам глави 5 цього розділу та надати звіт за результатами цих випробувань/моделювань відповідному Оператору. Моделі повинні використовуватися для підтвердження дотримання вимог цього Кодексу, включаючи, але не обмежуючись цим, випробування на відповідність моделюванням, як це передбачено в згаданих розділах, та використання у дослідженнях для безперервної оцінки у плануванні та експлуатації системи;

4) власники систем ПСВН повинні надати відповідному Оператору або ОСП на його запит записи систем ПСВН, щоб порівняти реакцію моделей з цими записами.

5.1. Загальні положення щодо підтвердження відповідності:

1) власники генеруючих об’єктів, об’єктів розподілу/енергоспоживання, систем ПСВН (власники об’єктів електроенергетики), які приєднуються до системи передачі або впливають на режими роботи системи передачі, повинні підтвердити відповідність своїх електроустановок вимогам цього Кодексу шляхом проведення випробувань та/або моделювання відповідності.

Власники об’єктів електроенергетики повинні забезпечити, щоб електроустановки їх об’єктів відповідали вимогам цього Кодексу упродовж усього терміну експлуатації об’єкта;

2) власники об’єктів електроенергетики повинні повідомляти ОСП про будь-які:

заплановані зміни технічних можливостей їх електроустановок, пов’язаних з виконанням вимог, визначених цим Кодексом. Наміри щодо змін технічних можливостей електроустановок, що можуть вплинути на відповідність вимогам, передбаченим цим Кодексом, мають бути повідомлені ОСП до реалізації такої зміни, але не пізніше одного тижня до запланованої зміни;

експлуатаційні події, порушення чи відмови, які впливають на дотримання вимог, встановлених цим Кодексом, не пізніше одного тижня після настання незапланованої події;

3) власники об’єктів електроенергетики повинні виконувати обґрунтовану вимогу ОСП щодо випробування на відповідність електроустановки.

Випробування повинні бути проведені у разі:

підключення нової генеруючої потужності;

після будь-якої відмови обладнання;

проведення реконструкції, модифікації або заміни будь-якого обладнання, що впливає на виконання вимог цього Кодексу;

отримання від ОСП матеріалів моніторингу роботи електроустановки, які підтверджують порушення власником електроустановки вимог до електроустановок, встановлених цим Кодексом;

для підтвердження відповідності вимогами цього Кодексу;

у плановому порядку, визначеному ОСП (не частіше одного разу на рік).

У випадку проведення планових випробувань ОСП повинен повідомити власника об’єктів електроенергетики щодо необхідності проведення випробувань і довести до власника графік випробувань на новий календарний рік не пізніше грудня поточного року та не менше як за 30 діб до початку випробувань;

4) організація проведення випробувань здійснюється згідно з вимогами глави 8 розділу IV цього Кодексу, технічні аспекти щодо підтвердження відповідності шляхом проведення випробувань/моделювань мають відповідати вимогам, встановленим у пунктах 5.2 - 5.3 цієї глави, з урахуванням умов підпункту 5 цього пункту;

5) незважаючи на вимоги до випробувань/моделювань, викладені у пунктах 5.2-5.3 цієї глави, ОСП має право:

дозволяти власнику об’єкта електроенергетики здійснювати альтернативну серію випробувань/моделювань за умови, що вони є ефективними й достатніми для того, щоб підтвердити відповідність електроустановок вимогам цього Кодексу;

вимагати, щоб власник об’єкта електроенергетики провів додаткові або альтернативні серії випробувань/моделювань у тих випадках, коли інформація, надана ОСП щодо перевірки відповідності, не є достатньою, щоб підтвердити виконання вимог цього Кодексу;

вимагати, щоб власник генеруючого об’єкта провів належні випробування для демонстрації характеристик генеруючої одиниці під час роботи на проектному або альтернативних видах палива, або паливних сумішах. ОСП і власник генеруючого об’єкта повинні узгодити, які типи палива мають бути випробувані;

6) для підтвердження відповідності електроустановок вимогам цього Кодексу власники об’єктів електроенергетики повинні надати для кожної окремої електроустановки у складі об’єкта звіти про випробування та імітаційні моделі, які демонструють усталені та динамічні характеристики відповідно до вимог цього Кодексу, включаючи використання фактичних значень, виміряних під час випробування, на рівні деталізації, необхідної ОСП, що визначається ним з урахуванням технічних вимог щодо проведення випробувань/моделювань, установлених у пунктах 5.2-5.3 цієї глави та підпункті 5 цього пункту.

Замість виконання відповідного випробування власники об’єктів електроенергетики можуть підтвердити відповідність своїх електроустановок окремим вимогам цього Кодексу сертифікатами відповідності обладнання, виданими органом з оцінки відповідності, та надати їх ОСП;

7) ОСП на підставі наданих власниками об’єктів звітів про випробування/сертифікатів відповідності та імітаційних моделей повинен оцінювати відповідність електроустановок об’єктів електроенергетики вимогам, встановленим цим Кодексом, як при наданні дозволу на підключення, так і впродовж усього терміну експлуатації електроустановки об’єкта.

Для генеруючих одиниць типу A при оцінці відповідності вимогам цього Кодексу ОСП або відповідний ОСР може використовувати надані власниками відповідних об’єктів електроенергетики сертифікати відповідності обладнання, видані органом сертифікації.

Відповідність електроустановки споживача, використовуваної об’єктом енергоспоживання для надання послуг ОСП шляхом управління попитом, має бути оціненою ОСП у координації з відповідним ОСР;

8) ОСП повинен надати власникам об’єктів технічні дані та імітаційні моделі мережі в обсязі, необхідному для виконання запитуваних моделювань;

9) ОСП має право перевіряти чи відповідає електроустановка вимогам цього Кодексу, виконуючи свої власні моделювання відповідності та спираючись на надані власниками об’єктів звіти про моделювання, імітаційні моделі і виміри у рамках проведених випробувань;

10) випробування/моделювання вважаються успішними, якщо результати випробувань підтвердили виконання відповідних вимог цього Кодексу.

5.2. Технічні вимоги щодо підтвердження відповідності генеруючих одиниць та систем ПСВН шляхом проведення випробувань/моделювань

5.2.1. Для генеруючих одиниць типу В та систем ПСВН власники об’єктів електроенергетики повинні підтвердити їх відповідність встановленим цим Кодексом технічним вимогам шляхом проведення таких випробувань та/або моделювань:

1) випробування або моделювання реакції в режимі підвищення частоти (LFSM-O) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена здатність генеруючих одиниць/систем ПСВН безперервно модулювати активну потужність, щоб сприяти регулюванню частоти у випадку будь-якого значного збільшення частоти в енергосистемі. Мають бути перевірені та підтверджені усталені параметри регулювання, такі як статизм і зона нечутливості, а також динамічні параметри, включаючи реакцію на покрокову зміну частоти;

випробування/моделювання має проводитися шляхом моделювання сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активізувати зміну активній потужності принаймні на 10 % максимальної потужності, ураховуючи уставки статизму і зону нечутливості. У разі необхідності змодельовані сигнали відхилення частоти мають подаватися одночасно як у регулятор частоти обертання, так і в регулятор навантаження систем регулювання, ураховуючи схему цих систем регулювання;

результати випробувань/моделювань (як динамічних, так і статичних) параметрів мають підтвердити їх відповідність встановленим технічним вимогам;

незатухаючі коливання не мають виникати після реагування на східчасті зміни;

2) моделювання здатності генеруючих одиниць/систем ПСВН проходити коротке замикання без відімкнення від мережі відповідно до встановлених технічних вимог;

3) моделювання післяаварійного відновлення активної потужності мають підтвердити здатність генеруючих одиниць/систем ПСВН забезпечувати післяаварійне відновлення активної потужності відповідно до встановлених технічних вимог.

5.2.2. Для одиниць енергоцентру типу B та систем ПСВН, у доповнення до вимог підпункту 5.2.1 цього пункту, власники об’єктів електроенергетики повинні проводити моделювання інжекції швидкого струму короткого замикання, які мають підтвердити таку здатність генеруючих одиниць/систем ПСВН відповідно до встановлених технічних вимог.

5.2.3. Для генеруючих одиниць типу С і D та систем ПСВН, у доповнення до вимог підпункту 5.2.1 цього пункту, власники об’єктів електроенергетики повинні проводити випробування та/або моделювання:

1) випробування або моделювання реакції в режимі зниження частоти (LFSM-U) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна здатність генеруючих одиниць безперервно модулювати активну потужність, щоб сприяти регулюванню частоти у разі значного зниження частоти в системі;

випробування/моделювання має проводитися моделюванням сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активувати зміни активної потужності принаймні на 10 % максимальної активної потужності з відправною точкою не вище ніж 80 % максимальної потужності, ураховуючи уставки статизму і зони нечутливості;

результати випробувань/моделювань (як динамічних, так і статичних) параметрів мають підтвердити їх відповідність встановленим технічним вимогам;

незагасаючі коливання не мають виникати після реагування на східчасті зміни;

2) випробування або моделювання реакції в режимі нормованого первинного регулювання (FSM) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна здатність генеруючих одиниць/систем ПСВН безперервно модулювати активну потужність у повному робочому діапазоні між максимальною потужністю і мінімальним рівнем регулювання, щоб сприяти регулюванню частоти. Мають бути перевірені усталені параметри регулювання такі як нечутливість, статизм, зона нечутливості і регулювальний діапазон, а також динамічні параметри, включаючи реакцію на покрокову зміну частоти;

випробування/моделювання має проводитися шляхом модулювання сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активувати принаймні 10 % повного діапазону частотної характеристики активної потужності в кожному напрямку, беручи до уваги уставки статизму і зону нечутливості. Щоб виконати це випробування/моделювання, мають бути подані змодельовані сигнали відхилення частоти;

час активації повного діапазону частотної реакції активної потужності як результат зміни кроку частоти, не має бути довшим ніж встановлено відповідно до технічних вимог;

незагасаючі коливання не повинні виникати після реагування на східчасті зміни;

час початкової затримки має відповідати технічним вимогам;

уставки статизму мають перебувати в діапазоні, визначеному відповідно до технічних вимог;

нечутливість частотної характеристики активної потужності в будь-якій відповідній робочій точці не повинна перевищувати встановлену відповідно до технічних вимог;

3) випробування генеруючих одиниць з контролю за відновленням частоти. Має бути перевірена спільна робота в режимі FSM і регулювання для відновлення частоти;

4) випробування або моделювання на здатність до вироблення реактивної потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна можливість генеруючих одиниць щодо забезпечення здатності до вироблення ємнісної та індуктивної реактивної потужності;

випробування має бути виконано за максимальної реактивної потужності (як ємнісної, так і індуктивної) з перевіркою таких параметрів:

робота з 60 % надлишком максимальної потужності впродовж 30 хвилин,

робота в діапазоні 30-50 % максимальної потужності впродовж 30 хвилин,

робота в діапазоні 10-20 % максимальної потужності впродовж 60 хвилин;

тривалість роботи генеруючої одиниці не має бути коротшою ніж тривалість за максимальної реактивної потужності (як ємнісної, так і індуктивної) для кожного параметра, вказаного в цьому підпункті;