Про затвердження Кодексу системи передачі

2) для забезпечення можливості роботи генеруючих одиниць без відімкнення від мережі при КЗ ОСП на вимогу власника генеруючого об’єкта повинен надати йому значення мінімальної та максимальної потужності КЗ у точці приєднання та вказати передаварійні робочі параметри генеруючої одиниці, виражені як вихідні активна і реактивна потужності у точці приєднання та напруга в точці приєднання;

3) генеруючі одиниці мають бути здатними продовжувати стабільну роботу, коли фактичні значення лінійних напруг відносно рівня напруги мережі в точці приєднання під час КЗ, ураховуючи вищенаведені передаварійні і післяаварійні режими, залишається вище межі, вказаної на рисунку 5, якщо схема захисту для внутрішніх електричних пошкоджень не вимагає від’єднання генеруючої одиниці від мережі. Схеми захисту і уставки для внутрішніх електричних пошкоджень не повинні ставити під загрозу характеристики здатності залишатися в роботі без відімкнення від мережі при КЗ;

4) захист від зниження напруги (здатність залишатися в роботі без відімкнення від мережі при КЗ чи мінімальне значення, вказане для напруги в точці приєднання) встановлюється власником генеруючого об’єкта відповідно до його максимальних технічних можливостей, якщо ОСП не встановлює вимоги відповідно до підпункту 2 пункту 2.6 цієї глави. Уставки мають бути обґрунтовані власником генеруючого об’єкта відповідно до цього принципу.

2.4.3. Відновлення вироблення активної енергії після КЗ

Генеруючі одиниці повинні відновлювати виробництво активної енергії після КЗ ОСП визначає величину та час відновлення вироблення активної енергії.

Мінімальні вимоги до відновлення вироблення активної енергії після КЗ:

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

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

мінімальний рівень потужності активної енергії - 90 % потужності активної енергії на момент виникнення КЗ.

2.4.4. Статична стійкість

У разі відхилень потужності генеруючі одиниці повинні зберігати статичну стійкість, працюючи в будь-якій робочій точці характеристики P-Q.

Генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати без зниження потужності поки напруга і частота залишаються в указаних межах згідно з вимогами, встановленими у цьому розділі.

Генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі під час однофазних або трифазних КЗ та АПВ на лініях електропередачі, які відходять від станції. Детальні дані цієї здатності повинні підлягати координації та узгодженням щодо схем захисту та уставок, відповідно до підпункту 2 пункту 2.6 цієї глави.

2.5. Технічні вимоги щодо стабільності напруги:

1) здатність до вироблення реактивної енергії (загальна)

Генеруючі одиниці повинні бути здатними виробляти реактивну потужність, якщо така вимога встановлена ОСП;

2) швидке підживлення КЗ струмом

Одиниці енергоцентру на вимогу ОСП мають бути здатними забезпечувати швидке підживлення КЗ струмом у точці приєднання під час симетричних (трифазних) пошкоджень;

ОСП повинен встановити вимоги до роботи одиниць енергоцентру без відключення від електричної мережі під час нормативних пошкоджень;

3) система регулювання напруги

Генеруючі одиниці повинні бути обладнані постійною системою автоматичного регулювання збудження, яка може забезпечувати постійну напругу на затискачах генератора змінного струму на рівні вибраної уставки без нестабільності в усьому робочому діапазоні синхронної генеруючої одиниці.

Синхронні генеруючі одиниці мають бути обладнані системою АРЗ. Ця система має включати:

функцію обмеження діапазону вихідного сигналу таким чином, щоб найвища частота характеристики не мала змоги збуджувати крутильні коливання на інших приєднаних до мережі генеруючих одиницях;

обмежувач мінімального збудження для запобігання зменшенню збудження генератора змінного струму до рівня, який загрожує синхронній стійкості;

обмежувач максимального збудження для запобігання збудження генератора змінного струму вище від максимального значення, яке припустиме в межах його проєктних параметрів;

обмежувач струму статора;

функцію PSS для демпфірування коливань потужності, яка є обов’язковою для нових синхронних генеруючих одиниць типу В, С і D та існуючих синхронних генеруючих одиниць ГЕС/ГАЕС типу D.

Уставки налаштування функції PSS для демпфірування коливань потужності вибираються згідно з методикою виробника цієї системи. Частоти налаштування повинні відповідати заданим ОСП значенням.

Заходи з налаштування функції PSS мають бути виконані власниками генеруючих одиниць у термін не більше п’яти місяців після отримання відповідного оперативного розпорядження ОСП;

4) автоматичне від’єднання при відхиленнях напруги за допустимі межі

Генеруючим одиницям дозволяється автоматичне від’єднання, коли напруга в контрольній точці приєднання виходить за межі, встановлені ОСП;

5) здатність до вироблення реактивної енергії при максимальній активній потужності

Синхронні генеруючі одиниці мають бути здатними на вимогу ОСП використовувати всі резерви реактивної потужності аж до аварійних перевантажень згідно з вимогами Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж.

Генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечувати на вимогу ОСП вироблення/споживання реактивної потужності у випадках коливань напруги з урахуванням того, що:

синхронні генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечувати вироблення/споживання реактивної потужності на її максимальному рівні у межах графіка U-Q/Pmax, вказаного на рисунку 6;

діапазон Q/Pmax і діапазон напруг для синхронних генеруючих одиниць повинні перебувати в межах значень, наведених у таблиці 11, а для одиниць енергоцентру - в межах значень, наведених у таблиці 12;

необхідно враховувати, що повний діапазон реактивної потужності не може бути наявним в усьому діапазоні напруг в усталеному режимі;

генеруючі одиниці мають бути здатними до переміщення в будь-яку робочу точку в межах свого профілю U-Q/Pmax у відповідних часових рамках до значень, встановлених ОСП.

див. зображення

Діаграма відображає межі графіка U-Q/Pmax напругою в точці приєднання, вираженою відношенням її фактичного значення до її опорного значення у в. о., у залежності від відношення реактивної потужності (Q) до максимальної потужності (Pmax ).

Одиниці енергоцентру мають відповідати таким вимогам щодо режимів регулювання реактивної потужності:

бути здатними до видачі реактивної потужності автоматично або в режимах регулювання напруги, реактивної потужності чи коефіцієнта потужності;

для забезпечення режиму регулювання напруги мають бути здатними до сприяння регулюванню напруги в точці приєднання через забезпечення обміну реактивною потужністю з мережею з уставкою напруги, що охоплює від 0,95 до 1,05 в. о. з кроками не більше ніж 0,01 в. о., з крутизною характеристики у діапазоні, принаймні 2-7 %, і кроками не більше ніж 0,5 %. Вихідна реактивна потужність має бути нульовою, коли значення напруги мережі в точці приєднання дорівнюватиме уставці напруги;

здійснювати роботу з уставкою з або без зони нечутливості, вибраної в діапазоні від нуля до ± 5 % опорного значення 1 в. о. напруги мережі, з кроками не більше ніж 0,5 %;

упродовж ступінчатої зміни напруги мають бути здатними досягати 90 % зміни реактивної потужності впродовж часу, що не перевищує 5 секунд, і стабілізуватися на значенні, вказаному крутизною характеристики в межах часу, що не перевищує 60 секунд, з усталеним допустимим відхиленням реактивної потужності не більше ніж 5 % від максимальної реактивної потужності;

для забезпечення режиму регулювання реактивної потужності мають бути здатними до встановлення уставки реактивної потужності де завгодно у діапазоні реактивної потужності, визначеному в абзаці третьому цього підпункту, з уставкою кроку не більшою ніж 5 МВАр або 5 % (менше з цих значень) повної реактивної потужності, регулюючи реактивну потужність у точці приєднання з точністю в межах ± 5 МВАр або ± 5 % (менше з цих значень) повної реактивної потужності;

бути здатними регулювати коефіцієнт потужності в точці приєднання в межах необхідного діапазону реактивної потужності згідно з вимогами, встановленими в абзаці третьому цього підпункту, з кроками цільового коефіцієнта потужності не більше ніж 0,01;

6) демпфірування коливань потужності

Одиниці енергоцентру мають бути здатними демпфірувати коливання потужності. Характеристики регулювання напруги та реактивної потужності одиниць енергоцентру не повинні чинити негативний вплив на демпфірування коливань потужності;

7) вимоги щодо діапазонів напруги

З урахуванням вимог підпункту 2.4.2 пункту 2.4 цієї глави генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати у межах діапазонів напруги в точці приєднання, виражених напругою в точці приєднання у вигляді опорного значення 1 в. о., і для періодів часу, зазначених у таблиці 13 (для класів напруги до 330 кВ включно) і таблиці 14 (для класів напруги від 400 кВ до 750 кВ).

Ширші діапазони напруги або довші мінімальні періоди часу для роботи можуть бути погоджені між ОСП і власником генеруючого об’єкта. Якщо ширші діапазони напруги та довший мінімальний час для експлуатації є економічно вигідними і технічно можливими, то така пропозиція не повинна бути відхилена будь-якою із сторін.

З урахуванням вимог абзацу другого цього підпункту ОСП має право вказувати напругу в точці приєднання, за якої генеруючі одиниці мають бути здатними до автоматичного від’єднання. Умови та уставки для автоматичного від’єднання повинні бути узгоджені між ОСП і власником генеруючого об’єкта.

2.6. Технічні вимоги щодо управління системою передачі:

1) схеми управління та параметри налаштування

Схеми, принцип дії, алгоритми роботи станційних систем управління, АСУ ТП генеруючих одиниць (у частині регулювання частоти, потужності та АРЗ) визначаються згідно з додатком 8 до цього Кодексу. Внесення будь-яких змін до схем та алгоритмів роботи без погодження з ОСП забороняється;

2) релейний захист та протиаварійна автоматика та параметри налаштування

Алгоритми роботи, принципи організації та уставки релейного захисту та протиаварійної автоматики генеруючих одиниць в обов’язковому порядку погоджуються з ОСП і повинні бути скоординовані (узгоджені) з дією РЗ та ПА передавальних та розподільних мереж. ОСП повинен визначати схеми і уставки, РЗ та ПА мереж, з урахуванням характеристик генеруючої одиниці. При загрозі безпечній роботі ОЕС України, обладнанню або життю та здоров’ю персоналу, релейний захист та протиаварійна автоматика генеруючої одиниці повинні мати пріоритет над автоматикою регулювання нормального режиму (наприклад, САРЧП).

При виборі схеми та алгоритму роботи релейного захисту та протиаварійної автоматики повинна бути врахована необхідність захисту від:

зовнішніх і внутрішніх коротких замикань;

несиметричних навантажень (зворотна послідовність фаз);

перевантажень статора й ротора;

пере-/недозбудження;

підвищення/зниження напруги в точці приєднання;

підвищення/зниження напруги на затисках генератора;

коливань потужності в електричних мережах;

помилкових спрацювань з врахуванням пускових струмів;

асинхронних режимів;

неприпустимих кручень вала (наприклад, підсинхронний резонанс);

пошкоджень ліній електропередачі, що впливають на роботу генеруючої одиниці;

пошкоджень блочних трансформаторів;

з урахуванням необхідності забезпечення резервування на випадок відмови комутаційної апаратури та захисту, перезбудження (U/f), зворотної потужності, швидкості зміни частоти, зміщення нейтралі напруги.

При організації взаємодії РЗ та ПА генеруючих одиниць та електричних мереж повинен бути встановлений такий пріоритет дії (від найвищого до найнижчого):

захист електричних мереж та захист обладнання генеруючої одиниці;

забезпечення штучної інерції, де це доречно;

здійснення регулювання частоти та потужності;

обмеження потужності;

обмеження градієнта потужності;

3) обмін інформацією

Генеруючі об’єкти мають бути здатними до обміну технологічною інформацією з ОСП у режимі реального часу згідно з вимогами глави 6 розділу X цього Кодексу з міткою часу;

4) динамічна стійкість

Генеруючі одиниці мають бути здатними до від’єднання від мережі автоматично, щоб запобігти порушенню стійкості енергосистеми або пошкодженню генеруючої одиниці.

Власники генеруючих об’єктів і ОСП повинні узгодити умови (критерії) забезпечення динамічної стійкості або збереження керованості;

5) контрольно-вимірювальна апаратура

Генеруючі об’єкти мають бути обладнані засобами реєстрації аварійних подій і моніторингу динамічної поведінки системи. Ці засоби повинні реєструвати такі параметри:

напругу;

активну потужність;

реактивну потужність;

частоту.

ОСП має право встановлювати параметри апаратури реєстрації аварійних подій, зокрема критерії запуску і частоту дискретизації.

ОСП визначає вимоги до моніторингу динамічної поведінки енергосистеми, зокрема до процедури виявлення та сигналізації слабо затухаючих коливань потужності (WAMS).

Системи моніторингу якості електропостачання та динамічної поведінки енергосистеми мають включати засоби доступу до інформації для власника генеруючого об’єкта та ОСП. Протоколи обміну зареєстрованими даними повинні бути узгоджені між власником генеруючого об’єкта і ОСП.

У разі необхідності ОСП може висунути вимоги щодо необхідності встановлення додаткових пристроїв на генеруючому об’єкті, з метою попередження аварійних ситуацій в енергосистемі;

6) імітаційні (математичні, комп’ютерні) моделі

На вимогу ОСП власники генеруючих об’єктів повинні надати імітаційні моделі, які належним чином відображають поведінку генеруючої одиниці як в усталеному режимі так і в електромеханічному та електромагнітному перехідних процесах.

Власники генеруючих об’єктів повинні забезпечити верифікацію наданих моделей відповідними результатами випробувань згідно з вимогами цього Кодексу та надавати результати випробувань ОСП.

Моделі, надані власниками генеруючих об’єктів, мають містити такі складові в залежності від існування окремих компонентів:

генератор змінного струму і первинний двигун;

регулювання частоти обертання та потужності;

регулювання напруги, включаючи функцію стабілізатора енергосистеми (PSS) і систему регулювання збудження, у випадку їх наявності;

моделі захистів генеруючої одиниці;

моделі перетворювачів у разі їх наявності.

ОСП визначає:

формат, в якому мають надаватися моделі;

обсяг документації про структуру та блок-схеми моделі;

мінімальні і максимальні потужності КЗ у точці приєднання, виражені в МВА, як еквівалент мережі;

7) швидкість зміни активної потужності

З метою забезпечення можливості змінювати активну потужність генеруючої одиниці відповідно до її планового графіка ОСП встановлює мінімальну (але не менше 1 % від встановленої потужності) і максимальну межі для швидкості зміни вихідної активної потужності для генеруючої одиниці, ураховуючи тип генеруючого обладнання;

8) заземлення нейтралі

Заземлювальний пристрій нейтралі на мережевій стороні підвищувальних трансформаторів має відповідати вимогам Правил улаштування електроустановок;

9) засоби синхронізації

Генеруючі одиниці мають бути обладнані необхідними засобами синхронізації для під’єднання до мережі.

Синхронізація генеруючих одиниць має бути можливою для частот у межах діапазонів, вказаних у таблиці 4.

Параметри пристроїв синхронізації повинні бути погоджені ОСП та власником генеруючого об’єкта на етапі проєктування, а саме:

напруга;

частота;

діапазон фазового кута;

послідовність чергування фаз;

відхилення напруги і частоти.

2.7. Технічні вимоги щодо відновлення системи передачі:

1) автоматичне повторне приєднання

Генеруючі одиниці мають бути здатними до повторного підключення до мережі після випадкового відключення, викликаного порушенням мережі відповідно до умов, встановлених ОСП. ОСП повинен визначити необхідність встановлення систем автоматичного повторного підключення та їх параметрів для кожного генеруючого об’єкта на основі розрахунків електричних режимів;

2) автономний пуск

Здатність до автономного пуску не є обов’язковою для будь-яких типів генеруючих одиниць, за виключенням випадків, коли ОСП вважає, що безпека енергосистеми піддається ризику через дефіцит в енергосистемі здатності до автономного пуску. У такому випадку ОСП може звернутися до власників генеруючих об’єктів з вимогою надати комерційну пропозицію щодо забезпечення здатності до автономного пуску, а власники зобов’язані надати йому таку пропозицію.

Генеруючі одиниці зі здатністю до автономного пуску мають бути здатними до пуску з повністю знеструмленого стану без будь-якої зовнішньої подачі електричної енергії в межах часового інтервалу, затвердженого ОСП.

Генеруючі одиниці зі здатністю до автономного пуску мають бути здатними синхронізуватися в межах частоти, вказаної в таблиці 4, і в межах напруги відповідно до підпункту 7 пункту 2.5 цієї глави, якщо це застосовується.

Генеруючі одиниці зі здатністю до автономного пуску мають бути здатними до автоматичної підтримки напруги при приєднанні навантаження.

Генеруючі одиниці зі здатністю до автономного пуску повинні:

бути здатними регулювати частоту та потужність у виділеному енергорайоні;

регулювати частоту у разі її підвищення чи зниження в усьому діапазоні вихідної активної потужності між мінімальним рівнем регулювання і максимальною потужністю, а також на рівні навантаження власних потреб;

паралельно працювати з декількома генеруючими одиницями у складі одного острова;

автоматично регулювати напругу у процесі відновлення енергосистеми;

3) участь в острівному режимі роботи

Генеруючі одиниці (крім енергоблоків АЕС та одиниць енергоцентру) мають бути здатними брати участь в острівному режимі роботи з такими межами:

межі частоти для острівного режиму роботи встановлені у таблиці 4;

межі напруги для острівного режиму роботи мають встановлюватися ОСП або відповідним Оператором у координації з ОСП.

Генеруючі одиниці мають бути здатними працювати в режимі нормованого первинного регулювання частоти (FSM) під час острівного режиму роботи відповідно до вимог підпункту 5 пункту 2.3 цієї глави. У разі надлишку потужності генеруючі одиниці мають бути здатними до зниження вихідної активної потужності від попередньої робочої точки до будь-якої нової робочої точки в межах графіка P-Q. У зв’язку з цим генеруючі одиниці мають бути здатним до зниження вихідної активної потужності до технічного мінімуму.

ОСП та власником генеруючого об’єкта повинна бути погоджена процедура інформування про перехід генеруючих одиниць від паралельної роботи з ОЕС України на роботу в острівному режимі та навпаки;

4) швидка повторна синхронізація

У разі від’єднання генеруючої одиниці від мережі ця генеруюча одиниця має бути здатною до швидкої повторної синхронізації методом точної синхронізації, що передбачає встановлення пристроїв автоматичної та напівавтоматичної точної синхронізації.

Якщо на повторну синхронізацію генеруючої одиниці потрібно понад 15 хвилин, ОСП та відповідний ОСР спільно з власником генеруючого об’єкта повинні погодити схему виділення на живлення власних потреб та прилеглий енергорайон.

У вищезазначеному випадку генеруючі одиниці мають бути здатними до тривалої роботи після перемикання на живлення власних потреб та прилеглого енергорайону в ізольованому режимі. Мінімальна тривалість роботи в ізольованому режимі має бути встановлена ОСП з урахуванням типу генеруючого обладнання.

2.8. Застосування технічних вимог до ГАЕС, енергетичних об’єктів з комбінованим виробленням тепла та електричної енергії

Генеруючі одиниці ГАЕС повинні відповідати всім вимогам, зазначеним у цій главі, як у генераторному, так і в насосному режимах роботи, якщо вони відносяться до типу B, C або D. Робота в режимі синхронних компенсаторів для ГАЕС не повинна бути обмежена в часі технічним проєктом.

Насосні модулі на ГАЕС, які забезпечують лише режим закачування, мають виконувати технічні вимоги, викладені в главі 3 цього розділу, і розглядатися як об’єкти енергоспоживання.

Вимоги цього розділу стосовно здатності підтримувати постійну вихідну активну потужність або модулювати вихідну активну потужність не повинні застосовуватися до генеруючих одиниць об’єктів з комбінованим виробленням тепла та енергії, вбудованих у мережі промислових об’єктів, на яких виконуються всі з наведених нижче критеріїв:

основне призначення цих об’єктів - вироблення тепла для промислових процесів відповідного промислового об’єкта;

вироблення тепла та електричної енергії нерозривно пов’язані, тобто будь-яка зміна вироблення тепла закінчується неминучою зміною вироблення активної потужності і навпаки;

генеруючі одиниці відносяться до типу A, B або C.

3.1. Вимоги до електроустановок щодо частоти

Приєднані до системи передачі електроустановки об’єктів розподілу/енергоспоживання мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та працювати в частотних діапазонах і впродовж періодів часу, вказаних у таблиці 15.

3.2. Вимоги до електроустановок щодо напруги

ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні забезпечити, щоб їхні приєднання не призводили до спотворення або коливання напруги живлення в мережі в точці приєднання. Рівень спотворення не має перевищувати рівень, який встановлений їм ОСП.

Приєднані до системи передачі об’єкти розподілу/енергоспоживання мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та працювати в діапазонах напруги і впродовж періодів часу, вказаних у таблиці 16 (для рівнів напруги до 330 кВ включно) і таблиці 17 (для рівнів напруги вище 400 кВ).

Обладнання розподільних мереж, підключених до системи передачі на тій самій напрузі, що й напруга точки приєднання, має бути здатним залишатися приєднаним до мережі та працювати в діапазонах напруги і впродовж періодів часу, вказаних у таблиці 16 (для рівнів напруги до 330 кВ включно) і таблиці 17 (для рівнів напруги вище 400 кВ).

Якщо цього вимагає ОСП, приєднані до системи передачі електроустановки об’єктів розподілу/енергоспоживання мають бути здатними до автоматичного відімкнення за вказаних рівнів напруги. Умови та налаштування для автоматичного відімкнення повинні бути узгоджені між ОСП і ОСР/власником об’єкта енергоспоживання.

3.3. Вимоги до електроустановок щодо короткого замикання:

1) ОСП повинен указати рівень максимального струму короткого замикання в точці приєднання, який мають бути здатними витримувати приєднані до системи передачі електроустановки об’єкти розподілу/енергоспоживання;

2) ОСП повинен надати ОСР/власнику об’єкта енергоспоживання оцінку мінімальних і максимальних струмів короткого замикання, які очікуватимуться в точці приєднання;

3) після виникнення незапланованої події ОСП повинен повідомити заінтересованого ОСР/власника об’єкта енергоспоживання якомога швидше але не пізніше 3 днів після настання незапланованої події щодо зміни порога максимального струму короткого замикання в мережі ОСП;

4) встановлений відповідно до підпункту 3 цього пункту новий поріг повинен бути доведений до ОСР та власників об’єктів енергоспоживання, електроустановки яких приєднані до системи передачі та мають бути здатними витримувати зміни порога максимального струму короткого замикання;

5) перед запланованою подією ОСП повинен повідомити заінтересованого ОСР/власника об’єкта енергоспоживання, якомога швидше, але не пізніше одного тижня перед запланованою подією, про зміни щодо збільшення порога максимального струму короткого замикання в мережі ОСП;

6) встановлений відповідно до підпункту 5 цього пункту новий поріг повинен бути доведений до ОСР та власників об’єктів енергоспоживання, електроустановки яких приєднані до системи передачі та мають бути здатними витримувати зміни порога максимального струму короткого замикання;

7) ОСП повинен запросити інформацію від ОСР та власників об’єктів енергоспоживання щодо внеску струму короткого замикання від їхніх енергоустановок або мереж. Еквівалентні модулі мережі мають бути представлені і підтверджені для нульової, прямої та зворотної послідовностей;

8) після незапланованої події ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні якнайшвидше повідомити ОСП, але не пізніше 7 днів після незапланованої події, про зміни у внеску струму короткого замикання з перевищенням порога, встановленого ОСП;

9) до запланованої події ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні якнайшвидше повідомити ОСП, але не пізніше 7 днів до запланованої події, про зміни у внеску струму короткого замикання з перевищенням порога, встановленого ОСП.

3.4. Вимоги до об’єктів розподілу/енергоспоживання щодо реактивної потужності:

1) приєднані до системи передачі об’єкти розподілу/енергоспоживання мають бути здатними до підтримання їхньої стійкої роботи в точці приєднання в межах діапазону реактивної потужності, вказаного ОСП для споживання та генерування реактивної потужності, який не має перевищувати 48 % (при коефіцієнті потужності 0,95) більшої з-поміж потужності максимально допустимої видачі або максимально допустимого споживання. Коефіцієнт потужності може буди змінено за взаємною згодою ОСР та ОСП, після виконання розрахунків;

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 та розпоряджень 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 (САВН) та повторного включення навантаження після дії пристроїв АЧР (ЧАПВ) та САВН:

1) усі приєднані до системи передачі об’єкти розподілу/енергоспоживання мають відповідати вимогам щодо АЧР або САВН:

ОСР та власники приєднаних до системи передачі об’єктів енергоспоживання повинні забезпечувати здатність до автоматичного відімкнення/включення узгодженої частки їхнього навантаження при зниженні/підвищенні частоти та/або напруги до уставок спрацювання та/або перевищенні допустимих перетоків потужності в контрольованих ОСП перетинах. ОСП визначає уставки спрацювання та обсяги підключеного навантаження до пристроїв АЧР, САВН та ЧАПВ.

Вимкнення/включення навантаження, заведеного під АЧР/ЧАПВ, повинно виконуватися багатоступеневим 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 для приєднань на яких, у залежності від режиму роботи генеруючих одиниць, можлива зміна напряму (реверсу) активної потужності.

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

2) для забезпечення вимкнення навантаження від пристроїв САВН 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 погоджує з ОСП метод вимкнення навантаження при зниженні напруги за допустимі межі (з використанням реле або за оперативними командами та розпорядженнями 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) умови оперативного вимкнення навантаження, заведеного під дію САВН, визначає ОСП (з використанням кнопок (дистанційного відключення) або за оперативними командами диспетчерського персоналу).

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, у тому числі у складі одиниць агрегації

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 надання допоміжних послуг статус одиниці надання допоміжних послуг;

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

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

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

4) для електроустановок споживача, приєднаних на рівні напруги 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.