Про затвердження Кодексу системи передачі

1.6. ОСП не має права відмовити в приєднанні електроустановок Замовника до системи передачі за умов дотримання Замовником вимог цього Кодексу, відсутності обмеження пропускної спроможності в мережі ОСП (або окремих її елементах), до якої Замовник виявив наміри приєднатися, забезпечення надійності електропостачання та стандартів операційної безпеки функціонування ОЕС України.

1.7. ОСП при видачі Замовнику технічних умов на приєднання або формуванні вимог, висновків/рекомендацій щодо виконання відповідних технічних заходів щодо технічних умов на приєднання, підготовлених ОСР, для забезпечення надійної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах має керуватися принципом забезпечення операційної безпеки функціонування ОЕС України.

У разі досягнення меж операційної безпеки функціонування ОЕС України ОСП має вживати заходів щодо тимчасового припинення (обмеження) видачі технічних умов на приєднання та/або надання письмових висновків/рекомендацій щодо виконання технічних заходів для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах до реалізації технічних та ринкових заходів, передбачених затвердженим Звітом з оцінки відповідності (адекватності) генеруючих потужностей.

Рішення щодо припинення (обмеження) видачі технічних умов на приєднання та/або надання письмових висновків/рекомендацій щодо виконання технічних заходів для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах має бути:

обґрунтованим із зазначенням причин такого припинення (обмеження). Обґрунтування причини такої відмови має базуватися на об'єктивних технічно та економічно обґрунтованих критеріях, а також інформації про обґрунтований строк, після закінчення якого Замовник має звернутися щодо видачі технічних умов на приєднання;

направлено на адресу користувачів системи передачі;

розміщено на власному веб-сайті ОСП у мережі Інтернет;

направлено Регулятору та до центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, у п’ятиденний термін з дня його оформлення.

У разі прийняття ОСП рішення щодо припинення (обмеження) видачі технічних умов на приєднання для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах терміни підготовки технічних умов та договору приєднання ОСП та ОСР призупиняються.

Прийняття/скасування рішення щодо припинення (обмеження) видачі технічних умов на приєднання та/або надання письмових висновків/рекомендацій щодо виконання технічних заходів для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах може здійснюватися ОСП виключно згідно з відповідними вимогами (критеріями), розробленими і затвердженими ОСП та оприлюдненими ним на власному веб-сайті в мережі Інтернет.

1.8. Приєднання новозбудованих електроустановок до системи передачі не має призводити до погіршення параметрів надійності та якості електричної енергії для інших Користувачів.

1.9. Перед здійсненням приєднання до мережі системи передачі Замовник повинен надати всю запитувану ОСП інформацію, яка визначена цим Кодексом, включаючи інформацію, необхідну для планування режимів роботи енергосистеми.

1.10. У випадках, визначених Кодексом систем розподілу, затвердженим постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 310, для врахування пропускної спроможності мережі ОСП ОСР має направити технічні умови на погодження до ОСП.

ОСП в термін не більше ніж 10 робочих днів від дати звернення ОСР має надати письмовий висновок/рекомендації щодо виконання технічних заходів (кожним оператором у своїх мережах) для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС та/або у відповідних її частинах.

2.1. Визначення типу генеруючих одиниць

Генеруючі одиниці класифікуються за чотирма категоріями відповідно до рівня напруги їхньої точки приєднання та їхньої потужності, а саме:

тип А - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і потужністю до 1 МВт включно;

тип В - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і потужністю від 1 МВт до 20 МВт включно;

тип С - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і потужністю від 20 МВт до 75 МВт включно;

тип D - точка приєднання з напругою 110 кВ або вище. Генеруюча одиниця також належить до типу D, якщо її точка приєднання має напругу нижче 110 кВ, а потужність становить 75 МВт та вище.

2.2. Технічні вимоги за типами генеруючих одиниць

Перелік загальних технічних вимог до відповідних типів генеруючих одиниць та додаткових технічних вимог до синхронних генеруючих одиниць та одиниць енергоцентрів наведений у таблицях 1-3 відповідно.

2.3. Технічні вимоги щодо стабільності частоти:

1) діапазони частоти:

генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати в межах діапазону частот та інтервалів часу, зазначених у таблиці 4.

Існуючі генеруючі одиниці АЕС та ТЕС мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі в діапазоні 48,0-49,0 Гц не менше 5 хвилин, у діапазоні 47,5-48,0 Гц не менше 60 секунд, у діапазоні 50,5-51,5 Гц не менше 10 секунд;

2) стійкість до швидкості зміни частоти:

генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаним до мережі і працювати при швидкості зміни частоти до 1,7 Гц/с;

3) режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSM-O):

генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечити зміни активної потужності при відхиленні частоти за межі зони нечутливості по частоті (див. рис. 1) та зі статизмом, визначеними ОСП у межах значень, вказаних в абзацах третьому та четвертому цього підпункту;

зона нечутливості по частоті fRmax повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 50,2 Гц до 50,5 Гц включно;

уставка статизма повинна мати можливість змінюватися в діапазоні між 2 % і 12 %;

генеруючі одиниці мають бути здатними до реакції активної потужності на відхилення частоти з затримкою не більше 1 секунди;

після досягнення генеруючою одиницею мінімального технічного рівня Pmin навантаження генеруючої одиниці вона має бути здатною продовжувати роботу на цьому рівні;

генеруючі одиниці мають бути здатним до стійкої роботи в режимі LFSM-O. Коли LFSM-O активний, уставка LFSM-O повинна мати пріоритет над іншими видами регулювання активної потужності;

Pmax, Pmin - максимальний, мінімальний технічний рівень потужності генеруючої одиниці; Pпоточ - поточний рівень потужності; fRmax - максимальне значення зони нечутливості по частоті; fmin, fmax мінімальна, максимальна допустима частота роботи генеруючої одиниці.

4) режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSMU):

генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечити зміни активної потужності при відхиленні частоти за межі зони нечутливості по частоті (див. рис. 2) та зі статизмом, визначеними ОСП в межах значень, вказаних в абзацах третьому та четвертому цього підпункту;

зона нечутливості по частоті fRmin повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 49,8 Гц до 49,5 Гц включно;

уставки статизма повинні мати можливість змінюватися в діапазоні між 2 % і 12 %;

генеруючі одиниці мають бути здатними до реакції активної потужності на відхилення частоти з затримкою не більше 1 секунди;

після досягнення генеруючою одиницею максимального технічного рівня Pmax навантаження генеруючої одиниці вона має бути здатною продовжувати роботу на цьому рівні;

генеруючі одиниці мають бути здатним до стійкої роботи в режимі LFSM-U;

Pmax, Pmin - максимальний, мінімальний технічний рівень потужності генеруючої одиниці; Pпоточ - поточний рівень потужності. fRmin, fRmax - мінімальне, максимальне значення зони нечутливості по частоті; fmin, fmax мінімальна, максимальна допустима частота роботи генеруючої одиниці.

5) режим нормованого первинного регулювання частоти (частотно чутливий режим FSM):

генеруючі одиниці мають бути здатними змінювати активну потужність при відхиленні частоти відповідно до параметрів, встановлених ОСП, (див. рис. 3) у межах діапазонів, зазначених у таблиці 5;

Pref - базова активна потужність, до якої відноситься DP; DP - зміна вихідної активної потужності генеруючої одиниці; fn - номінальна частота (50 Гц) у мережі; Df - відхилення від номінальної частоти в мережі.

у випадку підвищення частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується мінімальним технічним рівнем;

у випадку зниження частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується максимальною потужністю;

фактична зміна активної потужності при відхиленні частоти може обмежуватися рядом чинників, зокрема впливом навколишнього середовища та наявністю джерел первинної енергії;

у разі стрибкоподібної зміни частоти генеруючі одиниці мають бути здатними змінювати активну потужності при відхиленні частоти по лінії, як зазначено на рис. 4, або вище неї (з метою уникнення коливань активної потужності для генеруючих одиниць);

Pmax - максимальна потужність, до якої відноситься DP; DP - зміна вихідної активної потужності генеруючої одиниці. Генеруюча одиниця має забезпечувати вихідну активну потужність DP до точки DP1 відповідно до інтервалів часу t1 і t2 зі значеннями DP1, t1 і t2, визначених ОСП відповідно до таблиці 6; t1 - початкова затримка; t2 - час повної активації.

генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечити стійку видачу наявної регулюючої активної потужності при відхиленні не менше 15 хвилин;

у межах 15 хвилин регулювання активної потужності повинно відповідати статичній частотній характеристиці генеруючих одиниць;

у разі зниження частоти, гідроакумулюючі (акумулюючі) об’єкти мають бути здатними до від’єднання свого навантаження за виключенням власних потреб станції;

генеруючі об’єкти повинні мати обладнання зв’язку, щоб передавати в режимі реального часу з належним захистом від генеруючого об’єкта до диспетчерських пунктів ОСП, принаймні, такі сигнали:

сигнал індикації стану нормованого первинного регулювання частоти FSM (ув./вимк.);

планова активна потужність (за графіком);

фактичне значення активної потужності;

фактичні завдання по активній потужності для відповідного відхилення частоти;

статизм і зона нечутливості;

за необхідності ОСП може вказувати додаткові сигнали, які мають передаватися генеруючим об’єктом з використанням пристроїв моніторингу та реєстрації для перевірки участі генеруючих одиниць у нормованому первинному регулюванні;

6) дистанційне відключення/включення:

генеруючі одиниці мають бути обладнані вхідним портом, щоб припиняти вироблення активної потужності впродовж 5 секунд після отримання команди на вхідному порті. Відповідний Оператор має право вказувати вимоги для обладнання, щоб забезпечити дистанційне керування цим механізмом;

7) керованість активною потужністю:

генеруючі одиниці мають бути обладнані інтерфейсом (вхідним портом), щоб мати змогу зменшувати вихідну активну потужність після отримання команди на вхідному порті. ОСП має право вказувати вимоги до обладнання, щоб мати змогу дистанційно регулювати вихідну активну потужність;

8) регулювання активної потужності:

система регулювання генеруючої одиниці має бути здатною до налаштування уставки активної потужності згідно з керуючими діями/командами, отриманими від ОСП;

ОСП встановлює час, у межах якого має бути досягнута уставка активної потужності (за умови наявності палива/джерела енергії) та вказати допустиме відхилення для нової уставки і час, за який вона має бути встановлена;

у випадку виведення з роботи генеруючої одиниці з-під управління Системи автоматичного регулювання частоти та потужності (САРЧП) ОСП забезпечує управління цією генеруючою одиницею в ручному режимі, повідомивши невідкладно власника генеруючої одиниці про час такого переведення. ОСП повідомляє Регулятора про випадки виведення з-під САРЧП генеруючих одиниць шляхом щомісячного звітування;

9) автоматичне приєднання:

ОСП вказує умови, за яких генеруюча одиниця може автоматично з’єднатися з мережею після незапланованого відключення або під час відновлення системи передачі.

Ці умови мають включати: діапазони частоти та діапазони напруг, у межах яких автоматичне приєднання є допустимим, і відповідний час затримки; максимальний градієнт збільшення вихідної активної потужності.

Якщо інші умови не узгоджені між ОСП, власником генеруючої одиниці та відповідним ОСР, умови автоматичного приєднання такі:

діапазон частоти 49,9-50,1 Гц;

діапазон напруги 0,9-1,1 в. о.;

мінімальний час затримки 60 секунд;

максимальний градієнт збільшення вихідної активної потужності менше або дорівнює 20 % Pmax/хв;

10) штучна інерція:

одиниці енергоцентру мають бути здатними забезпечувати штучну інерцію.

2.4. Технічні вимоги щодо надійності генеруючих одиниць

2.4.1. Здатність нести задане навантаження

Генеруючі одиниці мають бути здатними нести навантаження на заданому рівні активної потужності незалежно від зміни частоти в межах порогової частоти, вказаної в підпункті 1 пункту 2.3 цієї глави;

2.4.2. Стійкість до КЗ

1) генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і продовжувати стабільну роботу під час КЗ та після його усунення релейним захистом при зміні напруги за кривою (див. рис. 5), параметри якої задаються ОСП у межах діапазонів, що зазначені в таблицях 7 і 8 для синхронних генеруючих одиниць та одиниць енергоцентрів відповідно. Часові інтервали роботи генеруючих одиниць без відключення від мережі при КЗ для вказаних рівнів напруги (див. рис. 5), приєднаних на рівні напруги 110 кВ або вище, наведені в таблицях 9 і 10 для синхронних генеруючих одиниць та одиниць енергоцентрів відповідно;

На графіку показана нижня межа кривої напруги в залежності від часу для напруги в точці приєднання, вираженої як відношення її фактичного значення до її опорного значення у в. о. - до, упродовж і після пошкодження. Uret - залишкова напруга в точці приєднання впродовж КЗ, tclear - момент ліквідації КЗ. Urec1, Urec2, trec1, trec2 і trec3 - вказують на певні точки нижніх меж відновлення напруги після ліквідації КЗ.

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 щодо роботи одиниць енергоцентру без відключення від електричної мережі під час несиметричних (1-фазного або 2фазного) 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 автоматичного регулювання збудження (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 нижче від максимального значення, яке припустиме в межах його проектних параметрів;

обмежувач струму статора;

функцію PSS для демпфірування коливань потужності;

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.

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) повинні бути погоджені ОСП. 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;