Про затвердження Кодексу системи передачі

схеми електричної мережі;

значень параметрів за різних режимів електричної мережі;

зареєстрованих даних про технологічні порушення та аварійних ситуацій, що мали місце.

8.15. Ініціатор системних випробувань повинен надавати відповідальному виконавцеві (на його прохання) результати попередніх розрахунків режимів, за якими будуть проводитися випробування, та необхідну технічну документацію для розроблення робочих програм випробувань (проектні схеми електричної мережі і її окремих вузлів, необхідні інструкції енергопідприємств, що беруть участь у випробуваннях тощо).

8.16. Якщо при підготовці та/або проведенні випробування ні в який спосіб неможливо уникнути системних та/або технологічних обмежень, ОСП повинен повідомити про них усіх користувачів системи передачі/розподілу, на яких впливає проведення випробувань, розробити та надати їм рекомендації щодо заходів, яких необхідно вжити для мінімізації негативних наслідків таких обмежень.

8.17. ОСП та інші учасники випробування не несуть відповідальності перед іншими користувачами системи передачі/розподілу за наслідки системних та/або технологічних обмежень, якщо випробування виконувалися згідно з затвердженою програмою з дотриманням інших вимог цього Кодексу та відповідних нормативно-технічних документів, за винятком настання технологічних порушень на об’єктах Користувачів внаслідок помилкових дій персоналу, який виконував випробування. При цьому до уваги приймається факт і повнота виконання Користувачами рекомендацій ОСП, зазначених у пункті 8.16 цієї глави.

8.18. Якщо на день запропонованого системного випробування в системі складуться такі умови експлуатації, що будь-яка з причетних сторін побажає затримати або скасувати початок чи продовження системного випробування, то вона має негайно поінформувати інші сторони про це рішення та його причини. У цьому разі ОСП або інший ініціатор цих випробувань за погодженням з ОСП має відстрочити чи скасувати або продовжити системне випробування залежно від обставин.

8.19. Після проведення випробувань відповідальний виконавець зобов’язаний:

відновити (якщо змінювалися) уставки пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики;

відключити засоби вимірювання і реєстрації, що були безпосередньо задіяні тільки для проведення цих випробувань;

сповістити про закінчення випробувань усіх учасників випробувань, а також інших користувачів системи передачі/розподілу, на режим роботи яких впливали випробування;

відновити режим роботи об’єкта випробування, передбачений планом.

8.20. Після проведення кожного експерименту (вимірювання) виконується попередня розшифровка зроблених записів процесів та обробка отриманих результатів для виявлення недостовірних даних, а також даних, що свідчать про можливості виникнення критичного стану для уникнення його під час проведення наступного етапу випробувань. Остаточне детальне оброблення результатів виконується після повного завершення випробувань.

8.21. Після завершення оброблення результатів випробувань відповідальний виконавець складає відповідні протоколи випробувань та технічний звіт і забезпечує його узгодження з організаціями, які визначено в технічній програмі, та затвердження звіту керівником суб’єкта господарювання, який володіє та/або експлуатує об’єкт електроенергетики.

8.22. Технічний звіт про результати проведеного випробування має містити:

мету і завдання випробування;

дані про виконану підготовку, умови проведення випробування, що забезпечили його виконання обраним методом;

інформацію про застосовані засоби вимірювань, засоби реєстрації подій та технологічних процесів;

хронологічний опис дій на об’єкті випробування, режимів роботи обладнання на окремих етапах виконання програми випробування;

результати вимірювань, отриманих за кожним етапом випробування, у тому числі даних приладів вимірювання параметрів технологічних процесів та фіксації подій;

результати випробування за кожним етапом у вигляді протоколів випробувань, з додатками у вигляді таблиць, графіків, схем, діаграм тощо;

висновки і рекомендації, що ґрунтуються на отриманих результатах.

Якщо висновки та рекомендації технічного звіту стосуються інших Користувачів, ОСП повинен направити їм ці висновки та рекомендації з посиланням на результати системних випробувань.

8.23. У разі проведення випробування з метою перевірки відповідності електроустановок Користувачів (ПДП, потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг технічний звіт також має містити висновок щодо підтвердженої даними випробування оцінки можливості надання допоміжних послуг, їх обсягу та якісних характеристик. Системні випробування з метою перевірки відповідності електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг викладені у Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу.

9.1. Загальне та оперативне керівництво системними випробуваннями здійснює ОСП незалежно від того, хто є ініціатором випробування.

9.2. Керівництво забезпеченням та проведенням технологічної і оперативної частини випробування за кожним етапом здійснюють посадові особи учасників випробування, визначені програмою випробування.

9.3. Диспетчерський персонал ОСП має право припинити (перервати) системне випробування і повернути енергосистему до вихідного режиму з наступним повідомленням про це відповідальних осіб, визначених програмою випробування, у разі виникнення загрози порушення стійкості енергосистеми або іншої аварійної ситуації.

9.4. Усі учасники випробування мають право вимагати від диспетчерського персоналу ОСП та/або керівника випробуванням на об’єкті електроенергетики не розпочинати або призупинити випробування в разі:

загрози виходу з ладу та пошкодження устаткування користувачів системи передачі/розподілу;

порушення електропостачання споживачів електричної енергії (якщо це не передбачалося програмою та умовами проведення випробувань);

невідповідності стану енергосистеми та/або об’єкта електроенергетики, на якому проводиться випробування, розрахунковим вихідним умовам;

несприятливих погодних умов або виникнення інших об’єктивних причин.

9.5. Рішення про обґрунтованість скасування випробування або призупинення проведення окремих його етапів приймає ОСП.

Проведення (продовження) випробування у новий строк здійснюється після усунення причин скасування (призупинення) випробування та коригування, при необхідності, програми випробування з дотриманням вимог цього Кодексу у повному обсязі як для нового випробування.

10.1. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути незалежними від втручання та не бути представниками зацікавлених осіб.

До переліку зацікавлених осіб належать: персонал Замовника, Користувача, ПДП/потенційного ПДП (у випадку проведення випробування електроустановок щодо надання ДП), особи, з якими у персоналу є родинний зв’язок, або підприємство, що є ПДП (потенційним ПДП), організації, що прямо або опосередковано залучені до виконання робіт з проектування, виготовлення, монтажу, налаштування систем автоматичного управління основного обладнання у ПДП (потенційного ПДП), перевірка якого здійснюється.

Орган з оцінки відповідності та його персонал (адміністративний персонал та персонал, який безпосередньо виконує випробування) не мають права бути юридично чи організаційно прямо або опосередковано (через членів сім’ї або осіб, з якими є родинний зв’язок) пов'язаними з підприємством чи персоналом, які прямо або опосередковано відносяться, чи є афілійованими до постачальника ДП (потенційного ПДП).

10.2. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути професійно спроможними проводити всі етапи випробування електроустановок відповідно до вимог цього Кодексу.

Орган з оцінки відповідності повинен мати персонал, який має:

спеціальну вищу технічну освіту у галузі знань електричної інженерії;

досвід роботи з випробування основного обладнання, що використовується для регулювання частоти та потужності, напруги та реактивної потужності, автономного пуску та систем його управління.

10.3. Орган з оцінки відповідності та його персонал не має права здійснювати випробування обладнання електроустановок, стосовно якого роботи з проєктування, виготовлення, монтажу, налаштування обладнання ПДП (потенційного ПДП) здійснювались органом з оцінки відповідності після набрання чинності цим Кодексом.

1.1. Для забезпечення операційної безпеки системи передачі при роботі в синхронному об’єднанні ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області визначає загальний мінімальний набір вимог до роботи системи передачі в синхронному енергооб’єднанні для взаємодії з суміжними енергосистемами, а також для використання відповідних можливостей підключених систем розподілу і Користувачів, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП. При цьому забезпечення операційної безпеки є найвищим пріоритетом для ОСП та користувачів системи передачі/розподілу.

1.2. ОСП повинен дотримуватись загальних мінімальних вимог щодо процедур необхідних для підготовки до роботи в режимі реального часу, розроблення індивідуальної (ОЕС України) та розширення загальної моделі мережі синхронної області, узгодженого та ефективного застосування коригувальних дій для підтримання операційної безпеки.

1.3. Вимірювання та контроль експлуатаційних параметрів для оцінювання режимів системи повинен здійснюватися ОСП узгодженим з усіма ОСП своєї синхронної області способом, що сприяє ефективній взаємодії з ОСП, а також з ОСР і Користувачами.

1.4. ОСП повинен застосовувати засоби регулювання частоти й активної потужності для підтримки загального балансу між генерацією та споживанням всієї синхронної області.

1.5. ОСП повинен застосовувати засоби регулювання напруги та реактивної потужності, щоб підтримувати напругу в межах операційної безпеки та забезпечувати резерви реактивної потужності.

1.6. ОСП повинен забезпечити розрахунки та аналіз струмів короткого замикання в межах своєї області регулювання для попередження перевищення значень струмів короткого замикання граничних значень струмів короткого замикання в системі передачі.

1.7. Мета управління перетоками потужності полягає в забезпеченні ефективного функціонування ринку електричної енергії та інтеграції ринків при одночасному підтриманні необхідного рівня операційної безпеки. Зазначені цілі досягаються відповідною координацією між ОСП синхронного енергооб’єднання, щоб контролювати та управляти перетіканнями потужності в усіх системах передачі, виявляти потенційні обмеження і в разі необхідності - визначати коригувальні дії.

1.8. З метою попередження аварійних ситуацій ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій. Аналіз аварійних ситуацій має проводитися під час оперативного планування і в режимі реального часу. Результати аналізу аварійних ситуацій дозволять визначати та реалізувати необхідні передаварійні чи післяаварійні коригувальні дії.

1.9. ОСП для забезпечення захисту системи передачі (скоординованого з дотриманням необхідних рівнів динамічної стійкості) має встановити концепцію побудови релейного захисту та протиаварійної автоматики і вибір типів пристроїв, необхідних для попередження та ліквідації пошкоджень і порушення режиму роботи ОЕС України.

1.10. З метою забезпечення надійного функціонування ОЕС України ОСП повинен забезпечити безперервне спостереження за елементами системи передачі, енергоустановками користувачів системи передачі/розподілу, які знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, а також аналіз технологічних порушень та аварійних ситуацій.

1.11. Для забезпечення операційної безпеки системи передачі ОСП, та користувачі системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, повинні забезпечити своєчасний та вичерпний обмін достовірними даними та інформацією (із заданою точністю, періодичністю та міткою часу) відповідно до вимог розділу X цього Кодексу.

1.12. Навчання, тренажерна підготовка та складання іспитів є обов’язковими для тих співробітників ОСП, які відповідають за роботу системи передачі та її операційну безпеку та мають проводитись відповідно до вимог розділу XII цього Кодексу.

1.13. ОСП з метою врегулювання взаємовідносин з ОСП його синхронної області, що стосуються питань операційної безпеки укладає з ними Операційну угоду синхронної області та Операційну угоду блоку регулювання.

2.1. Система передачі знаходиться у нормальному режимі, якщо одночасно виконуються такі умови:

напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;

усталені відхилення частоти знаходяться у діапазоні ± 50 мГц;

резерви активної та реактивної потужності достатні для регулювання в нормальному режимі та ліквідації аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу;

робота області регулювання, контрольованої ОСП, знаходиться в межах операційної безпеки навіть після аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу.

2.2. Система передачі знаходиться у передаварійному режимі, якщо напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу, але при цьому відбувається будь-яка з наведених нижче подій:

вимоги до резервів активної потужності не виконуються, дефіцит резервів становить понад 20 % від необхідних обсягів (визначених цим Кодексом) упродовж понад 30 хвилин і без засобів їх заміщення для будь-якого з нижченаведених типів резервів: резерви підтримки частоти, резерви відновлення частоти і резерви заміщення;

абсолютне значення відхилення частоти системи знаходиться в межах 100-200 мГц протягом періоду часу, що не перевищує 15 хвилин;

принаймні одна аварійна ситуація з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу, може призвести до виходу за межі операційної безпеки навіть після проведення коригувальних дій.

2.3. Система передачі знаходиться в аварійному режимі, якщо виконується хоча б одна із умов:

має місце будь-яке порушення меж операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;

абсолютне значення відхилення частоти перевищує 200 мГц;

принаймні один захід із Плану захисту енергосистеми є активованим;

порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв’язку, каналів передачі даних тривалістю більше 5 хвилин.

2.4. Система передачі знаходиться у режимі системної аварії (blackout), якщо виконується хоча б одна із умов:

втрата понад 50 % споживання в контрольованій ОСП області регулювання;

відсутність напруги впродовж 3 хвилин у контрольованій ОСП області регулювання, що призвела до запуску Плану відновлення.

2.5. Система передачі знаходиться у режимі відновлення, якщо після перебування у режимі системної аварії розпочала виконувати заходи із Плану відновлення.

2.6. ОСП повинен в режимі реального часу визначати режим системи передачі на основі контролю в реальному часі таких параметрів всередині своєї області регулювання та беручи до уваги виміри в реальному часі, здійснювані в його області спостереження:

перетоки активної та реактивної потужності;

напруги на системах шин;

частота і помилка області регулювання;

резерви активної та реактивної потужності;

генерація і споживання області регулювання.

2.7. Щоб визначити режим системи, ОСП повинен принаймні кожні 15 хвилин виконувати оцінку операційної безпеки у реальному часі шляхом моніторингу параметрів, визначених у пункті 2.6 цієї глави, на відповідність межам операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу, беручи до уваги вплив потенційних коригувальних дій та заходів із Плану захисту енергосистеми. Також ОСП повинен здійснювати моніторинг обсягів доступних резервів.

2.8. Надзвичайна ситуація в ОЕС України виникає, якщо система передачі переходить у режим системної аварії та продовжується до моменту поки система передачі знаходиться у режимі системної аварії або режимі відновлення. Про виникнення надзвичайної ситуації повідомляється відповідно до порядку, визначеного в главі 1 розділу VIII цього Кодексу.

3.1. ОСП повинен забезпечувати, щоб його система передачі постійно знаходилася в нормальному режимі, і повинен попереджувати та усувати порушення операційної безпеки, для чого ОСП повинен розробляти, готувати і застосовувати коригувальні дії з урахуванням їх доступності, достатності часу і ресурсів, необхідних для їх активації.

3.2. Коригувальні дії, що використовуються ОСП повинні бути узгоджені із коригувальними діями, які забезпечують достатню пропускну спроможність міждержавних перетинів.

3.3. ОСП повинен застосовувати такі принципи при активізації і координації коригувальних дій:

при порушенні операційної безпеки, що не вимагають залучення інших ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії для повернення системи у нормальний режим і запобігати поширенню передаварійного або аварійного режиму за межі його області регулювання;

для порушень операційної безпеки, які потребують координації дій з іншими ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії у координації з іншими ОСП синхронної області.

3.4. При виборі відповідних коригувальних дій ОСП повинен застосовувати такі критерії:

активувати найбільш ефективні і економічні коригувальні дії;

активізувати коригувальні дії, ураховуючи очікуваний час активації і терміновість активації коригувальної дії;

ураховувати ризики відмов або перевантаження обладнання, а також помилкових дій оперативного персоналу при реалізації коригувальних дій і їх вплив на операційну безпеку;

мінімізувати вплив на пропускну спроможність міждержавних перетинів та суміжні області регулювання.

4.1. ОСП може застосовувати такі типи коригувальних дій:

зміна тривалості планових відключень або повернення в роботу елементів системи передачі;

зміна положень РПН;

зміна положень ТПР;

зміна топології;

перемикання конденсаторів і реакторів;

застосування пристроїв управління напругою та реактивної потужністю на основі силової електроніки;

зміна реактивної потужності або заданого значення напруги приєднаних до системи передачі генеруючих одиниць;

перерахунок на добу наперед та внутрішньодобово міждержавної пропускної здатності відповідно до Правил управління обмеженнями та порядку розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів;

перерахунок графіків навантажень одиниць постачання послуг з балансування в області регулювання ОСП;

зустрічна торгівля між користувачами суміжних систем передач;

регулювання перетоків активної потужності вставки постійного струму;

застосування процедур управління відхиленнями частоти (корекція синхронного часу, помилки області регулювання);

зміна розподіленої міждержавної пропускної здатності;

ручне обмеження споживання в нормальному та передаварійному режимі.

5.1. Для запобігання погіршенню режиму системи ОСП повинен готувати та застосовувати коригувальні дії відповідно до принципів, викладених у пункті 3.3 глави 3 цього розділу, на основі:

моніторингу і визначення режимів системи відповідно до вимог глави 2 цього розділу;

аналізу аварійних ситуацій у реальному часі;

аналізу потенційних аварійних ситуацій у процесі оперативного планування.

5.2. Під час підготовки і застосування коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми, які впливають на області регулювання інших ОСП синхронної області, ОСП проводить спільно із залученими ОСП синхронної області оцінювання впливу такої коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми на його області регулювання або сусідні області регулювання та повинен надавати іншим залученим ОСП синхронної області всю інформацію про такий вплив.

5.3. Під час підготовки і здійснення коригувальної дії, яка має вплив на приєднані до системи передачі/розподілу електроустановки Користувачів, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, ОСП повинен, оцінити вплив таких коригувальних дій спільно із відповідними ОСР та користувачами системи передачі/розподілу і вибирати коригувальні дії, які сприятимуть підтримці нормального режиму і безпечної роботи системи передачі та систем розподілу. Користувач системи передачі/розподілу, обладнання якого знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, повинен надавати йому всю необхідну інформацію для підготовки коригувальної дії.

5.4. ОСП повинен забезпечити готовність, надійність і резервування засобів зв’язку та наведених нижче засобів, які необхідні для роботи системи передачі:

засоби для моніторингу поточного режиму системи передачі, включаючи засоби оцінювання стану та засоби для автоматичного регулювання частоти і потужності;

засоби для управління перемиканнями комутаційного обладнання, РПН трансформаторів та іншого обладнання, яке призначене для управління елементами системи передачі;

засоби зв’язку з диспетчерськими пунктами інших ОСП синхронної області, ОСР та Користувачів;

програмно-технічні засоби для аналізу операційної безпеки.

6.1. ОСП повинен визначати межі операційної безпеки для кожного елемента своєї системи передачі, зокрема для:

діапазонів напруги відповідно до пункту 9.3 глави 9 цього розділу;

діапазонів струмів короткого замикання відповідно до пункту 10.1 глави 10 цього розділу;

існуючих обмежень з точки зору теплових характеристик елементів, включаючи допустимі перевантаження.

6.2. Під час визначення меж операційної безпеки ОСП повинен враховувати можливості користувачів системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для підтримання напруги й частоти у нормальному і передаварійному режимі в допустимих межах, які б не призводили до їхнього від’єднання.

6.3. У разі реконструкції або модернізації будь-якого обладнання або елемента системи передачі ОСП повинен виконати відповідні розрахунки та аналіз і, у разі необхідності, оновити межі операційної безпеки.

6.4. Для кожного міждержавного зв’язку ОСП повинен узгоджувати межі операційної безпеки з ОСП своєї синхронної області.

7.1. ОСП повинен скласти План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури, який містить ідентифікацію, відбір та визначення пріоритетності елементів критичної інфраструктури, якою володіє або управляє ОСП, оцінку ризику у забезпеченні її безпеки для критичного майна, яке знаходиться у володінні або експлуатації ОСП за основними сценаріями фізичної і кібернетичної загрози, а також План захисту енергосистеми в аварійних режимах.

7.2. ОСП при розробці Плану забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури співпрацює з відповідними національними органами влади (РНБО, КМУ, Регулятором, центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики тощо у межах компетенції кожного зазначеного державного органу) та операторами критичної інфраструктури в інших сферах (газ, нафта) для забезпечення комплексного підходу на національному рівні та із ОСП синхронної області для забезпечення захисту критичної інфраструктури у сфері електроенергетики на регіональному рівні.

7.3. План забезпечення безпеки повинен розглядати потенційний вплив на суміжні взаємопов’язані системи передачі і включати організаційні та фізичні заходи, спрямовані на пом’якшення виявлених ризиків.

7.4. План забезпечення безпеки має перелік критичної інфраструктури та заходи безпеки. При ідентифікації, відборі та визначенні заходів із захисту розрізняють:

1) постійні заходи безпеки, які визначають необхідні інвестиції в безпеку і застосовуються постійно і які мають включати:

технічні заходи (включаючи встановлення засобів виявлення, розмежування доступу, захисту та профілактики);

організаційні (включаючи процедури оповіщення та управління кризовими ситуаціями);

заходи контролю та перевірки;

обміну інформацією;

підвищення обізнаності та навчання;

безпека інформаційних систем;

2) періодичні заходи безпеки, які можуть бути активізовані відповідно до різного рівня ризику та загрози.

7.5. ОСП 1 раз на 2 роки звітує щодо видів ризику, загроз безпеці критичній інфраструктурі центральному органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, у рамках моніторингу безпеки постачання електричної енергії відповідно до Закону України "Про ринок електричної енергії" .

8.1. Загальні положення

8.1.1. Ця глава визначає мінімальні вимоги та принципи регулювання частоти та потужності та резервів, що є обов’язковими для ОСП та Користувачів, які надають резерви потужності.

8.1.2. Виконання вимог цієї глави забезпечує:

підтримання частоти на номінальному рівні та ефективне використання резервів для підтримання надійної роботи ОЕС України;

регулювання міждержавних перетоків потужності;

організацію взаємодії ОСП з Користувачами, які надають резерви потужності в реальному часі.

8.1.3. Вимоги, встановлені в цій главі, та їх застосування ґрунтуються на принципі недискримінації та прозорості, а також принципі оптимізації між найвищою загальною ефективністю та найнижчою загальною вартістю для ОСП.

8.1.4. Обґрунтовані витрати, пов’язані з зобов’язаннями, зазначеними в цій главі, які несе ОСП, підлягають відшкодуванню у тарифі на послуги із диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

8.1.5. ОСП та Користувачі повинні зберігати конфіденційність інформації та даних, наданих їм відповідно до цієї глави, і використовувати їх виключно відповідно до вимог, встановлених у цій главі.

8.1.6. Операційна угода синхронної області відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності повинна включати:

правила визначення обсягів, розподілу та місць розміщення щодо виконання резервів потужності та їх характеристик;

визначення параметрів якості частоти в синхронній області та розрахунки помилки області регулювання (ACE);

схема організації системи регулювання частоти та потужності;

розрахунки програм обміну електричною енергією між областями регулювання;

вимоги щодо наявності, надійності та надлишковості програмно-технічних засобів та засобів зв’язку для регулювання частоти та потужності;

правила роботи у нормальному та аварійному режимах;

умови транскордонної активації резервів потужності.

8.1.7. Операційна угода блоку регулювання, укладена відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності, має крім вимог, встановлених у підпункті 8.1.6 цього пункту, включати:

вимоги до моніторингу блоку регулювання;

обмеження швидкості зміни активної потужності у блоці регулювання;

розподіл відповідальності між ОСП блоку регулювання;

координацію дій щодо зменшення помилки регулювання блоку.

8.1.8. ОСП має право за необхідності укладати з іншими ОСП своєї синхронної області договори, що стосуються міждержавної торгівлі резервами потужності, та/або з іншими суб’єктами господарювання договори з врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків.

8.2. Показники якості частоти

8.2.1. Цільові показники частоти для ОЕС України:

номінальна частота 50 Гц;

нормальний діапазон відхилень частоти від номінальної ± 50 мГц;

максимальне миттєве (динамічне) відхилення частоти - 800 мГц;

максимальне усталене (квазістатичне) відхилення частоти - 200 мГц;

час відновлення частоти 15 хвилин;

витримка часу початку оповіщення інших ОСП синхронної області - 5 хвилин;

максимальна кількість хвилин за межами нормального діапазону частоти - 15000 на рік.

8.2.2. ОСП повинен забезпечувати такі параметри ACE:

кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 200 мГц, повинна становити менше 30 % від кількості 15-хвилинних інтервалів на рік;

кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 500 мГц, повинна становити менше 5 % від кількості 15 хвилинних інтервалів на рік.

8.2.3. Якщо ОСП входить у блок регулювання, який складається більше ніж з однієї області регулювання, він повинен вказати в операційній угоді блоку регулювання значення параметрів ACE для кожної області регулювання.

8.2.4. Оцінка якості частоти виконується на основі даних про миттєві значення частоти і миттєві значення відхилень частоти відповідно до критеріїв оцінки якості частоти. Точність вимірювання значень миттєвої частоти і миттєвих значень частотної складової ACE, що вимірюється у Гц, повинна бути не гіршою 1 мГц, а циклічність вимірювань та передачі значень не повинна перевищувати 1 секунду.

8.2.5. Критерії оцінки якості регулювання частоти повинні включати:

середнє значення частоти на інтервалах: 10 хвилин, 1 година, 1 доба, 1 місяць, 1 рік;

середньоквадратичні відхилення частоти на інтервалах: 10 хвилин, 1 година, 1 доба, 1 місяць, 1 рік;

інтегральна тривалість знаходження частоти в певному діапазоні значень протягом доби, місяця (гістограми частоти);

кількість відхилень та відрізки часу, протягом яких відхилення частоти перевищують ± 50 мГц, ± 200 мГц від номінального значення (окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти);

кількість подій, в яких абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало 200 % від середньоквадратичного відхилення частоти і не було повернуто до значення 50 % від середньоквадратичного відхилення частоти, протягом 15 хвилин окремо для від’ємних і додатних відхилень частоти;

кількість і тривалість корекції (поправок) частоти;

екстремуми (максимум і мінімум) частоти за минулу добу з фіксацією часу екстремумів;

відхилення синхронного (електричного) часу від астрономічного на поточний момент наростаючим підсумком за добу, місяць, рік;

кількість разів протягом місячного періоду, якщо середнє за хвилину значення ACE перевищувало значення 60 % потужності резерву відновлення частоти і не повернулося до значення 15 % потужності РВЧ протягом 15 хвилин, окремо для додатних та від’ємних значень ACE.

8.2.6. Якщо розраховані за останній календарний рік значення показників якості регулювання частоти знаходяться за межами встановлених цільових показників, ОСП повинен проаналізувати причини, розробити рекомендації і запобіжні заходи щодо виконання цільових показників у майбутньому.

8.2.7. ОСП має визначати в операційній угоді блоку регулювання такі заходи для усунення ACE (зменшення до нуля) блоку регулювання і зменшення відхилень частоти, беручи до уваги технологічні обмеження генеруючих одиниць і одиниць споживання:

зобов’язання щодо швидкості зміни навантаження, а також щодо часу початку зміни навантаження;

координація зміни навантаження енергогенеруючих одиниць та одиниць споживання у блоці регулювання.

8.3. Структура регулювання частоти та потужності, структура відповідальності за процес регулювання

8.3.1. Регулювання частоти і потужності в ОЕС України має бути забезпечене для таких режимів:

відокремленої роботи ОЕС України від енергосистем інших країн;

паралельної роботи ОЕС України з енергооб’єднанням ENTSO-E (ОЕС України може виконувати функцію області регулювання або, за укладеною угодою, блоку регулювання в енергооб’єднанні);

паралельної роботи ОЕС України з енергооб’єднанням країн СНД і Балтії (ОЕС України може виконувати функцію області регулювання або, за укладеною угодою, блоку регулювання в енергооб’єднанні).

8.3.2. Функціональну структуру побудови системи регулювання частоти та потужності в ОЕС України наведено на рисунку 13.

8.3.3. Заходи з регулювання здійснюються на різних послідовних етапах, кожний з яких має різні характеристики та якості, і всі вони є взаємозалежними:

первинне регулювання розпочинається протягом 0,1-1 секунди як спільна дія всіх учасників паралельної роботи;

вторинне регулювання вводиться в дію централізовано у блоці регулювання/синхронній області протягом декількох десятків секунд, вивільняє первинне регулювання, відновлює нормальні параметри частоти та сальдо зовнішніх перетоків;

третинне регулювання вводиться в дію у блоці регулювання/синхронній області і вивільняє вторинне регулювання централізованим переплануванням генерації/зовнішніх перетоків/споживання;

регулювання часу виправляє глобальні відхилення синхронного часу за тривалий період.

8.3.4. ОСП повинен забезпечити якісне регулювання частоти та потужності у своїй області регулювання (ОЕС України) з дотриманням планових значень міждержавних обмінів.

8.3.5. ОСП для свого блоку регулювання повинен узгодити в Операційній угоді блоку регулювання розподіл обов’язків між ОСП цього блоку регулювання.

8.3.6. ОСП для своєї синхронної області повинен узгодити в Операційній угоді синхронної області розподіл обов’язків між ОСП синхронної області.

8.3.7. Процес первинного регулювання (підтримання частоти) полягає в утриманні частоти та зменшення відхилень частоти від номінального значення за рахунок активації резервів підтримання частоти (резервів первинного регулювання). Цей процес починається автоматично протягом декількох секунд з моменту відхилення частоти від номінального значення та децентралізовано залучає РПЧ у синхронній області пропорційно величині відхилення частоти і діє аж до повернення частоти до номінального значення в результаті дії вторинного регулювання.

8.3.8. Процес вторинного регулювання (відновлення частоти) полягає у поверненні частоти до номінального значення при одночасному поверненні міждержавних обмінів до планових значень (при синхронній роботі з енергосистемами інших держав) шляхом зведення помилки області регулювання АСЕ до нуля протягом часу відновлення частоти (не більше 15 хвилин), а також у відновленні активованого РПЧ шляхом активації резервів відновлення частоти (резервів вторинного регулювання).

АСЕ розраховується за формулою

де

DР = Pпл- Р - відхилення фактичного сумарного зовнішнього перетоку потужності P від планового значення;

Pпл - помилка регулювання перетоку, МВт;

Df= f- fз - відхилення фактичного значення частоти fвід заданого значення fз(нормально - 50,0 Гц, а у період корекції синхронного часу - 50 ± 0,01 Гц);

Кч - заданий коефіцієнт частотної корекції, МВт/Гц;

АСЕ є додатною у разі виникнення в області регулювання надлишку потужності та від’ємною у разі дефіциту потужності.

8.3.9. Процес третинного регулювання (заміщення резервів) полягає у поступовому відновлені активованих РПЧ та РВЧ шляхом активації резервів заміщення (резервів третинного регулювання). Третинне регулювання може здійснюватися вручну відповідно до команд ОСП або автоматично.

8.3.10. Для врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків (обмінів) ОСП може застосовувати процес врегулювання небалансів (позапланових відхилень).

8.3.11. ОСП має право здійснювати процес врегулювання небалансів з ОСП його блоку регулювання/синхронної області, що визначається в Операційній угоді блоку регулювання/синхронної області. Процес врегулювання небалансів здійснюється за рахунок застосування компенсаційної програми на безоплатній основі.

8.3.12. ОСП бере участь у процесі врегулювання небалансів таким чином, щоб не впливати на стабільність регулювання частоти синхронної області та операційну безпеку своєї області регулювання та суміжних областей регулювання.

8.3.13. ОСП повинен реалізувати обмін потужністю для врегулювання небалансів області регулювання таким чином, щоб не перевищувати фактичну кількість активацій РВЧ, необхідних для регулювання АСЕ цієї області регулювання до нуля без обміну потужністю для врегулювання небалансів.

8.3.14. ОСП, якщо бере участь у процесі врегулювання небалансів, повинен забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужністю для врегулювання небалансів дорівнювала нулю.

8.3.15. Якщо область регулювання ОСП входить до блоку регулювання і РВЧ також, як і РЗ, розраховується на основі небалансів блоку регулювання, ОСП здійснює процес взаємозаліку небалансів та взаємообміну в максимально можливому обсязі з іншими областями регулювання свого блоку регулювання.

8.3.16. У разі виникнення передаварійного, аварійного режиму роботи або режиму системної аварії та вичерпання резервів регулювання частоти та потужності в ОЕС України або системі передачі суміжного ОСП ОСП має право використовувати аварійну допомогу від суміжних ОСП або надавати аварійну допомогу суміжним ОСП у рамках відповідної договірної бази з суміжними ОСП.

8.3.17. Процес надання/отримання аварійної допомоги до/від суміжних ОСП не повинен впливати на стабільність регулювання частоти ОЕС України та синхронної області, а також на операційну безпеку.

ОСП синхронної області здійснюють компенсацію позапланових відхилень міждержавних обмінів електричної енергії або надання/отримання аварійної допомоги шляхом зміни планового значення активної потужності міждержавного перетоку та часу його застосування для розрахунку АСЕ при регулюванні частоти та потужності.

8.3.18. ОСП у процесі врегулювання небалансів та надання/отримання аварійної допомоги повинен надавати заінтересованим ОСП своєї синхронної області:

усі вхідні дані, необхідні для обчислення обмінів потужністю з урахуванням операційної безпеки і виконання в режимі реального часу аналізу операційної безпеки;

відповідати за розрахунки обмінів потужністю, забезпечувати операційну безпеку.

8.3.19. ОСП має визначити в Операційній угоді синхронної області мінімальні вимоги до наявності, надійності та резервованості програмно-апаратних засобів та засобів зв’язку необхідних для врегулювання небалансів міждержавних обмінів та надання/отримання аварійної допомоги суміжним ОСП, зокрема:

точність, циклічність, резервованість телевимірів значень перетоків активної потужності по міждержавних лініях електропередач;

наявність і резервованість каналів передачі даних;

протоколи інформаційного обміну.

8.3.20. ОСП має визначити додаткові вимоги до готовності, надійності і резервованості технічної інфраструктури в Операційній угоді блоку регулювання.

8.3.21. ОСП повинен:

забезпечувати достатню якість і надійність здійснення розрахунку АСЕ;

здійснювати моніторинг якості розрахунку АСЕ в режимі реального часу;

вживати заходів у разі помилок при розрахунку АСЕ;

не менше одного разу на рік виконувати постфактум моніторинг якості розрахунку АСЕ шляхом порівняння фактичних значень сальдо перетоків з плановими (договірними) значеннями.

8.4. Регулювання частоти та потужності

8.4.1. Режими системи, пов’язані з частотою системи

1) ОСП повинен:

здійснювати управління ОЕС України з достатніми резервами активної потужності на завантаження/розвантаження для забезпечення балансу між виробництвом та споживанням у межах своєї області регулювання;

забезпечити якісне регулювання частоти в синхронній області у співпраці з усіма ОСП синхронної області;

забезпечити обмін даними в режимі реального часу з іншими ОСП синхронної області, які мають включати:

режим роботи системи передачі,

фактичні значення АСЕ блоку регулювання/синхронної області;

забезпечити заходи, за яких час існування АСЕ поза зоною нечутливості не перевищувала 15 хвилин;

2) ОСП повинен визначити в Операційній угоді синхронної області процедури управління для передаварійного режиму через порушення меж відхилення частоти системи. Процедури управління повинні бути спрямовані на зменшення відхилення частоти системи з метою відновлення стану системи до нормального і обмеження ризику входження в аварійний режим. Процедури управління повинні передбачати право ОСП відхилятися від звичайного процесу відновлення частоти;

3) якщо система працює в передаварійному режимі через недостатню кількість резервів активної потужності відповідно, ОСП повинен у тісній співпраці з іншими ОСП своєї синхронної області та ОСП інших синхронних областей вжити заходів для відновлення і заміни необхідних рівнів активних резервів потужності. Для цього ОСП має право вимагати від користувачів системи передачі/розподілу зміни виробництва або споживання електричної енергії в межах своєї області управління, щоб зменшити або усунути порушення вимог, що стосуються резерву активної потужності;

4) ОСП має право вимагати від користувачів системи передачі/розподілу зміни виробництва або споживання електричної енергії, якщо:

середня за 1 хвилину АСЕ в його блоці регулювання вище діапазону АСЕ 2-го рівня протягом часу, необхідного для відновлення частоти, і якщо ОСП не очікує, що АСЕ буде достатньо зменшена шляхом активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних);

АСЕ перевищує 25 % від розрахункового небалансу синхронної області більше 30 хвилин поспіль і якщо ОСП не очікує, що АСЕ буде достатньо зменшена шляхом активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних).

8.4.2. Вимоги до первинного регулювання частоти та резерву підтримання частоти (резерв первинного регулювання):

1) розрізняють загальне і нормоване первинне регулювання частоти в ОЕС України.

Участь у загальному первинному регулюванні є обов’язковою умовою для синхронної роботи генеруючих одиниць типу В, С, D в ОЕС України.

Усі генеруючі одиниці типу В, С, D, які працюють синхронно з ОЕС України, повинні постійно брати участь у загальному первинному регулюванні;

2) загальне первинне регулювання частоти в ОЕС України має здійснюватися з метою збереження енергопостачання споживачів і функціонування електростанцій у разі аварійних відхилень частоти;

3) нормоване первинне регулювання має забезпечити стійку видачу необхідного резерву підтримання частоти РПЧ з моменту виникнення відхилення частоти і його підтримання аж до повернення частоти до номінального значення в результаті дії вторинного регулювання, тобто протягом 15 хвилин. Задана величина РПЧ має контролюватись і підтримуватись оперативним персоналом електростанції на генеруючих одиницях, що залучені до нормованого первинного регулювання;

4) у разі розрахункового аварійного небалансу потужності первинне регулювання має утримувати квазістатичне відхилення частоти в межах 50 ± 0,2 Гц і динамічне відхилення частоти у межах 50 ± 0,8 Гц;

5) у випадках, коли величина необхідного резерву підтримання частоти перевищує наявний РПЧ, видача регулюючої потужності генеруючими одиницями, що залучені до нормованого первинного регулювання, має здійснюватися в усьому діапазоні регулювання, обмеженому тільки допустимістю режимів обладнання. Додаткова регулююча потужність в ОЕС забезпечується в такому випадку загальним первинним регулюванням;

6) після мобілізації первинних резервів встановлюється квазістатичний баланс потужності за нового квазістатичного значення частоти, відмінного від номінального, оскільки первинне регулювання є статичним і залежність величини відхилення частоти від величини небалансу потужності визначається крутизною СЧХ усієї синхронної області;

7) для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D в ОЕС України (блоку регулювання) нормою участі в загальному первинному регулюванні є забезпечення:

дії первинного регулювання в межах наявного діапазону автоматичного регулювання з настройкою систем регулювання агрегатів (в тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила";

стійкої видачі наявної первинної регулюючої потужності з моменту відхилення частоти від номінальної на ± 0,2 Гц та більше і до входу відхилення частоти в мертву зону загального первинного регулювання ± 0,2 Гц, тобто не менше 15 хвилин;

динаміка зміни первинної регулюючої потужності генеруючої одиниці загального первинного регулювання визначається їх наявними системами регулювання і має відповідати вимогам ГКД "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила";

8) забороняється використання пристроїв і систем автоматичного керування, а також ведення режимів роботи електростанцій, енергоблоків (агрегатів), що перешкоджають зміні потужності в разі зміни частоти. З дозволу ОСП допускається короткочасне їхнє використання в разі несправності основного обладнання, щоб запобігти виникненню технологічних порушень або їхньої ліквідації. Після зміни потужності, зумовленої зміною частоти, оперативний персонал електростанцій має право втручатися у процес регулювання потужності тільки в таких випадках:

після відновлення частоти 50,00 Гц;

з дозволу ОСП;

у разі виходу потужності за межі, що допустимі для обладнання;

у разі виходу швидкості зміни потужності за межі, що допустимі для обладнання;

у разі виникнення загрози порушення технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока АЕС;

9) нормоване первинне регулювання має забезпечувати стійку видачу необхідного резерву підтримання частоти і його утримання, починаючи з моменту виникнення небалансу потужності і відхилення частоти на ± 0,02 Гц і більше і закінчуючи повною компенсацією небалансу потужності, що виник, і повернення частоти до початкового номінального рівня в результаті дії вторинного регулювання, тобто протягом принаймні 15 хвилин;