Про затвердження Кодексу системи передачі

10) величина первинної регулюючої потужності, що видається в ОЕС України або в синхронну область при відхиленні частоти, визначається величиною цього відхилення частоти і крутизною статичної частотної характеристики (СЧХ) ОЕС України/синхронної області. Величина відхилення частоти в разі виникнення небалансу потужності визначається величиною цього небалансу і крутизною СЧХ ОЕС України/синхронної області;

11) значення крутизни СЧХ блоку регулювання/синхронної області нормуються значеннями корекції по частоті відповідно до вимог блоку регулювання/синхронної області, які мають задаватися спільно ОСП країн, що працюють синхронно, і періодично (не рідше ніж 1 раз на рік) оновлюватися на основі фактичних даних щодо крутизни СЧХ;

12) нормована первинна регулююча потужність, що дорівнює сумарному РПЧ ОЕС України/синхронної області, має активуватись через 0,1-1 секунди після відхилення частоти від номінальної на ± 0,02 Гц і більше. Час введення в дію сумарного РПЧ ОЕС України/синхронної області на 50 % має складати не більше 15 секунд, а всього сумарного необхідного РПЧ - не більше 30 секунд. Видача і утримання РПЧ має забезпечуватися до повної компенсації небалансу потужності з поверненням частоти до номінального рівня в результаті дії регулювання за допомогою РВЧ, тобто протягом принаймні 15 хвилин;

13) характеристики нормованого первинного регулювання в різних блоках регулювання/енергосистемах синхронної області мають бути за можливістю аналогічними, щоб уникнути коливань і динамічного перерозподілу первинної регулюючої потужності у процесі компенсації небалансу потужності блоків регулювання/синхронної області;

14) зона нечутливості первинних регуляторів (± fнч) - діапазон відхилень частоти, що була виміряна, від заданого (номінального) значення, у межах якого не забезпечується переміщення регуляторами органів керування турбіни (в тому числі котла на ТЕС або реактора на АЕС), що не має перевищувати ± 0,01 Гц;

15) точність локальних вимірювань частоти, що використовуються у первинних регуляторах частоти, має бути не гірше ± 0,01 Гц (бажано 0,001 Гц) з циклом оновлення вимірювань частоти в діапазоні від 0,1 секунди до 1 секунди і відповідати циклу роботи системи регулювання за допомогою РПЧ, який має не перевищувати 1 секунду;

16) мертва зона регулювання (± Df0) - діапазон фактичних відхилень частоти від заданого (номінального) значення, в якому енергоблок (агрегат) не змінює свою потужність. Мертва зона зумовлена неточністю локального вимірювання частоти і нечутливістю первинного регулятора частоти. За межами мертвої зони енергоблок (агрегат) має видавати РПЧ відповідно до заданого статизму. На генеруючих одиницях України, виділених для регулювання за допомогою РПЧ, мінімальне значення мертвої зони (± Df0мін), що є сумою похибки локального вимірювання частоти і зони нечутливості первинних регуляторів, має відповідати вимогам, установленим у підпункті 5 пункту 2.3 розділу III цього Кодексу;

17) статизм одиниці/групи постачання РПЧ має бути здатним змінюватися відповідно до вимог, установлених у підпункті 5 пункту 2.3 розділу III цього Кодексу, і забезпечувати видачу всього заданого РПЧ у разі відхилення частоти на ± 0,2 Гц і більше. Величина статизму визначає нахил статичної частотної характеристики регулювання за допомогою РПЧ. За межами мертвої зони величина статизму s визначається за формулою

де

D¦р - розрахункове відхилення частоти за межами мертвої зони, Гц;

¦ном - номінальна частота 50,00 Гц;

DРп - РПЧ, що видається енергоблоком (агрегатом), МВт;

Pном - номінальна потужність енергоблока (агрегата), МВт;

18) первинне регулювання має здійснюватися зміною потужності генеруючої одиниці залежно від фактичного відхилення частоти по статичній характеристиці (див. рис. 14);

19) виведення генеруючої одиниці з нормованого первинного регулювання самостійно власником генеруючої одиниці забороняється і виконується лише за командою ОСП розширенням мертвої зони первинного регулювання до визначеного ним рівня;

20) величина необхідного сумарного РПЧ області регулювання на завантаження і розвантаження визначається розрахунковим небалансом потужності області регулювання або синхронної області при синхронній роботі, який виникає внаслідок аварійного вимкнення найбільш потужного енергоблока або вузла електроспоживання, за якого РПЧ має утримати квазістатичне відхилення частоти в межах ± 0,2 Гц;

21) необхідний розрахунковий РПЧ має розподілятися між блоками регулювання/енергосистемами синхронної області пропорційно їх річному виробленню електричної енергії. Коефіцієнти розподілу Сi між ними загального необхідного резерву розраховуються за формулою

де

Еi - річне вироблення електричної енергії в i-тому блоці регулювання/і-тій енергосистемі синхронної області;

Есум - сумарне річне вироблення електричної енергії у всіх блоках регулювання/енергосистемах синхронної області;

22) РПЧ повинен рівномірно розподілятися між електростанціями всередині області/блоку регулювання та їх одиницями/групами постачання РПЧ з тим, щоб мобілізація резерву була максимально швидкою і не спричиняла перевантаження транзитних ліній електропередачі і зовнішніх зв’язків. В ОЕС України РПЧ має розміщатись на якомога більшій кількості одиниць/груп постачання РПЧ. Розподіл РПЧ (узгодження коефіцієнтів розподілу) між блоками регулювання/енергосистемами синхронної області має виконуватися щорічно спільно органами оперативно-диспетчерського управління країн, які працюють синхронно;

23) величина необхідного сумарного нормованого первинного резерву для області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС" залежить від режиму її роботи з енергосистемами інших країн, які впливають на величину прийнятого в синхронній області сумарного резерву первинного регулювання і коефіцієнта розподілу Сi для області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС":

для роботи у складі ENTSO-E становить ± 3000 МВт;

для роботи у складі енергооб’єднань країн СНД, Балтії і Грузії становить ± 1200 МВт;

для ізольованої роботи ОЕС України ± 1000 МВт).

Частка РПЧ, що вимагається від ОСП в якості первісного зобов’язання і ґрунтується на сумі нетто виробництва та споживання області його управління, поділеній на суму нетто виробництва та споживання синхронної області протягом періоду в один рік;

24) прийняті величини первісних зобов’язань із первинного резерву для ОЕС України залежно від режиму її роботи:

в ізольованому режимі роботи ± 1000 МВт. У цьому режимі ця величина може бути загальним обсягом РПЧ та РВЧ;

у режимі паралельної роботи з ENTSO-E та відокремлено від енергооб’єднання країн СНД та Балтії прийняті величини первісних зобов’язань із первинного резерву для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення асамблеї ENTSO-E та публікуються на офіційному веб-сайті ОСП в мережі Інтернет;

у режимі паралельної роботи з енергооб’єднанням країн СНД і Балтії та відокремлено від ENTSO-E прийняті величини первісних зобов’язань із первинного резерву для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення КОТК та публікуються на офіційному веб-сайті ОСП в мережі Інтернет;

25) визначення (зміна) характеристик і обсягів РПЧ з метою забезпечення операційної безпеки належить до повноважень ОСП. ОСП синхронної області мають право зазначити в Операційній угоді синхронної області додаткові характеристики РПЧ, необхідні для забезпечення операційної безпеки в синхронній області, з урахуванням встановленої потужності, структури і конфігурації споживання і генерації синхронної області. Ці додаткові характеристики РПЧ визначаються, зокрема, географічним розподілом одиниць генеруючої потужності, або одиниць споживання тощо. Постачальник РПЧ повинен вести моніторинг активації РПЧ і забезпечити надання ОСП даних щодо активації РПЧ;

26) у виняткових випадках (технічні причини, географічний розподіл генеруючих одиниць або одиниць споживання) з метою забезпечення операційної безпеки ОСП, до якого підключено РПЧ, має право виключити постачальників РПЧ з процесу регулювання;

27) управління резервами одиниці чи групи постачання РПЧ може здійснюватися тільки одним ОСП;

28) до нормованого первинного регулювання залучаються генеруючі одиниці типу С та D, що відповідають вимогам роботи у режимі нормованого первинного регулювання, встановленим підпунктом 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу. Такі генеруючі одиниці мають відповідати вимогам чинних нормативно-технічних документів щодо характеристик маневреності (ГКД "Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги", Норми мінімально допустимих навантажень енергоблоків, Норми максимально допустимих швидкостей зміни навантаження при роботі енергоблоків 160-800 МВт у регулювальному діапазоні). Усі генеруючі одиниці типу С та D, не виділені для нормованого первинного регулювання, мають брати участь у загальному первинному регулюванні;

29) обладнання енергоблоків АЕС та їх системи регулювання мають забезпечувати первинне регулювання в заданих діапазонах без порушення діючих відповідних технологічних регламентів безпечної експлуатації енергоблоків АЕС з реакторами типів ВВЕР-1000 та ВВЕР-440.

8.4.3. Вимоги до вторинного регулювання частоти та резервів відновлення частоти (резерв вторинного регулювання):

1) вторинне регулювання провадиться для:

підтримки частоти в допустимих межах;

підтримки балансу потужності ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області шляхом регулювання заданого з частотною корекцією сумарного зовнішнього перетоку ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області;

підтримки сальдо перетоків потужності по внутрішніх та зовнішніх зв’язках і перетинах у допустимих діапазонах;

забезпечення відновлення резервів первинного регулювання;

2) в ОЕС України/блоку регулювання/синхронній області має безперервно здійснюватися:

вторинне регулювання частоти в ОЕС України у режимі відокремленої роботи;

регулювання обмінної потужності із суміжними блоками регулювання/енергосистемами синхронної області з частотною корекцією в режимі синхронної роботи;

обмеження перетоків потужності по внутрішніх зв’язках і перетинах;

3) порядок організації вторинного регулювання частоти в синхронній області має спільно встановлюватися ОСП країн, енергосистеми яких працюють синхронно;

4) у результаті дії системи вторинного регулювання сумарний зовнішній переток ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області має підтримуватися на заданому рівні за номінальної частоти. При цьому внутрішні порушення балансу потужності ОЕС України/блоку регулювання/енергосистем синхронної області мають усуватися відповідними ОСП за час, не більший 15 хвилин;

5) система вторинного регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області не має реагувати на небаланси потужності, що виникли в сусідніх блоках регулювання/енергосистемах синхронної області. У той же час система вторинного регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області має не перешкоджати дії первинного регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області. У міру того як вторинне регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області, впливаючи на свої генеруючі одиниці, компенсує небаланс потужності, що в ній виник, резерви підтримання частоти мають відновлюватися до початкових значень;

6) в ОЕС України ОСП має визначити лінії електропередачі і внутрішні та міждержавні перетини, перевантаження яких можуть призвести до порушення стійкості синхронної роботи. На цих лініях електропередачі і в перетинах має бути організоване автоматичне обмеження перетоків (АОП) або оперативне обмеження перетоків. У складі САРЧП має бути передбачено швидкодіючі АОП по цих лініях і перетинах, виконані у вигляді інтегральних регуляторів з регульованою зоною нечутливості;

7) перевантаження мають виявлятися і ліквідовуватися АОП, а за його відсутності/неефективності - оперативно за мінімальний час, але не більше 20 хвилин у статичних режимах. Для перетинів, зазначених у підпункті 6 цього підпункту, ОСП повинен визначити електростанції вторинного регулювання з розміщенням на них резерву відновлення частоти, достатнього для запобігання (ліквідації) перевантаження;

8) вторинне регулювання заданого сумарного зовнішнього перетоку з частотною корекцією має виконуватися за критерієм характеристик мережі, при цьому регульованим параметром (що підлягає зведенню до нуля) є помилка регулювання області G (АСЕ). Помилка регулювання області G обчислюється за формулою

де

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

Pпл - помилка регулювання перетоку, МВт;

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

Kч - заданий коефіцієнт частотної корекції, МВт/Гц;

Kч x Df - поточна частотна корекція (помилка регулювання частоти), МВт. Помилка регулювання блоку регулювання/синхронної області G є позитивною в разі виникнення у блоці регулювання/синхронній області надлишку потужності, що генерується.

Помилка регулювання блоку регулювання/синхронної області має усуватись із заданою точністю і швидкодією;

9) в оперативно-інформаційних комплексах ОСП має бути передбачено формування і відображення інформації про поточне значення АСЕ блоку регулювання/синхронної області для здійснення оперативного регулювання заданого перетоку з частотною корекцією;

10) у разі відділення ОЕС України від синхронної області на роботу в ізольованому режимі вторинне регулювання ОЕС має забезпечити перехід на астатичне регулювання частоти. У разі з’єднання ОЕС України на паралельну роботу з синхронною областю вторинне регулювання має бути переведене в режим регулювання сумарного зовнішнього перетоку потужності блоку регулювання/синхронної області з узгодженою частотною корекцією;

11) для забезпечення астатичного регулювання частоти ОЕС України або її частин в ізольованому/острівному режимі роботи або сумарного зовнішнього перетоку з корекцією по частоті (зведення відхилення регульованого параметра до нуля) у блоці регулювання/синхронній області вторинне регулювання ОЕС має здійснюватися центральним, інтегральним (пропорційно-інтегральним) регулятором, установленим у диспетчерському центрі ОСП, який працює в режимі реального часу в замкнутому контурі регулювання з об’єктом;

12) інформаційний обмін між центральним регулятором САРЧП і об’єктами регулювання має бути забезпечено окремою системою збору і передавання інформації (СЗПІ) для САРЧП. Не допускається використання виділених каналів і окремих елементів СЗПІ для цілей, відмінних від збору і передавання даних про режим системи передачі і керуючих дій для одиниць керування, графіків навантаження;

13) резерв вторинного регулювання для області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС"/блока регулювання/синхронної області на завантаження і розвантаження виділених електростанцій для вторинного регулювання має створюватися і постійно підтримуватися для забезпечення цілей, зазначених у підпункті 1 цього підпункту;

14) величина необхідного РВЧ в області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС"/блоці регулювання/синхронній області має бути достатньою для компенсації:

нерегулярних коливань небалансу потужності;

динамічної похибки регулювання балансу потужності в години змінної частини графіка навантаження;

найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання (критерій надійності N-1) в області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС"/блоці регулювання/синхронній області;

15) РВЧ може складатися з резервів, що активуються в автоматичному (аРВЧ) та ручному (рРВЧ) режимах. Величина мінімального аРВЧ R визначається за формулою

де

Pмакс - максимум навантаження в ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області, МВт;

а = 10 МВт і b = 150 МВт - емпірично підібрані коефіцієнти.

Якщо розрахунковий небаланс потужності в ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області, пов’язаний з втратою генерації, більше величини R, то величина резерву на завантаження має прийматися такою, що дорівнює величині даного розрахункового небалансу. Далі R порівнюється з:

величиною встановленої потужності найпотужнішого енергоблока в ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області;

величиною потужності найбільш потужного вузла споживання електричної енергії, втрата якого можлива в разі вимкнення одного елемента мережі.

Остаточна величина РВЧ визначається як найбільші за модулем величини з цих двох складових, при цьому діапазон вторинного регулювання може бути несиметричним;

Для області регулювання "острів Бурштинської ТЕС":

принцип визначення РВЧ відповідає вимогам Каталогу заходів для включення на паралельну роботу південно-західної частини української енергосистеми, області регулювання "острову Бурштинської ТЕС" з CENTREL/UCPTE та дорівнює потужності найбільш потужного працюючого блока;

аРВЧ повинен становити ±10 % від покриття області регулювання "острів Бурштинської ТЕС".

Величина рРВЧ для області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС" розраховується як різниця між розрахунковою величиною РВЧ та розрахованою величиною аРВЧ;

16) розрахункова величина РВЧ визначається виходячи з необхідності компенсації найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання та має становити:

для області регулювання ОЕС України:

на завантаження - 1000 МВт;

на розвантаження - 500 МВт;

для області регулювання "острів Бурштинської ТЕС":

на завантаження - обсяг резерву визначається відповідно до алгоритму, визначеного у підпункті 15 цього підпункту;

на розвантаження - 100 МВт.

В ОЕС України РВЧ орієнтовно має розміщатися в окремі періоди не менше ніж на 30 генеруючих одиницях;

17) в області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС" вибір одиниць постачання РВЧ, визначення для них діапазонів вторинного регулювання та РВЧ на завантаження і розвантаження здійснюється ОСП відповідно до Правил ринку.

До автоматичного вторинного регулювання слід залучати маневрені генеруючі одиниці, а також споживачів з регульованим навантаженням, які задовольняють вимогам автоматичного вторинного регулювання, здатних під дією центрального регулятора змінити потужність у межах заданого вторинного резерву. Генеруючі одиниці, що залучаються до вторинного регулювання, мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів щодо характеристик маневреності (Норми мінімально допустимих навантажень енергоблоків, Норми максимально допустимих швидкостей зміни навантаження при роботі енергоблоків 160-800 МВт у регулювальному діапазоні).

Під час вибору електростанцій для вторинного регулювання і розміщенні на них вторинних резервів слід ураховувати їх маневреність і регулювальні можливості, при цьому вторинні резерви мають розміщуватися на електростанціях так, щоб їх можна було б використовувати для розвантаження переобтяжених зв’язків і перетинів;

18) електростанції та енергоблоки (агрегати), що залучаються до вторинного регулювання, мають:

забезпечити виконання технічних вимог до вторинного регулювання, встановлених ОСП відповідно до вимог цього Кодексу;

встановити і забезпечити експлуатацію устаткування СЗПІ і апаратури, яка реєструє фактичне залучення електростанції і кожного енергоблока (агрегата) до регулювання, приймає сигнали керування від центрального регулятора (САРЧП), обмінюється інформацією з цим центральним регулятором (САРЧП) і відповідає вимогам, установленим ОСП відповідно до вимог цього Кодексу;

19) мінімальні технічні вимоги для РВЧ повинні бути такими:

активація одиниці (групи) надання РВЧ повинна відбуватись відповідно до заданої уставки, отриманої від ОСП з затримкою, що не перевищує 30 секунд;

час введення в дію (повної активації) РВЧ не більше 15 хвилин;

стійка видача РВЧ з моменту введення в дію (до введення в дію необхідного РЗ), тобто не менше 60 хвилин;

точність вимірювання активної потужності одиниці (групи) надання РВЧ та точність підтримання заданої потужності повинні бути не гіршими ніж ± 1,0 % від номінальної потужності одиниці (групи) надання РВЧ;

вимірювання параметрів і передавання інформації мають проводитися з циклом, не більшим ніж 1 секунда;

одиниця (група) постачання РВЧ повинна виконувати вимоги зі швидкості зміни навантаження;

20) кожен постачальник РВЧ повинен:

підтвердити, що його одиниці (групи) постачання РВЧ виконують мінімальні технічні вимоги до РВЧ та вимоги до готовності РВЧ;

повідомляти ОСП про зниження фактичної готовності або аварійне відключення своєї одиниці (групи, частини групи) постачання РВЧ якомога швидше.

8.4.4. Вимоги до третинного регулювання частоти та резервів заміщення:

1) для підтримання заданих величин РПЧ і РВЧ та відновлення цих резервів у разі їх використання у процесі регулювання частоти в ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області має здійснюватися третинне регулювання і створюватися резерв заміщення (на розвантаження і завантаження). Третинним регулюванням задається потужність генеруючих одиниць, відносно якої розміщуються діапазони первинного та вторинного регулювання;

2) планова потужність генеруючої одиниці або одиниці споживання, що бере участь у третинному регулюванні розраховується так, щоб забезпечувалась можливість використання заданих діапазонів РПЧ і РВЧ;

3) ОСП повинен застосовувати третинне регулювання до того, як буде вичерпано РВЧ. Третинне регулювання має використовуватись у разі зменшення РВЧ на завантаження або розвантаження до 20 % від необхідного обсягу. При цьому ОСП повинен розраховувати команду на активацію резерву заміщення так, щоб не пізніше 30 хвилин від її видачі повністю відновити РВЧ;

4) для забезпечення третинного резерву для відновлення регулювальних можливостей первинного і вторинного регулювання мають використовуватися:

пуск резервних генеруючих одиниць;

зупинка працюючих генеруючих одиниць;

пуск у генераторному або насосному режимі агрегатів ГАЕС;

завантаження/розвантаження генеруючих одиниць;

вимкнення/увімкнення одиниць споживання;

зміна графіків обміну перетоків потужності з іншими енергосистемами;

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

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

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

на завантаження - не менше 1000 МВт;

на розвантаження - не менше 500 МВт;

для області регулювання "острів Бурштинської ТЕС":

на завантаження - обсяг резерву визначається аналогічно до алгоритму, визначеного у підпункті 15 підпункту 8.4.3 цієї глави;

на розвантаження - 100 МВт;

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

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

8.5. Вимоги до корекції синхронного часу

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

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

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

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

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

8.6. Співпраця з ОСР

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

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

9.1. Завдання регулювання напруги та реактивної потужності в ОЕС України

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

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

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

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

9.2. Засоби регулювання напруги та реактивної потужності

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

генеруючі одиниці виробників електричної енергії;

засоби компенсації реактивної потужності;

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

9.3. Критерії регулювання напруги та реактивної потужності

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

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

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

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

__________

Примітки:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

9.5. Порядок регулювання напруги та реактивної потужності

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

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

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

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

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

шини станцій з встановленою потужністю 100 МВт та більше.

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

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

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

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

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

9.6. Режими регулювання напруги та реактивної потужності

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

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

пристроями АРЗ генеруючих блоків;

перемикачами відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;

статичними компенсаторами реактивної потужності (СТАТКОМ, СТК тощо);

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

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

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

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

генеруючі одиниці;

перемикачі відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;

синхронні компенсатори;

статичні компенсатори реактивної потужності;

переведення генеруючого обладнання в режим СК;

шунтуючі реактори;

батареї конденсаторів;

перемикання ліній електропередачі.

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

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

1) для запобігання зниженню напруги нижче допустимих значень:

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

перемикання агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим виробництва;

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

запит про підтримку реактивною потужністю з суміжних енергосистем;

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

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

2) для запобігання підвищенню напруги вище допустимих значень:

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

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

перемикання агрегатів ГАЕС із режиму виробництва в насосний режим;

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

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

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

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

зміна положення перемикачів відгалужень трансформаторів без навантаження;

перемикання батарей конденсаторів без навантаження;

перемикання шунтуючих реакторів без навантаження.

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

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

мінімальну межу струму короткого замикання для правильного функціонування релейного захисту.

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

10.3. Розрахунки струмів короткого замикання необхідні для:

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

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

розрахунку заземлення;

встановлення впливу на лінії зв’язку;

налаштування релейного захисту;

вибору засобів обмеження струмів короткого замикання.

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

використовувати найбільш точні та якісні наявні дані;

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

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

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

допустимі рівні підвищення напруги на непошкоджених фазах мережі;

допустимі рівні напруги на нейтралях трансформаторів і автотрансформаторів;

допустимі параметри відновлювальної напруги під час вимикання струмів КЗ;

забезпечення селективності і чутливості релейних захистів;

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

надійність електропостачання споживачів;

статичну і динамічну стійкість електропередачі;

якість напруги та інші режимні фактори.

10.7. Заходи з обмеження струмів КЗ:

оптимізація структури і параметрів мережі;

стаціонарний та випереджувальний поділ мережі;

струмообмежувальні пристрої;

оптимізація режиму заземлення нейтралі.

10.8. Засоби обмеження струмів КЗ:

пристрої випереджувального поділу мережі;

струмообмежувальні реактори;

трансформатори і автотрансформатори з розщепленою обмоткою нижчої напруги;

трансформатори з підвищеною напругою короткого замикання;

безінерційні струмообмежувальні пристрої;

струмообмежувальні комутаційні апарати;

струмообмежувальні резистори;

вставки постійного струму;

вставки змінного струму непромислової частоти;

розземлення нейтралей частини трансформаторів;

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

автоматичне розмикання в аварійних режимах третинних обмоток трансформаторів.