1.12. Обучение, тренажерная подготовка и сдача экзаменов являются обязательными для тех сотрудников ОСП, которые отвечают за работу системы передачи и ее операционную безопасность и должны проводиться в соответствии с требованиями раздела XII настоящего Кодекса.
1.13. ОСП с целью урегулирования взаимоотношений с ОСП его синхронной области, касающиеся вопросов операционной безопасности заключает с ними Операционную соглашение синхронной области и Операционную соглашение блока регулирования.
2. Режимы системы передачи
2.1. Система передачи находится в нормальном режиме, если одновременно выполняются следующие условия:
напряжения и перетоки мощности находятся в пределах операционной безопасности, указанных в пункте 6.1 главы 6 этого раздела;
устоявшиеся отклонения частоты находятся в диапазоне ± 50 МГц;
резервы активной и реактивной мощности достаточны для регулирования в нормальном режиме и ликвидации аварийных ситуаций из перечня аварийных ситуаций, определенного в соответствии с пунктом 12.1 главы 12 настоящего раздела;
работа области регулирования, контролируемой ОСП, находится в пределах операционной безопасности даже после аварийной ситуации из перечня аварийных ситуаций, определенного в соответствии с пунктом 12.1 главы 12 этого раздела.
2.2. Система передачи находится в предаварийном режиме, если напряжения и перетоки мощности находятся в пределах операционной безопасности указанных в пункте 6.1 главы 6 этого раздела, но при этом происходит любое из следующих событий:
требования к резервам активной мощности не выполняются, дефицит резервов составляет более 20% от необходимых объемов (определенных этим Кодексом) в течение более 30 минут и без средств их замещения для любого из нижеследующих типов резервов: резервы поддержания частоты, резервы восстановления частоты и резервы замещения;
абсолютное значение отклонения частоты системы находится в пределах 100-200 МГц в течение периода времени, не превышающий 15 минут
по крайней мере одна аварийная ситуация из перечня аварийных ситуаций, определенного в соответствии с пунктом 12.1 главы 12 этого раздела, может привести к выходу за пределы операционной безопасности даже после проведения корректирующих действий.
2.3. Система передачи находится в аварийном режиме, если есть хотя бы одно из условий:
имеет место любое нарушение границ операционной безопасности, указанных в пункте 6.1 главы 6 этого раздела;
абсолютное значение отклонения частоты превышает 200 МГц;
по крайней мере одно мероприятие с Плана защиты энергосистемы является активированным;
нарушение функционирования программно-технических средств АСДУ, диспетчерской и технологической связи, каналов передачи данных продолжительностью более 30 минут, что приводит к потере функционала мониторинга состояния системы передачи (включая задачи оценки состояния сети и РЧП), управления оборудованием системы передачи, связи с региональными диспетчерскими центрами и других ОСП, инструментария для анализа операционной безопасности, средств, необходимых для обеспечения трансграничных рыночных операций.
2.4. Система передачи находится в режиме системной аварии (blackout state), если выполняется хотя бы одно из условий:
потеря более 50% потребления в контролируемой ОСП области регулирования;
отсутствие напряжения в течение 3 минут в контролируемой ОСП области регулирования, привела к запуску Плана восстановления.
2.5. Система передачи находится в режиме восстановления, если после пребывания в режиме системной аварии начала выполнять мероприятия по Плану восстановления.
2.6. ОСП должен в режиме реального времени определять режим системы передачи на основе контроля в реальном времени таких параметров внутри своей области регулирования и принимая во внимание измерения в реальном времени, осуществляемые в его области наблюдения:
перетоки активной и реактивной мощности;
напряжения на системах шин;
частота и ошибка области регулирования;
резервы активной и реактивной мощности;
генерация и потребление области регулирования.
2.7. Чтобы определить режим системы, ОСП должен по крайней мере каждые 15 минут выполнять оценку операционной безопасности в реальном времени путем мониторинга параметров, определенных в пункте 2.6 настоящей главы, на соответствие границам операционной безопасности, указанных в пункте 6.1 главы 6 этого раздела, учитывая влияние потенциальных корректирующих действий и мероприятий по Плану защиты энергосистемы. Также ОСП должен осуществлять мониторинг объемов доступных резервов.
2.8. Чрезвычайная ситуация в ОЭС Украины возникает, если система передачи переходит в режим системной аварии и продолжается до момента пока система передачи находится в режиме системной аварии или режиме восстановления. О возникновении чрезвычайной ситуации сообщается в соответствии с порядком, определенным в главе 1 раздела VIII настоящего Кодекса.
2.9. Если система передачи не находится в нормальном режиме и режим системы характеризуется как широкомасштабное состояние, ОСП должен:
информировать смежных ОСП о режиме своей системы передачи способом, определенный заключенным между ОСП и смежным ОСП соответствующим договором;
предоставлять дополнительную информацию смежным ОСП об элементах своей системы передачи, которые являются частью области наблюдения таких ОСП.
3. Корректирующие действия
3.1. Для вывода из работы и резерва объектов диспетчеризации инициатором работ (Пользователем или ОСП) подается заявка в подразделение диспетчерского управления ОСП или пользователя соответственно в оперативное подчинение объектов диспетчеризации.
3.2. Корректирующие действия, используемые ОСП должны быть согласованы с корректирующими действиями, которые обеспечивают достаточную пропускную способность межгосударственных связей.
3.3. ОСП должен применять такие принципы при активизации и координации корректирующих действий:
при нарушении операционной безопасности, не требующих привлечения других ОСП синхронной области для их ликвидации, ОСП должен разрабатывать, готовить и применять корректирующие действия для возвращения системы в нормальный режим и предотвращать распространение предаварийного или аварийного режима за пределы его области регулирования;
для нарушений операционной безопасности, требующих координации действий с другими ОСП синхронной области для их ликвидации, ОСП должен разрабатывать, готовить и применять корректирующие действия в координации с другими ОСП синхронной области.
3.4. При выборе соответствующих корректирующих действий ОСП должен применять следующие критерии:
активировать наиболее эффективные и экономичные корректирующие действия;
активизировать корректирующие действия, учитывая ожидаемый активации и срочность активации корректирующих действий;
учитывать риски отказов или перегрузки оборудования, а также ошибочных действий оперативного персонала при реализации корректирующих действий и их влияние на операционную безопасность;
минимизировать влияние на пропускную способность межгосударственных связей и смежные области регулирования.
4. Типы корректирующих действий
4.1. ОСП может применять следующие типы корректирующих действий:
изменение продолжительности плановых отключений или возврат в работу элементов системы передачи;
изменение положений РПН;
изменение положений ТПР;
изменение топологии;
переключение конденсаторов и реакторов;
применение устройств управления напряжением и реактивной мощностью на основе силовой электроники;
изменение реактивной мощности или заданного значения напряжения присоединенных к системе передачи генерирующих единиц;
пересчет на сутки вперед и внутришньодобово межгосударственной пропускной способности в соответствии с Правилами управления ограничениями и порядка распределения пропускной способности межгосударственных сечений;
перерасчет графиков нагрузок единиц поставки услуг по балансировке в области регулирования ОСП;
встречная торговля между пользователями смежных систем передач;
регулирования перетоков активной мощности вставки постоянного тока;
применение процедур управления отклонениями частоты (коррекция синхронного времени, ошибки области регулирования);
изменение распределенной межгосударственной пропускной способности;
ручное ограничение потребления в нормальном и предаварийном режиме.
5. Подготовка, применения и координация корректирующих действий
5.1. Для предотвращения ухудшения режима системы ОСП должен готовить и применять корректирующие действия в соответствии с принципами, изложенными в пункте 3.3 главы 3 настоящего раздела, на основе:
мониторинга и определения режимов системы в соответствии с требованиями главы 2 настоящего раздела;
анализа аварийных ситуаций в реальном времени;
анализа потенциальных аварийных ситуаций в процессе оперативного планирования.
5.2. Во время подготовки и применения корректирующих действий или мероприятия из Плана защиты энергосистемы, которые влияют на области регулирования других ОСП синхронной области, ОСП проводит совместно с привлеченными ОСП синхронной области оценки влияния такой корректирующих действий или мероприятия из Плана защиты энергосистемы на его области регулирования или соседние области регулирования и должен предоставлять другим вовлеченным ОСП синхронной области всю информацию о таком влиянии.
5.3. Во время подготовки и осуществления корректирующих действий, которая влияет на присоединенные к системе передачи / распределения электроустановки пользователей, оборудование которых находится в оперативном подчинении ОСП, ОСП должен, оценить влияние таких корректирующих действий совместно с соответствующими ОСР и пользователями системы передачи / распределения и выбирать корректирующие действия, способствующие поддержанию нормального режима и безопасной работы системы передачи и систем распределения. Пользователь системы передачи / распределения, оборудование которого находится в оперативном подчинении ОСП, должен предоставлять ему всю необходимую информацию для подготовки корректирующих действий.
5.4. ОСП должен обеспечить готовность, надежность и резервирование средств связи и следующих средств, которые необходимы для работы системы передачи:
средства для мониторинга текущего режима системы передачи, включая средства оценки состояния и средства для автоматического регулирования частоты и мощности;
средства для управления переключениями коммутационного оборудования, РПН трансформаторов и другого оборудования, которое предназначено для управления элементами системы передачи;
средства связи с диспетчерскими пунктами других ОСП синхронной области, ОСР и Пользователей;
программно-технические средства для анализа операционной безопасности;
механизмы и средства взаимодействия (связи) с другими ОСП синхронной области, необходимые для обеспечения осуществления межгосударственных рыночных операций.
6. Пределы операционной безопасности
6.1. ОСП должен определять границы операционной безопасности для каждого элемента своей системы передачи, в частности для:
диапазонов напряжения в соответствии с пунктом 9.3 главы 9 настоящего раздела;
диапазонов токов короткого замыкания в соответствии с пунктом 10.1 главы 10 этого раздела;
существующих ограничений с точки зрения тепловых характеристик элементов, включая допустимые перегрузки.
6.2. При определении границ операционной безопасности ОСП должен учитывать возможности пользователей системы передачи / распределения, оборудование которых находится в оперативном подчинении ОСП, для поддержания напряжения и частоты в нормальном и предаварийном режиме в допустимых пределах, которые не приводили к их отсоединения.
6.3. При реконструкции или модернизации любого оборудования или элемента системы передачи ОСП должен выполнить соответствующие расчеты и анализ и, в случае необходимости, обновить пределы операционной безопасности.
6.4. Для каждого межгосударственного связи ОСП должен согласовывать границы операционной безопасности с ОСП своей синхронной области.
7. План обеспечения безопасности для защиты критической инфраструктуры
7.1. ОСП должен составить План обеспечения безопасности для защиты критической инфраструктуры, содержащий идентификацию, отбор и определение приоритетности элементов критической инфраструктуры, которой владеет или управляет ОСП, оценку риска в обеспечении ее безопасности для критического имущества, находящегося во владении или эксплуатации ОСП по основным сценариям физической и кибернетической угрозы, а также План защиты энергосистемы в аварийных режимах.
7.2. ОСП при разработке Плана обеспечения безопасности для защиты критической инфраструктуры сотрудничает с соответствующими национальными органами власти (СНБО, КМУ, Регулятором, центральным органом исполнительной власти, который обеспечивает формирование и реализацию государственной политики в электроэнергетическом комплексе, центральным органом исполнительной власти, реализующим государственную политику в сфере надзора (контроля) в области электроэнергетики и т.д. в пределах компетенции каждого указанного государственного органа) и операторами критической инфраструктуры в других сферах (газ, нефть) для обеспечения комплексного подхода на национальном уровне и с ОСП синхронной области для обеспечения защиты критической инфраструктуры в сфере электроэнергетики на региональном уровне.
7.3. План обеспечения безопасности должен рассматривать потенциальное влияние на смежные взаимосвязаны системы передачи и включать организационные и физические меры, направленные на смягчение выявленных рисков.
7.4. План обеспечения безопасности имеет перечень критической инфраструктуры и меры безопасности. При идентификации, отборе и определении мер по защите различают:
1) постоянные меры безопасности, которые определяют необходимые инвестиции в безопасность и применяются постоянно и которые должны включать:
технические мероприятия (включая установление средств обнаружения, разграничение доступа, защиты и профилактики);
организационные (включая процедуры оповещения и управления кризисными ситуациями)
меры контроля и проверки;
обмена информацией;
повышение осведомленности и обучения;
безопасность информационных систем;
2) периодические меры безопасности, которые могут быть активизированы в соответствии с разного уровня риска и угрозы.
7.5. ОСП 1 раз в 2 года отчитывается по видам риска, угроз безопасности критической инфраструктуры центральному органу исполнительной власти, который обеспечивает формирование и реализацию государственной политики в электроэнергетическом комплексе, в рамках мониторинга безопасности поставок электрической энергии в соответствии с Законом Украины «О рынке электрической энергии».
8. Регулирование частоты и активной мощности
8.1. общие положения
8.1.1. Эта глава определяет минимальные требования и принципы регулирования частоты и мощности и резервов, являются обязательными для ОСП и пользователей, которые предоставляют резервы мощности.
8.1.2. Выполнение требований этой главы обеспечивает:
поддержания частоты на номинальном уровне и эффективное использование резервов для поддержания надежной работы ОЭС Украины;
регулирования межгосударственных перетоков мощности;
организацию взаимодействия ОСП с пользователями, которые предоставляют резервы мощности в реальном времени.
8.1.3. Требования, установленные в этой главе, и их применение основываются на принципе недискриминации и прозрачности, а также принципе оптимизации между высшей общей эффективностью и низкой общей стоимостью для ОСП.
8.1.4. Обоснованные расходы, связанные с обязательствами, указанными в этой главе, которые несет ОСП, подлежат возмещению в тарифе на услуги по диспетчерского (оперативно-технологического) управления.
8.1.5. ОСП и Пользователи должны сохранять конфиденциальность информации и данных, предоставленных им в соответствии с настоящей главой, и использовать их исключительно в соответствии с требованиями, установленными в настоящей главе.
8.1.6. Операционная соглашение синхронной области в соответствии с пунктом 1.13 главы 1 настоящего раздела по регулированию частоты и мощности должна включать:
правила определения объемов, распределения и мест размещения по выполнению резервов мощности и их характеристик;
определение параметров качества частоты в синхронной области и расчеты ошибки области регулирования (ACE)
схема организации системы регулирования частоты и мощности;
расчеты программ обмена электрической энергией между областями регулирования;
требования о наличии, надежности и избыточности программно-технических средств и средств связи для регулирования частоты и мощности;
правила работы в нормальном и аварийном режимах;
условия трансграничной активации резервов мощности.
8.1.7. Операционная соглашение блока регулирования, заключенное в соответствии с пунктом 1.13 главы 1 настоящего раздела по регулированию частоты и мощности, имеет кроме требований, установленных в подпункте 8.1.6 настоящего пункта, включать:
требования к мониторингу блока регулирования;
ограничения скорости изменения активной мощности в блоке регулирования;
распределение ответственности между ОСП блока регулирования;
координацию действий по уменьшению ошибки регулирования блока.
8.1.8. ОСП имеет право при необходимости заключать с другими ОСП своей синхронной области договоры, касающиеся межгосударственной торговли резервами мощности, и / или с другими субъектами хозяйствования договора по урегулированию отклонений от запланированных межгосударственных перетоков.
8.2. Показатели качества частоты
8.2.1. Целевые показатели частоты для ОЭС Украины:
номинальная частота 50 Гц
нормальный диапазон отклонений частоты от номинальной ± 50 МГц;
максимальное мгновенное (динамическое) отклонение частоты - 800 МГц;
максимальное установившееся (квазистатических) отклонение частоты - 200 МГц;
время восстановления частоты 15 минут
выдержка времени начала оповещения других ОСП синхронной области - 5 минут
максимальное количество минут за пределами нормального диапазона частоты - 15000 в год.
8.2.2. ОСП должен обеспечивать такие параметры ACE:
количество 15-минутных интервалов за год, в которых частотная составляющая ACE превышает отклонение ± 200 МГц, должна составлять менее 30% от количества 15-минутных интервалов в год;
количество 15-минутных интервалов за год, в которых частотная составляющая ACE превышает отклонение ± 500 МГц, должна составлять менее 5% от количества 15 минутных интервалов в год.
8.2.3. Если ОСП входит в блок регулирования, состоящий более чем из одной области регулирования, он должен указать в операционной соглашении блока регулирования значения параметров ACE для каждой области регулирования.
8.2.4. Оценка качества частоты выполняется на основе данных о мгновенные значения частоты и мгновенные значения отклонений частоты в соответствии с критериями оценки качества частоты. Точность измерения значений мгновенной частоты и мгновенных значений частотной составляющей ACE, что измеряется в Гц, должна быть не хуже 1 МГц, а цикличность измерений и передачи значений не должна превышать 1 секунду.
8.2.5. Критерии оценки качества регулирования частоты должны включать:
среднее значение частоты на интервалах: 10 минут, 1:00, 1 сутки, 1 месяц, 1 год
среднеквадратичные отклонения частоты на интервалах: 10 минут, 1:00, 1 сутки, 1 месяц, 1 год
интегральная продолжительность нахождения частоты в определенном диапазоне значений в течение суток, месяца (гистограммы частоты)
количество отклонений и отрезки времени, в течение которых отклонения частоты превышают ± 50 МГц, ± 200 МГц от номинального значения (отдельно для отрицательных и положительных мгновенных отклонений частоты)
количество событий, в которых абсолютное значение мгновенного отклонения частоты превышало 200% от среднеквадратичного отклонения частоты и не было возвращено до значения 50% от среднеквадратичного отклонения частоты, в течение 15 минут отдельно для отрицательных и положительных отклонений частоты;
количество и продолжительность коррекции (поправок) частоты;
экстремумы (максимум и минимум) частоты за минувшие сутки с фиксацией времени экстремумов;
отклонение синхронного (электрического) времени от астрономического на текущий момент нарастающим итогом за сутки, месяц, год;
количество раз в течение месячного периода, если среднее за минуту значение ACE превышало значения 60% мощности резерва восстановления частоты и не вернулось к значению 15% мощности РВЧ течение 15 минут, отдельно для положительных и отрицательных значений ACE.
8.2.6. Если рассчитаны за последний календарный год значения показателей качества регулирования частоты находятся за пределами установленных целевых показателей, ОСП должен проанализировать причины, разработать рекомендации и меры по выполнению целевых показателей в будущем.
8.2.7. ОСП должен определять в операционной соглашении блока регулирования такие меры для устранения ACE (уменьшение до нуля) блока регулирования и уменьшения отклонений частоты, учитывая технологические ограничения генерирующих единиц, СНЕ и единиц потребления:
обязательства по скорости изменения нагрузки, а также по времени начала изменения нагрузки;
координация изменения нагрузки генерирующих единиц, СНЕ и единиц потребления в блоке регулирования.
8.3. Структура регулирования частоты и мощности, структура ответственности за процесс регулирования
8.3.1. Регулирование частоты и мощности в ОЭС Украины должно быть обеспечено для таких режимов:
обособленной работы ОЭС Украины от энергосистем других стран;
параллельной работы ОЭС Украины с энергообъединением ENTSO-E (ОЭС Украины может выполнять функцию области регулирования или, по заключенному договору, блока регулирования в энергообъединении)
абзац четвертый исключен.
8.3.2. Функциональную структуру построения системы регулирования частоты и мощности в ОЭС Украины приведен на рисунке 18.
Рисунок 18
8.3.3. Мероприятия по регулированию осуществляются на разных последовательных этапах, каждый из которых имеет различные характеристики и качества, и все они взаимосвязаны:
первичная регулировка начинается в течение 0,1-2 секунды с учетом соответствующих технических требований к электроустановкам, определенных разделом III настоящего Кодекса, как совместное действие всех участников параллельной работы;
вторичное регулирование вводится в действие централизованно в блоке регулирования / синхронной области в течение нескольких десятков секунд, высвобождает первичное регулирование, восстанавливает нормальные параметры частоты и сальдо внешних перетоков;
третичное регулирование вводится в действие в блоке регулирования / синхронной области и высвобождает вторичное регулирование централизованным перепланировкой генерации / внешних перетоков / потребления;
регулирования времени исправляет глобальные отклонения синхронного времени за длительный период.
8.3.4. ОСП должен обеспечить качественное регулирование частоты и мощности в своей области регулирования (ОЭС Украины) с соблюдением плановых значений межгосударственных обменов.
8.3.5. ОСП для своего блока регулирования должен согласовать в Операционной соглашении блока регулирования распределение обязанностей между ОСП этого блока регулирования.
8.3.6. ОСП для своей синхронной области должен согласовать в Операционной соглашении синхронной области распределение обязанностей между ОСП синхронной области.
8.3.7. Процесс первичного регулирования (поддержки частоты) заключается в содержании частоты и уменьшение отклонений частоты от номинального значения за счет активации РПЧ (резервов первичного регулирования). Этот процесс начинается автоматически в течение нескольких секунд с момента отклонения частоты от номинального значения и децентрализовано привлекает РПЧ в синхронной области пропорционально величине отклонения частоты и действует до возвращения частоты до номинального значения в результате воздействия вторичного регулирования.
8.3.8. Процесс вторичного регулирования (восстановление частоты) заключается в возвращении частоты до номинального значения при одновременном возвращении межгосударственных обменов плановых значений (при синхронной работе с энергосистемами других государств) путем сведения ошибки области регулирования АСЕ до нуля в течение времени восстановления частоты (не более 15 минут), а также в восстановлении активированного РПЧ путем активации РВЧ (резервов вторичного регулирования).
Абзацы второй - восьмой исключены.
8.3.9. Процесс третичного регулирования (замещения резервов) состоит в постепенном восстановлены активированных РПЧ и РВЧ путем активации РЗ (резервов третичного регулирования). Третичное регулирование может осуществляться вручную в соответствии с оперативными командами ОСП или автоматически.
8.3.10. Для урегулирования отклонений от запланированных межгосударственных перетоков (обменов) ОСП может применять процесс урегулирования небалансов (внеплановых отклонений).
8.3.11. ОСП имеет право осуществлять процесс урегулирования небалансов из ОСП его блока регулирования / синхронной области, определяется в Операционной соглашении блока регулирования / синхронной области. Процесс урегулирования небалансов осуществляется за счет применения компенсационной программы на безвозмездной основе.
8.3.12. ОСП участвует в процессе урегулирования небалансов таким образом, чтобы не влиять на стабильность регулирования частоты синхронной области и операционную безопасность своей области регулирования и смежных областей регулирования.
8.3.13. ОСП должен реализовать обмен мощностью для урегулирования небалансов области регулирования таким образом, чтобы не превышать фактическое количество активаций РВЧ, необходимых для регулирования АСЕ этой области регулирования к нулю без обмена мощностью для урегулирования небалансов.
8.3.14. ОСП, если он участвует в процессе урегулирования небалансов, должен обеспечить, чтобы сумма всех обменов мощностью для урегулирования небалансов равна нулю.
8.3.15. Если область регулирования ОСП входит в блок регулирования и РВЧ также, как и РЖД, рассчитывается на основе небалансов блока регулирования, ОСП осуществляет процесс взаимозачета небалансов и взаимообмена в максимально возможном объеме с другими областями регулирования своего блока регулирования.
8.3.16. В случае возникновения предаварийного, аварийного режима работы или режима системной аварии и исчерпания резервов регулирования частоты и мощности в ОЭС Украины или системе передачи смежного ОСП ОСП имеет право использовать аварийную помощь от смежных ОСП или предоставлять аварийную помощь смежным ОСП в соответствии с договорами, заключенными с этими смежными ОСП или с другими субъектами хозяйствования, уполномоченными на подписание таких договоров в соответствии с действующими нормативно-правовых актов сопредельных стран.
8.3.17. Процесс предоставления / получения аварийной помощи к / от смежных ОСП не должен влиять на стабильность регулирования частоты ОЭС Украины и синхронной области, а также на операционную безопасность.
ОСП синхронной области осуществляют компенсацию внеплановых отклонений межгосударственных обменов электрической энергии или предоставления / получения аварийной помощи путем изменения планового значения активной мощности межгосударственного перетока и времени его применения для расчета АСЕ при регулировании частоты и мощности.
8.3.18. ОСП в процессе урегулирования небалансов и предоставления / получения аварийной помощи должен предоставлять заинтересованным ОСП своей синхронной области:
все входные данные, необходимые для исчисления обменов мощности с учетом операционной безопасности и выполнения в режиме реального времени анализа операционной безопасности;
отвечать за расчеты обменов мощностью, обеспечивать операционную безопасность.
8.3.19. ОСП должен определить в Операционной соглашении синхронной области минимальные требования к наличию, надежности и резервованости программно-аппаратных средств и средств связи необходимых для урегулирования небалансов межгосударственных обменов и предоставления / получения аварийной помощи смежным ОСП, в частности:
точность, цикличность, резервованисть телеизмерений значений перетоков активной мощности по межгосударственным линиям электропередач;
наличие и резервованисть каналов передачи данных;
протоколы информационного обмена.
8.3.20. ОСП должен определить дополнительные требования к готовности, надежности и резервованости технической инфраструктуры в Операционной соглашении блока регулирования.
8.3.21. ОСП должен:
обеспечивать достаточное качество и надежность осуществления расчета АСЕ;
осуществлять мониторинг качества расчета АСЕ в режиме реального времени;
принимать меры в случае ошибок при расчете АСЕ;
не менее одного раза в год выполнять постфактум мониторинг качества расчета АСЕ путем сравнения фактических значений сальдо перетоков с плановыми (договорным) значениями.
8.4. Регулирование частоты и мощности
8.4.1. Режимы системы, связанные с частотой системы
1) ОСП должен:
осуществлять управление ОЭС Украины с достаточными резервами активной мощности на погрузку / разгрузку для обеспечения баланса между производством и потреблением в пределах своей области регулирования;
обеспечить качественное регулирование частоты в синхронной области в сотрудничестве со всеми ОСП синхронной области;
обеспечить обмен данными в режиме реального времени с другими ОСП синхронной области, которые должны включать:
режим работы системы передачи,
фактические значения АСЕ блока регулирования / синхронной области;
обеспечить меры, при которых время существования АСЕ вне зоны нечувствительности не превышала 15 минут
2) ОСП должен определить в Операционной соглашении синхронной области процедуры управления для предаварийного режима за нарушения границ отклонения частоты системы. Процедуры управления должны быть направлены на уменьшение отклонения частоты системы с целью восстановления состояния системы до нормального и ограничения риска вхождения в аварийный режим. Процедуры управления должны предусматривать право ОСП отклоняться от обычного процесса восстановления частоты;
3) если система работает в предаварийном режиме из-за недостатка резервов активной мощности соответственно, ОСП должен в тесном сотрудничестве с другими ОСП своей синхронной области и ОСП других синхронных областей принять меры для восстановления и замены необходимых уровней активных резервов мощности. Для этого ОСП имеет право требовать от пользователей системы передачи / распределения изменения производства или потребления электрической энергии в пределах своей области управления, чтобы уменьшить или устранить нарушения требований, касающихся резерва активной мощности;
4) ОСП имеет право требовать от пользователей системы передачи / распределения изменения производства или потребления электрической энергии, если:
средняя за 1 минуту АСЕ в его блоке регулирования выше диапазона АСЕ 2-го уровня в течение времени, необходимого для восстановления частоты, и если ОСП не ожидает, что АСЕ будет достаточно уменьшена путем активации имеющихся регулирующих резервов (в том числе и трансграничных)
АСЕ превышает 25% от расчетного небаланса синхронной области более 30 минут подряд и если ОСП не ожидает, что АСЕ будет достаточно уменьшена путем активации имеющихся регулирующих резервов (в том числе и трансграничных).
8.4.2. Требования к первоначальному регулирования частоты и РПЧ (резерв первичного регулирования):
1) различают общее и нормированное первичное регулирование частоты в ОЭС Украины.
Участие в общем первичном регулировании является обязательным условием для генерирующих единиц типа В, С, D и СНЕ типа А1, A2, В, С, D, работающих в составе ОЭС Украины.
Все генерирующие единицы типа В, С, D и СНЕ типа А1, A2, В, С, D должны постоянно участвовать в общем первичном регулировании;
Во время системных испытаний в изолированном (островном) режиме работы ОЭС Украины/блока регулирования единицы предоставления ВУ, имеющие действующее Свидетельство о соответствии требованиям к ВУ с РПЧ, должны обеспечить предоставление ВУ с РПЧ в полном объеме (независимо от того были проданы эти объемы на соответствующих аукционах на ВУ) с учетом доведенного ОСП баланса мощности в соответствии с программой системных испытаний в настоящее время и оперативных команд диспетчера ОСП;
2) общее первичное регулирование частоты в ОЭС Украины должно осуществляться с целью сохранения энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при аварийных отклонений частоты;
3) нормированное первичное регулирование должно обеспечить устойчивую выдачу необходимого РПЧ с момента отклонения частоты от номинальной на величину установленной мертвой зоны частотной характеристики и более и его поддержания до возвращения частоты в пределы установленной мертвой зоны частотной характеристики в результате действия вторичного регулирования, то есть в течение не менее 15 минут. Заданная величина РПЧ должна контролироваться и поддерживаться оперативным персоналом электростанции на генерирующих единицах, УХЭ, единицах потребления, привлеченных к нормированному первичному регулированию;
4) в случае расчетного аварийного небаланса мощности первичное регулирование должно содержать квазистатическая отклонения частоты в пределах 50 ± 0,2 Гц и динамическое отклонение частоты в пределах 50 ± 0,8 Гц;
5) в случае отклонения частоты от номинальной свыше 200 мГц до частот, определенных подпунктом 1 пункта 2.3 главы 2, пунктом 3.1 главы 3, подпунктом 1 пункта 4.1 главы 4 и подпунктом 1 пункта 6.3 Главы 6 раздела III настоящего Кодекса, генерирующие единицы, системы ПТВН, УХЭ, единицы потребления, привлеченные к нормированному первичному регулированию, не должны ограничивать выдачу установленного (фиксированного) РПЧ и дополнительной регулирующей мощности с неизменным значением статизма во всем диапазоне регулирования до возникновения технических ограничений (в зависимости от вида генерирующей единицы). В таком случае дополнительная регулирующая мощность в ОЭС Украины обеспечивается общим первичным регулированием;
6) после мобилизации первичных резервов устанавливается квазистатический баланс мощности при новом квазистатического значение частоты, отличного от номинального, поскольку первичное регулирование является статическим и зависимость величины отклонения частоты от величины небаланса мощности определяется крутизной СЧХ всей синхронной области;
7) для всех генерирующих единиц типа В, С, D и СНЕ типа А1, А2, B, C, D в ОЭС Украины (блока регулирования) нормой участия в общем первичном регулировании является обеспечение:
Действия первичного регулирования в пределах имеющегося диапазона автоматического регулирования с настройкой систем регулирования агрегатов (в том числе котлов на ТЭС или реакторов на АЭС) в соответствии с требованиями ГКД 34.20.507 и с настройкой систем регулирования СНЕ;
устойчивой выдачи имеющейся первичной регулирующей мощности с момента отклонения частоты от номинальной на ± 0,2 Гц и более и ко входу отклонения частоты в мертвую зону общего первичного регулирования ± 0,2 Гц, то есть не менее 15 минут
Динамика изменения первичной регулирующей мощности генерирующей единицы общего первичного регулирования определяется имеющимися системами регулирования и должен соответствовать требованиям ГКД 34.20.507, а для СНЕ определяется их имеющимися системами регулирования и требованиями настоящего Кодекса;
8) для всех генерирующих единиц типа В (в соответствии с их технической способностью), С, D и СНЕ типа А1, А2, B, C, D в ОЭС Украины во время системных испытаний в изолированном (островном) режиме работы ОЭС Украины/блока регулирование требования к участию в общем первичном регулировании является обеспечение:
