действия первичного регулирования в пределах существующего 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 УХЭ;
возможности гибкой настройки величины мертвой зоны в диапазоне от 0 до 0,2 Гц в срок, определенный в оперативном распоряжении ОСП, учитывающего техническую способность оборудования;
устойчивой выдачи имеющейся первичной регулирующей мощности при выходе частоты за пределы установленной мертвой зоны и до входа отклонения частоты в мертвую зону общего первичного регулирования в течение не менее 15 минут;
возможности изменять уставку эстетизма в диапазоне:
от 2% до 12% (для всех генерирующих единиц типа В, С, D в соответствии с их технической способностью),
от 0,1% до 12% (для УХЭ типа А1, А2, B, C, D) в срок, определенный в оперативном распоряжении ОСП, учитывающего техническую способность оборудования;
динамики изменения первичной регулирующей мощности генерирующей единицы общего первичного регулирования, определяемой их имеющимися системами регулирования, в частности для генерирующих единиц, имеющих действующее Свидетельство о соответствии требованиям ВУ с РПЧ - динамика изменения первичной регулирующей мощности согласно подпункту 13 настоящего подпункта, а для УХЭ определяется имеющимися у них системами регулирования и требованиями настоящего Кодекса;
9) запрещается использование устройств и систем автоматического управления, а также ведение режимов работы электростанций, энергоблоков (агрегатов), препятствующие изменению мощности при изменении частоты. С разрешения ОСП допускается кратковременное их использования в случае неисправности основного оборудования, чтобы предотвратить возникновение технологических нарушений или их ликвидации. После изменения мощности, обусловленной изменением частоты, оперативный персонал электростанций имеет право вмешиваться в процесс регулирования мощности только в следующих случаях:
после восстановления частоты 50,00 Гц;
с разрешения ОСП;
в случае выхода мощности за пределы, допустимые для оборудования;
в случае выхода скорости изменения мощности за пределы, допустимые для оборудования;
в случае возникновения угрозы нарушения технологического регламента безопасной эксплуатации энергоблока АЭС;
10) нормированное первичное регулирование должно обеспечивать устойчивую выдачу необходимого РПЧ и его удержание, начиная с момента отклонения частоты от номинальной на величину мертвой зоны частотной характеристики, установленной в соответствии с подпунктом 17 настоящего подпункта, и более, заканчивая полной компенсацией возникшего небаланса мощности и возвращением частоты в пределы установленной мертвой зоны частотной характеристики в результате действия вторичного регулирования, то есть в течение по крайней мере 15 минут;
11) величина первичной регулирующей мощности, выдаваемой в ОЭС Украины или в синхронную область при отклонении частоты, определяется величиной этого отклонения частоты и крутизной статической частотной характеристики (СЧХ) ОЭС Украины / синхронной области. Величина отклонения частоты в случае возникновения небаланса мощности определяется величиной этого небаланса и крутизной СЧХ ОЭС Украины / синхронной области;
12) значение крутизны СЧХ блока регулирования / синхронной области нормируются значениями коррекции по частоте в соответствии с требованиями блока регулирования / синхронной области, которые должны задаваться совместно ОСП стран работают синхронно, и периодически (не реже 1 раза в год) обновляться на основе фактических данных по крутизны СЧХ;
13) нормированная первичная регулирующая мощность, равная суммарному РПЧ ОЭС Украины / синхронной области, должна активироваться как можно быстрее без искусственной задержки (через 0,1-2 секунды) с момента отклонения частоты от номинальной на величину установленной мертвой зоны частотной характеристики и более.
В случае отклонения частоты, равной или превышающей 200 мГц, время ввода в действие суммарного РПЧ ОЭС Украины/синхронной области на 50% должно составлять не более 15 секунд, а всего суммарного необходимого РПЧ - не более 30 секунд. При этом активация всего суммарного РПЧ каждого ПВУ должна возрастать по крайней мере линейно с 15 до 30 секунд.
В случае отклонения частоты менее 200 мГц соответствующий активированный объем РПЧ должен быть по меньшей мере пропорционален согласно динамике во времени, как указано в абзаце втором настоящего подпункта.
Единица/группа снабжения РПЧ с энергоемкостью, не ограничивающая ее способность обеспечивать РПЧ, должна активировать РПЧ до тех пор, пока отклонение частоты от номинальной не будет меньше установленной мертвой зоны частотной характеристики.
Единица/группа снабжения РПЧ с энергоемкостью, ограничивающей ее способность обеспечивать РПЧ, должна активировать РПЧ до тех пор, пока отклонение частоты от номинальной не будет меньше установленной мертвой зоны частотной характеристики, до полного исчерпания энергоемкости в отрицательном или положительном направлении с учетом времени предоставления УЗЕ услуги с РПЧ, определенном в подпункте 5 пункта 6.3 Главы 6 раздела III настоящего Кодекса;
14) характеристики нормированного первичного регулирования в различных блоках регулирования / энергосистемах синхронной области должны быть по возможности аналогичными, чтобы избежать колебаний и динамического перераспределения первичной регулирующей мощности в процессе компенсации небаланса мощности блоков регулирования / синхронной области;
15) максимальный комбинированный эффект свойственной нечувствительности частотной характеристики и возможной умышленной мертвой зоны частотной характеристики регулятора (f нч ) единиц/групп поставки РПЧ не должен превышать 10 мГц;
16) точность локальных измерений частоты, используемые в первичных регуляторах частоты должна быть не хуже ± 0,01 Гц (желательно 0,001 Гц) с циклом обновления измерений частоты в диапазоне от 0,1 секунды до 1 секунды и отвечать цикла работы системы регулирования по помощью РПЧ, который не должен превышать 1 секунду
17) Величина мертвой зоны частотной характеристики (± f0 ) от номинальной частоты может устанавливаться ОСП в диапазоне от 0 до 200 мГц и по умолчанию равна 10 мГц, если иное не установлено по оперативному распоряжению ОСП;
18) статизм единицы / группы снабжения РПЧ должен быть способным изменяться в соответствии с требованиями, установленными в подпункте 5 пункта 2.3 главы 2 раздела III настоящего Кодекса для генерирующих единиц и подпункте 5 пункта 6.3 Главы 6 раздела III настоящего Кодекса для УХЭ, и должен обеспечить изменение мощности в пределах всего заданного РПЧ при отклонении частоты на 200 мГц от номинальной. Величина статизма определяет наклон статической частотной характеристики регулирования с помощью РПЧ. Величина статизма σ определяется по формуле
σ (%) = , |
где | Δ f | - | отклонение частоты в сети от номинальной, Гц; |
| f ном | - | номинальная частота 50 Гц; |
| Δ Рп | - | объем выдачи РПЧ единицей/группой снабжения РПЧ, МВт; |
| P ном | - | номинальная мощность единицы/группы снабжения РПЧ, МВт; |
19) первичное регулирование должно осуществляться изменением мощности генерирующей единицы, УХЭ, единицы потребления в зависимости от фактического отклонения частоты по статической характеристике. Для генерирующих единиц-согласно рисунку 3, для УЗЕ-по статической характеристике первичного регулирования согласно рисунку 15;
20) вывод единицы агрегации, генерирующей единицы, УХЭ, единицы потребления, из нормированного ППЧ самостоятельно агрегатором и/или владельцем генерирующей единицы, УХЭ, единицы потребления Запрещается и выполняется только по оперативной команде ОСП расширением мертвой зоны ППЧ до определенного им уровня;
21) величина необходимого суммарного РПЧ области регулирования на загрузку и разгрузку определяется расчетным небаланса мощности области регулирования или синхронной области при синхронной работе, который возникает в результате аварийного отключения наиболее мощного энергоблока или узла электропотребления, при котором РПЧ должен удержать квазистатическая отклонения частоты в пределах ± 0, 2 Гц;
22) необходим расчетный РПЧ должна распределяться между блоками регулирования / энергосистемами синхронной области пропорционально их годовом выработке электрической энергии. Коэффициенты распределения Си между ними общего необходимого резерва рассчитываются по формуле
Си = E и / E сумм,
где | Е i | - | годовая выработка электроэнергии в i-том блоке регулирования / итий энергосистеме синхронной области; |
| Е сумм | - | суммарное годовая выработка электроэнергии во всех блоках регулирования / энергосистемах синхронной области; |
23) РПЧ должен равномерно распределяться между электростанциями внутри области / блока регулирования и их единицами / группами поставки РПЧ с тем, чтобы мобилизация резерва была максимально быстрой и не вызывала перегрузки транзитных линий электропередачи и внешних связей. В ОЭС Украины РПЧ имеет размещаться на как можно большем количестве единиц / групп поставки РПЧ. Распределение РПЧ (согласование коэффициентов распределения) между блоками регулирования / энергосистемами синхронной области должно выполняться ежегодно совместно органами оперативно-диспетчерского управления стран, которые работают синхронно;
24) величина необходимого суммарного нормированного первичного резерва для области регулирования ОЭС Украины зависит от режима ее работы с энергосистемами других стран, которые влияют на величину принятого в синхронной области суммарного резерва первичного регулирования и коэффициента распределения Сi для области регулирования ОЭС Украины:
для работы в составе ENTSO-E составляет ±3000 МВт;
для изолированной работы ОЭС Украины (±1000 МВт).
Доля РПЧ, требуемая от ОСП в качестве первоначального обязательства и основывается на сумме нетто производства и потребления области его управления, разделенной на сумму нетто производства и потребления синхронной области в течение одного года;
25) принятые величины первоначальных обязательств по первичному резерву для ОЭС Украины в зависимости от режима ее работы:
в изолированном режиме работы ±1000 МВт. В этом режиме эта величина может быть общим объемом РПЧ и РВЧ;
в режиме синхронной работы с ENTSO-E приняты величины первоначальных обязательств по первичному резерву для ОЭС Украины в зависимости от режима ее работы определяются ОСП в соответствии с решением ассамблеи ENTSO-E и обнародуются на официальном вебсайте ОСП;
26) определение (изменение) характеристик и объемов РПЧ с целью обеспечения операционной безопасности относится к полномочиям ОСП. ОСП синхронной области имеют право указать в Операционной соглашении синхронной области дополнительные характеристики РПЧ, необходимые для обеспечения операционной безопасности в синхронной области, с учетом установленной мощности, структуры и конфигурации потребления и генерации синхронной области. Эти дополнительные характеристики РПЧ определяются, в частности, географическим распределением единиц генерирующей мощности, или единиц потребления и тому подобное. Поставщик РПЧ должен вести мониторинг активации РПЧ и обеспечить предоставление ОСП данных по активации РПЧ;
27) в исключительных случаях (технические причины, географическое распределение генерирующих единиц или единиц потребления) с целью обеспечения операционной безопасности ОСП, к которому подключен РПЧ, вправе исключить поставщиков РПЧ из процесса регулирования;
28) управление резервами единицы или группы поставки РПЧ может осуществляться только одним ОСП;
29) до нормированного первичного регулирования привлекаются генерирующие единицы типа В, С и D, соответствующие требованиям работы в режиме нормированного первичного регулирования, установленным подпунктом 5 пункта 2.3 главы 2 раздела III настоящего Кодекса, а также единицы СНЕ типа А2, B, С и D, которые соответствуют требованиям работы в режиме нормированного первичного регулирования, установленным подпунктом 3 пункта 6.3 главы 6 раздела III настоящего Кодекса. Такие генерирующие единицы должны отвечать требованиям действующих нормативно-технических документов относительно характеристик маневренности (ГКД 34.25.503-96 «Маневренность энергоблоков с конденсационными турбинами. Технические требования», утвержденный Министерством энергетики и электрификации Украины 1 сентября 1996, Нормы минимально допустимых нагрузок энергоблоков, Нормы максимально допустимых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160 - 800 МВт в регулирующем диапазоне). Все генерирующие единицы типа В, C и D и СНЕ, не предназначенных для нормированного первичного регулирования, должны принимать участие в общем первичном регулировании;
30) оборудования энергоблоков АЭС и их системы регулирования должны обеспечивать первичное регулирование в заданных диапазонах без нарушения действующих соответствующих технологических регламентов безопасной эксплуатации энергоблоков АЭС с реакторами типов ВВЭР-1000 и ВВЭР-440.
8.4.3. Требования к вторичному регулированию частоты и резервов восстановления частоты (резерв вторичного регулирования):
1) вторичное регулирование осуществляется для:
поддержания частоты в допустимых пределах;
поддержания баланса мощности ОЭС Украины / блока регулирования / синхронной области путем регулирования заданного с частотной коррекцией суммарного внешнего перетока ОЭС Украины / блока регулирования / синхронной области;
поддержки сальдо перетоков мощности по внутренним и внешним связям и сечениях в допустимых диапазонах;
обеспечения восстановления резервов первичного регулирования;
2) в ОЭС Украины / блока регулирования / синхронной области должен непрерывно осуществляться:
вторичное регулирование частоты в ОЭС Украины в режиме обособленной работы;
регулирования обменного мощности со смежными блоками регулирования / энергосистемами синхронной области с частотной коррекцией в режиме синхронной работы;
ограничения перетоков мощности по внутренним связям и сечениях;
3) порядок организации вторичного регулирования частоты в синхронной области имеет совместно устанавливаться ОСП стран, энергосистемы которых работают синхронно;
4) в результате действия системы вторичного регулирования суммарный внешний переток ОЭС Украины / блока регулирования / синхронной области должно поддерживаться на заданном уровне при номинальной частоты. При этом внутренние нарушения баланса мощности ОЭС Украины / блока регулирования / энергосистем синхронной области имеют устраняться соответствующими ОСП за время, не более 15 минут;
5) система вторичного регулирования ОЭС Украины / блока регулирования / синхронной области не должна реагировать на небалансы мощности, возникшие в соседних блоках регулирования / энергосистемах синхронной области. В то же время система вторичного регулирования ОЭС Украины / блока регулирования / синхронной области имеет не препятствовать действию первичного регулирования ОЭС Украины / блока регулирования / синхронной области. По мере того как вторичное регулирование ОЭС Украины / блока регулирования / синхронной области, воздействуя на свои генерирующие единицы, СНЕ, единицы потребления, компенсирует небаланс мощности в ней возник, РПЧ имеют восстанавливаться к исходным значениям;
6) в ОЭС Украины ОСП должен определить линии электропередачи и внутренние и межгосударственные сечения, перегрузки которых могут привести к нарушению устойчивости синхронной работы. На этих линиях электропередачи и в сечениях должно быть организовано автоматическое ограничение перетоков (АОП) или оперативное ограничения перетоков. В составе САРЧП должно быть предусмотрено быстродействующие АОП по этим линиям и сечениях, выполненные в виде интегральных регуляторов с регулируемой зоной нечувствительности;
7) перегрузки должны проявляться и ликвидироваться АОП, а при его отсутствии / неэффективности - оперативно за минимальное время, но не более 20 минут в статических режимах. Для сечений, указанных в подпункте 6 настоящего подпункта, ОСП должен определить электростанции вторичного регулирования с размещением на них резерва восстановления частоты, достаточного для предотвращения (ликвидации) перегрузки;
8) вторичное регулирование заданного суммарного внешнего перетока с частотной коррекцией должно выполняться по критерию характеристик сети, при этом регулируемым параметром (подлежащего возведению к нулю) является ошибка области регулирования G (АСЕ). Ошибка регулирования области G вычисляется по формуле
G = Δ P + Kч ⋅Δ f,
где | Δ P = P пл - P | - | отклонение фактического суммарного внешнего перетока мощности P от планового значения Р пл; |
| P пл | - | ошибка регулирования перетока, МВт; |
| Δ f = f - f с | - | отклонение фактического значения частоты f от заданного значения f с (нормально - 50,0 Гц, а в период коррекции синхронного времени - 50 ± 0,01 Гц) |
| K ч | - | заданный коэффициент частотной коррекции, МВт / Гц и / или отпускается в сеть; |
| K ч ⋅Δ f | - | текущая частотная коррекция (ошибка регулирования частоты), МВт. Ошибка регулирования блока регулирования / синхронной области G является положительной в случае возникновения в блоке регулирования / синхронной области избытка мощности, генерируемой. |
Ошибка регулирования блока регулирования / синхронной области имеет устраняться с заданной точностью и быстродействием;
9) в оперативно-информационных комплексах ОСП должно быть предусмотрено формирование и отображение информации о текущем значении АСЕ блока регулирования / синхронной области для осуществления оперативного регулирования заданного перетока с частотной коррекцией;
10) в случае отделения ОЭС Украины от синхронной области на работу в изолированном режиме вторичное регулирование ОЭС должно обеспечить переход на астатическая регулирования частоты. В случае соединения ОЭС Украины на параллельную работу с синхронной областью вторичное регулирование должно быть переведено в режим регулирования суммарного внешнего перетока мощности блока регулирования / синхронной области с согласованной частотной коррекцией;
11) для обеспечения астатического регулирования частоты ОЭС Украины или ее частей в изолированном / островном режиме работы или суммарного внешнего перетока с коррекцией по частоте (сведение отклонения регулируемого параметра к нулю) в блоке регулирования / синхронной области вторичное регулирование ОЭС должно осуществляться центральным, интегральным (пропорционально интегральный) регулятором, установленным в диспетчерском центре ОСП, который работает в режиме реального времени в замкнутом контуре регулирования с объектом;
12) информационный обмен между центральным регулятором САРЧП и объектами регулирования должно быть обеспечено отдельной системой сбора и передачи информации (СЗПИ) для САРЧП. Не допускается использование выделенных каналов и отдельных элементов СЗПИ для целей, отличных от сбора и передачи данных о режиме системы передачи и управляющих действий для единиц управления, графиков нагрузки;
13) резерв вторичного регулирования для ОЭС Украины / области регулирования / блока регулирования / синхронной области на загрузку и разгрузку выделенных электростанций для вторичного регулирования должен создаваться и постоянно поддерживаться для обеспечения целей, указанных в подпункте 1 настоящего подпункта;
14) величина необходимого РВЧ в ОЭС Украины / области регулирования / блоке регулирования / синхронной области должна быть достаточной для компенсации:
нерегулярных колебаний небаланса мощности;
динамической погрешности регулирования баланса мощности в часы переменной части графика нагрузки;
наиболее вероятной аварийной потери генерации или потребления (критерий надежности N-1) в области регулирования ОЭС Украины / области регулирования «остров Бурштынской ТЭС» / блоке регулирования / синхронной области;
15) РВЧ может состоять из резервов, активируются в автоматическом (аРВЧ) и ручном (рРВЧ) режимах. Размер минимального аРВЧ R определяется по формуле
где | P макс | - | максимум нагрузки в ОЭС Украины / блоке регулирования / синхронной области, МВт; |
| а = 10 МВт и b = 150 МВт | - | эмпирически подобранные коэффициенты. |
Если расчетный небаланс мощности в ОЭС Украины / блоке регулирования / синхронной области, связанный с потерей генерации, больше величины R, то величина резерва на загрузку должно приниматься равной величине данного расчетного небаланса. Далее R сравнивается с:
величиной установленной мощности самого мощного энергоблока в ОЭС Украины / блоке регулирования / синхронной области;
величиной мощности наиболее мощного узла потребления электрической энергии, потеря которого возможна в случае отключения одного элемента сети.
Окончательная величина РВЧ определяется как крупнейшие по модулю величины из этих двух составляющих, при этом диапазон вторичного регулирования может быть несимметричным;
Величина рРВЧ для области регулирования ОЭС Украины рассчитывается как разница между расчетной величиной РВЧ и рассчитанной величиной аРВЧ;
16) расчетная величина СВЧ определяется ОСП исходя из необходимости компенсации наиболее вероятной аварийной потери генерации или потребления и обнародуется на его вебсайте;
17) в области регулирования ОЭС Украины выбор единиц поставки РВЧ, определение для них диапазонов вторичного регулирования и РВЧ на загрузку и разгрузку осуществляется ОСП согласно Правил рынке.
К автоматического вторичного регулирования следует привлекать маневренные генерирующие единицы, СНЕ, а также регулируемое нагрузки потребителей, которые удовлетворяют требованиям автоматического вторичного регулирования, способных под действием центрального регулятора изменить мощность в пределах заданного вторичного резерва. Генерирующие единицы, привлекаемых к вторичному регулированию, должны отвечать требованиям нормативно-технических документов относительно характеристик маневренности (Нормы минимально допустимых нагрузок энергоблоков, Нормы максимально допустимых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160-800 МВт в регулировочном диапазоне).
При выборе электростанций для вторичного регулирования и размещении на них вторичных резервов следует учитывать их маневренность и регулировочные возможности, при этом вторичные резервы должны размещаться на электростанциях так, чтобы их можно было бы использовать для разгрузки перегруженных связей и связей;
18) электростанции и энергоблока (агрегаты), СНЕ, а также регулируемое нагрузки потребителей привлекаемых к вторичному регулированию, имеют:
обеспечить выполнение технических требований к вторичному регулированию, установленных ОСП в соответствии с требованиями настоящего Кодекса;
установить и обеспечить эксплуатацию оборудования СЗПИ и аппаратуры, регистрирующей фактическое привлечение электростанции и каждого энергоблока (агрегата) к регулированию, принимает сигналы управления от центрального регулятора (САРЧП), обменивается информацией с этим центральным регулятором (САРЧП) и соответствует требованиям, установленным ОСП в соответствии с требований настоящего Кодекса;
19) минимальные технические требования для РВЧ должны быть следующими:
активация единицы (группы) предоставление аРВЧ должна происходить в соответствии с заданной уставки, полученной от ОСП с задержкой, не превышающей 30 секунд
введении в действие (полной активации) РВЧ не более 15 минут;
стойка выдача РВЧ с момента введения в действие (до введения в действие необходимого РЖД), то есть не менее 60 минут;
точность измерения активной мощности единицы (группы) предоставление РВЧ и точность поддержания заданной мощности должны быть не хуже ± 1,0% от номинальной мощности единицы (группы) предоставление РВЧ;
измерения параметров и передачи информации должны проводиться с циклом, не более 1 секунды;
единица (группа) поставки РВЧ должна выполнять требования по скорости изменения нагрузки;
единицы (группы) поставок СВЧ должны быть присоединены только к одному ОСП;
20) каждый поставщик РВЧ должен:
подтвердить, что его единицы (группы) поставки РВЧ выполняют минимальные технические требования к РВЧ и требования к готовности РВЧ;
выполнять требования по доступности резерва;
сообщать ОСП о снижении фактической готовности или аварийное отключение своей единицы (группы, части группы) поставки РВЧ как можно скорее.
8.4.4. Требования к третичного регулирования частоты и РЗ:
1) для поддержания заданных величин РПЧ и РВЧ и восстановление этих резервов в случае их использования в процессе регулирования частоты в ОЭС Украины / блоке регулирования / синхронной области должно осуществляться третичное регулирование и создаваться резерв замещения (разгрузки и загрузки). Третичным регулированием задается мощность генерирующих единиц, в отношении которого размещаются диапазоны первичного и вторичного регулирования. ОСП при условии выполнения требований подпункта 8.3.4 пункта 8.3 настоящей главы и требований к качеству регулирования частоты, определенных пунктом 8.2 настоящей главы, может использовать для осуществления третичного регулирования имеющиеся согласно подпункту 5 подпункта 8.4.4 настоящего пункта средства без создания РЗ;
2) плановая мощность генерирующей единицы, УХЭ или единицы потребления, участвующая в ПЗР, рассчитывается так, чтобы обеспечивалась возможность использования заданных диапазонов РПЧ и РВЧ;
3) ОСП может применять третичное регулирование до того, как будет исчерпан РВЧ. Третичное регулирование может использоваться ОСП в случае уменьшения РВЧ на загрузку или разгрузку до 20% от необходимого объема;
4) минимальные технические требования к РЗ:
активация единицы (группы) предоставления РЗ по оперативной команде ОСП должна начинаться как можно быстрее, без искусственной задержки, и происходить с максимальной скоростью изменения мощности, допустимой на данном оборудовании;
максимальный объем РЗ определяется исходя из максимальной скорости изменения мощности, допустимой на этом оборудовании, и предельного времени полной активации РЗ - 30 минут;
стойкая выдача РЗ с момента его введения в действие без ограничений во времени;
точность измерения активной мощности единицы (группы) предоставления РЗ и точность поддержания заданной мощности должны быть не хуже ± 1,0 % от номинальной мощности единицы (группы) предоставления РЗ;
измерение параметров и передача информации должны производиться с циклом не более 1 секунды;
5) для обеспечения РЗ с целью восстановления регулировочных возможностей первичного и вторичного регулирования должны использоваться:
пуск резервных генерирующих единиц;
остановка работающих генерирующих единиц;
пуск в генераторном или насосном режиме агрегатов ГАЭС;
загрузки / разгрузки генерирующих единиц;
включения / выключения единиц потребления;
изменение графиков обмена перетоков мощности с другими энергосистемами;
работа УЗЭ в режиме отбора/отпуска;
6) резерв замещения может использоваться также для оказания аварийной взаимопомощи по запросам смежных ОСП блоков регулирования / синхронной области, после оформления через диспетчера ОСП соответствующей коррекции заданных режимов работы (графиков нагрузки генерирующих единиц, заданного сальдо внешних перетоков и т.д.) ОЭС Украины;
7) резерв замещения должен быть достаточным для обеспечения эффективного функционирования первичного и вторичного регулирования в заданном объеме и при необходимой качества регулирования, а также для компенсации погрешности планирования баланса мощности и потери генерации;
8) для ОЭС Украины расчетный резерв замещения на основе статистических данных о фактических небалансы для области регулирования ОЭС Украины за предыдущие 10 лет должен составлять:
на загрузку - не менее 1000 МВт;
разгрузки - не менее 500 МВт;
абзацы четвертый - шестой исключены;
9) каждый поставщик резерва замещения должен сообщать ОСП о снижении фактической готовности или об аварийном отключении своей единицы (группы) поставки РЗ, или части своей группы поставки резерва замещения, как можно скорее;
10) ОСП должен обеспечить соответствие резерва замещения техническим требованиям, требованиям к готовности и требованиям к присоединения к его единиц (групп) поставки РЗ;
11) единицы (группы) снабжения РЗ должны быть присоединены только к одному ОСП;
12) активация третичного регулирования должна происходить в соответствии с оперативной командой ОСП.
8.5. Требования к коррекции синхронного времени
8.5.1. Коррекция синхронного времени должна выполняться с целью контроля и ограничения отклонения (ошибки) синхронного времени, единого во всех синхронно работающих энергосистемах, от скоординированного астрономического времени UTC.
8.5.2. Ошибка синхронного времени возникает и накапливается вследствие неточности и дискретности измерения фактической частоты и погрешности в регулировании средней частоты в системах вторичного регулирования и вызывает отклонение фактических значений обменов электрической энергией от плановых договорных значений.
8.5.3. Нормально допустимый диапазон ошибки синхронного времени равен ±20 секунд и не требует коррекции синхронного времени. Ошибка синхронного времени в диапазоне от ±20 секунд до ±60 секунд требует коррекции синхронного времени, а именно коррекция ошибки синхронного времени выполняется согласованным сдвигом уставки по частоте во всех вторичных регуляторах в заданный момент на заданную величину (на плюс 0,01 Гц, если Синхронное время отстает от скоординированного астрономического времени UTC, или на минус 0,01 Гц, если Синхронное время опережает скоординированное астрономическое время UTC) в течение заданного интервала времени. Ошибка синхронного времени за пределами диапазона ±60 секунд является исключительной и может потребовать коррекции синхронного времени с применением сдвига уставки по частоте более 10 мГц.
Эти смещения уставки по частоте устанавливаются Контроллером синхронного времени.
8.5.4. Поскольку контроль синхронного времени и указания по его коррекции должны исходить из одного центра контроля, то все участники параллельной работы в энергообъединении должны назначить контролера синхронного времени.
8.5.5. Если ОСП выполняет роль контроллера синхронного времени, он должен непрерывно рассчитывать синхронный время интеграцией фактического значения частоты и определять его отклонение от скоординированного астрономического времени UTC, рассчитывать коррекции синхронного времени и координировать действия по коррекции синхронного времени.
8.6. Сотрудничество с ОСР
8.6.1. ОСП и ОСР должны сотрудничать с целью содействия и обеспечения предоставления резервов активной мощности единицами (группами) поставки резервов, размещенных в системах распределения.
8.6.2. В случае наличия сетевых ограничений системы распределения ОСР, к которому подключены резервы (промежуточный ОСР), имеет право, в сотрудничестве с ОСП, устанавливать временные ограничения на выдачу резервов активной мощности, которые расположены в его системе распределения.
9. Регулирование напряжения и реактивной мощности
9.1. Задача регулирования напряжения и реактивной мощности в ОЭС Украины
Задача регулирования напряжения и реактивной мощности в ОЭС Украины заключается в следующем:
поддержка уровней напряжения в системе передачи в определенных этим Кодексом допустимых пределах;
обеспечение резерва реактивной мощности, достаточной для регулирования напряжения передающей сети с целью поддержания устойчивости и безопасности всей ОЭС Украины;
ограничения перетоков реактивной мощности для увеличения пропускной способности высоковольтной сети и минимизации потерь активной мощности.
9.2. Средства регулирования напряжения и реактивной мощности
Регулирование напряжения и реактивной мощности осуществляется ОСП с помощью следующих средств:
генерирующие единицы производителей электрической энергии;
СНЕ;
средства компенсации реактивной мощности;
устройства регулирования напряжения, которые эксплуатируются пользователями, оборудование которых находится в оперативном подчинении ОСП.
9.3. Критерии регулирования напряжения и реактивной мощности
9.3.1. Значение уровней напряжения в точках присоединения электроустановок ОСР и потребителей к системе передачи должно оставаться в пределах таких допустимых диапазонов:
нормальные отклонения напряжения не должны превышать ± 5% номинального напряжения;
максимальные отклонения напряжения не должны превышать ± 10% номинального напряжения.
9.3.2. Предельно допустимые уровни напряжения в других точках системы передачи чем точки присоединения электроустановок ОСР и потребителей:
Класс (номинальное значение) напряжения, кВ | Предельный уровень напряжения, кВ |
Наибольшее рабочее напряжение | Допустимое превышение напряжения до 20 минут |
750 | 787 | 866 |
500 | 525 | 577 |
400 | 420 | 462 |
330 | 363 | 399 |
220 | 252 | 277 |
110 (межгосударственные сети) | 126 * | 139 |
__________ Примечания: | * Определяется договорами между ОСП и субъектами смежных энергосистем, которые владеют на праве собственности или имеют в пользовании указанные объекты межгосударственных электрических сетей. |
| | | |
9.3.3. Для точек минимально допустимые уровни напряжения устанавливаются на основе расчетов электрических режимов таким образом, чтобы обеспечить 20% запас статической устойчивости и надежную работу собственных нужд электростанций при нормальном режиме работы системы передачи, а также 8% фонда статической устойчивости при ситуации N-1.
9.3.4. Нормальные отклонения напряжения не ограничены по продолжительности. Максимальные отклонения напряжения, определенные в подпункте 9.3.1 настоящего пункта, допускаются не более 5% времени в сутки.
9.3.5. Уровни напряжения и диапазона отклонений на пограничных подстанциях подлежат согласованию между ОСП синхронной области и определяются соответствующими соглашениями между этими ОСП.
9.3.6. Регулирование реактивной мощности должны обеспечиваться ОСП, при условии соблюдения требований операционной безопасности, как можно ближе к источникам / потребителей реактивной мощности, чтобы минимизировать дополнительную нагрузку электрических сетей и снижение их пропускной способности, а также минимизировать технологические расходы электроэнергии в электрических сетях в системе передачи / распределения. Для этого необходимо постоянно поддерживать во всех узлах электрических сетей баланс между реактивной мощностью товары и потребляется.
9.3.7. Перетоки реактивной мощности по межгосударственным линиям должны регулироваться таким образом, чтобы уменьшать их до нулевого или близкого к нулевому значению.
9.3.8. При необходимости ОСП может заключить соглашения с ОСП синхронной области об услугах по регулированию напряжения и реактивной мощности.
9.4. Взаимодействие ОСП с ОСП синхронной области, ОСР и пользователями системы передачи / распределения при регулировании напряжения и реактивной мощности
9.4.1. ОСП согласовывает с ОСП синхронной области, ОСР и пользователями системы передачи / распределения, оборудование которых находится в оперативном подчинении ОСП, диапазоны напряжения в точках подключения 110 кВ и ниже, если эти диапазоны напряжения необходимы для поддержания границ операционной безопасности.
9.4.2. ОСП должен обеспечить резервы реактивной мощности с достаточным объемом и временем их реализации для того, чтобы держать напряжение в своей области регулирования и на межгосударственных связях в пределах, указанных в подпункте 9.4.1 настоящего пункта.