4.2. Если напряжение в контрольных точках ОЭС Украины повышается до уровня, который вызывает аварийный режим работы энергосистемы, а действия средств первичного и вторичного регулирования напряжения не привели к восстановлению нормального режима работы, ОСП должен безотлагательно выяснить причины повышения напряжения и выбрать один или несколько из таких мер регулирования:
перевод реверсивных агрегатов ГАЭС из режима генерации в насосный режим;
включение шунтирующих реакторов;
изменение распределения активной и реактивной мощности в ОЭС Украины;
снижение напряжения трансформаторами (автотрансформаторы), оборудованными РПН, или трансформаторами поперечного (продольного) регулирования напряжения;
уменьшение выдачи реактивной мощности генерирующим оборудованием и / или перевода его в режим потребления реактивной мощности;
отключения гидрогенераторов, работающих в режиме синхронного компенсатора;
изменение режима работы статическими устройствами компенсации реактивной мощности.
4.3. Осуществление оперативных и автоматических мер, предусмотренных в настоящем пункте, должно происходить в соответствии с Планом защиты энергосистемы, который должен определять порядок применения указанных мер, объемы и последовательность их применения, а также перечень контрольных точек, в которых оценивается уровень и продолжительность отклонения напряжения.
5. Защита энергосистемы путем регулирования потребления электрической энергии
5.1. При разработке Плана защиты энергосистемы ОСП должен рассматривать меры по принудительному уменьшение величины потребляемой мощности для предупреждения нарушения устойчивой работы энергосистемы.
5.2. При практической реализации Плана защиты энергосистемы путем применения различных, но равных по конечным эффектом мероприятий, предпочтение должно отдаваться мерам, не предусматривают аварийные ограничения потребления электрической энергии.
5.3. Мероприятия по принудительного уменьшения величины потребляемой мощности для предупреждения нарушения устойчивой работы энергосистемы (аварийная разгрузка) применяются в случае превышения допустимых токовых нагрузок элементов сети или нарушения режимов предельных перетоков контролируемых сечений и / или нарушения баланса производства и потребления мощности в ОЭС Украины или отдельных ее частях, что сопровождается снижением частоты и напряжения, и приводит к аварийному режиму.
5.4. Мероприятия, указанные в пункте 5.3 настоящей главы, могут реализовываться путем:
автоматического отключения нагрузки (АЧР, САОН, локальные устройства ПА)
ограничения (частичного уменьшения) величины потребления мощности и электрической энергии потребителем по требованию ОСП (графики ограничения потребления электрической энергии, графики ограничения потребления электрической мощности)
оперативного (ручного) отключение нагрузки оперативным персоналом ОСР по команде ОСП (ГАВ, графики почасового отключения электрической энергии).
Указанные в настоящем пункте мероприятия аварийного разгрузки энергосистемы могут применяться отдельно или одновременно в любой комбинации.
5.5. Мероприятия по принудительному ограничению потребления мощности и электрической энергии потребителями должны быть разработаны и применяться согласно соответствующей инструкции.
Эта инструкция должна быть разработана ОСП и должна содержать, в частности:
определение объемов аварийного ограничения потребителей для преодоления аварийных режимов в рамках мероприятий, определенных Планом защиты энергосистемы;
критерии отнесения потребителей к определенной группе и категории надежности электроснабжения по применению к ним мер принудительного ограничения и объемов ограничения;
порядок применения мер принудительного ограничения потребления.
Перечни потребителей и объем их аварийного разгрузки должны быть оформлены в соответствии с инструкцией и ежегодно пересматриваться.
Перечни должны состоять ОСР по территориальному принципу с учетом границ осуществления лицензированной деятельности ОСР и предоставляться ОСП.
6. Защита энергосистемы в случае нарушения синхронного режима работы отдельных частей ОЭС Украины и / или электростанций
6.1. Асинхронный режим работы в ОЭС Украины возникает при нарушении статической или динамической устойчивости, вызванного одним или несколькими из следующих факторов:
перегрузки элементов сечений основной сети сверх уровня, максимально допустимый в условиях устойчивости;
аварийное отключение значительной (более 1000 МВт) генерирующей мощности;
короткое замыкание в электросети, не устранены в установленный срок вследствие отказа коммутационных аппаратов или устройств РЗА;
отказ или недостаточная эффективность действий ПА;
несинхронное включения линий электропередачи или генераторов;
работа энергосистемы или ее части с недопустимо низким напряжением на генераторах и в основной ее сети;
отключение одного или нескольких загруженных элементов сечений основной сети;
работа с недопустимо низкой частотой.
6.2. Характерными признаками асинхронного режима являются:
глубокое колебания тока, мощности и напряжения;
перепад частот в асинхронно работающих частях энергосистемы;
практически полное отсутствие активной мощности в линиях электропередачи, объединяющих асинхронно работающие части энергосистемы;
периодическая смена угла между несинхронной электродвижущей силой генераторов несинхронно работающих частей энергосистемы от нуля до 360 градусов.
6.3. В случае возникновения в энергосистеме колебаний тока, мощности и напряжения диспетчер должен отличить синхронные колебания от асинхронного режима и принять в соответствии с инструкцией по защите энергосистемы, в случае нарушения синхронного режима, меры по пресечению синхронных колебаний. В ситуации с возникновением синхронных колебаний деления энергосистемы не производится.
6.4. В случае асинхронного режима электростанций, оборудованных автоматикой ликвидации асинхронного режима (АЛАР), такой режим имеет ликвидироваться автоматикой из-за отключения энергоблока, который вышел из синхронизма.
6.5. В случае нарушения устойчивости отдельных частей энергосистемы асинхронный режим имеет ликвидироваться АЛАР через отделения этих частей от основной сети в точках установки устройств АЛАР.
6.6. В случае отказа или отсутствия устройств АЛАР дежурный персонал электростанций и подстанций самостоятельно (через 1-2 минуты) выполняет разделение энергосистемы в соответствии с инструкциями Плана защиты энергосистемы.
6.7. Деления энергосистемы во время асинхронного режима осуществляется с учетом необходимости сохранения после деления в отдельных частях минимальных небалансов мощности.
6.8. Ликвидация асинхронного режима в энергосистеме средствами ПА и порядок действий оперативного персонала в случае отказа такой автоматики должны быть определены Планом защиты энергосистемы.
Планом защиты энергосистемы также должны быть определены действия оперативного персонала в случае возникновения синхронных колебаний в энергосистеме.
7. Восстановление режима работы энергосистемы в процессе ликвидации аварийных режимов
7.1. План защиты энергосистемы должна содержать мероприятия по восстановлению режима работы энергосистемы после возникновения аварийных режимов, предусмотренных в главах 3 - 6 этого раздела.
7.2. Восстановление режима работы энергосистемы после применения мер Плана защиты энергосистемы в случаях, предусмотренных в главах 3-6 настоящего раздела, имеет целью достижение такого режима ОЭС Украины:
соединение частей энергосистемы в случае их отделения АЛАР или иным способом при реализации мер по восстановлению нормального режима работы энергосистемы;
включение всех отключенных потребителей или снятие ограничения по потреблению ими электрической энергии и мощности;
достижения необходимого уровня запаса устойчивости энергосистемы;
восстановление нормированных объемов РПЧ и РВЧ, а также других видов резервов.
8. Восстановление режима работы энергосистемы после режима системной аварии
8.1. Если реализация мероприятий Плана защиты энергосистемы оказалась неэффективной, развитие аварийной ситуации может привести к системной аварии.
8.2. В зависимости от масштабов аварии может иметь место частичное (местное) обесточивания, когда прекращена работа только части энергосистемы, или полное обесточивание, когда обесточены всю энергосистему. В обоих случаях приоритетными являются действия по скорейшему полного восстановления нормального режима работы энергосистемы.
8.3. ОСП должен обеспечивать принятие всех необходимых мер, которые позволят быстро и эффективно восстановить работу энергосистемы в случае частичного или полного обесточивания.
8.4. Восстановление работы энергосистемы может быть осуществлено за счет:
всех имеющихся электростанций, способных к пуску с остановленного состояния без внешнего электроснабжения для подачи питания в часть энергосистемы Украины (электростанции пуска после системной аварии)
всех имеющихся электростанций (энергоблоков), способных к продолжению питания собственных нужд после отключения от электрической сети;
всех имеющихся электростанций, способных к продолжению питания выделенного узла нагрузки;
элементов системы передачи и систем распределения, которые должны обеспечить синхронизацию отдельных частей ОЭС Украины и подключения к ним узлов нагрузки;
технических возможностей смежных энергосистем;
имеющихся средств телекоммуникации и источников резервного питания пользователей системы передачи / распределения по определенным ОСП перечнем.
8.5. Восстановление работы энергосистемы путем использования электроснабжения с внешнего источника можно осуществлять только при наличии разветвленных электрических связей со смежными энергосистемами и заключенных с операторами этих энергосистем гарантированных соглашений по обеспечению электроснабжения в случае обесточивания.
8.6. Решение о восстановлении энергосистемы путем пусков после системной аварии принимается оперативным персоналом ОСП, ОСР и электростанций самостоятельно и немедленно без каких-либо предварительных условий. Поэтому этот процесс требует детального планирования мер по восстановлению работы энергосистемы и последовательностей действий, а также существование энергоблоков, способных к работе на собственное нагрузки и к пуску после системной аварии.
8.7. Восстановление режима работы энергосистемы Украины после системной аварии должно осуществляться в соответствии с Планом восстановления работы ОЭС Украины после системной аварии (далее - План восстановления), который является составной частью Плана защиты энергосистемы.
8.8. План восстановления разрабатывается ОСП, доводится до сведения всех определенных им участников и подлежит регулярному пересмотру и обновлению не реже 1 раза в 3 года, а также во время:
введение в эксплуатацию новых генерирующих мощностей;
вывода из эксплуатации генерирующих мощностей;
присоединения новых потребителей к магистральным сетям;
изменения конфигурации магистральных сетей, влияет на план восстановления работы энергосистемы.
8.9. План восстановления должен предусматривать наиболее вероятные прогнозные варианты ликвидации системной аварии в ОЭС Украины, в том числе на фоне негативного влияния явлений природного и техногенного характера.
8.10. Восстановление работы ОЭС Украины должен быть гибким и предусматривать альтернативные пути ликвидации системной аварии, а также обязательное резервирование (дублирование) оборудования, задействовано в ликвидации системной аварии.
8.11. Пути восстановления после аварии определяются в соответствии со следующими критериями:
должны существовать не менее двух пути восстановления из двух независимых источников для каждого объекта;
пропускная способность пути восстановления должно обеспечивать минимальную мощность, необходимую для восстановления работы объекта;
не имеет возникать ни самовозбуждения синхронных энергоблоков в случае включения разгруженной магистральной линии;
не имеет возникать никаких опасных увеличений уровней напряжения в узлах при определении путей восстановления;
релейные защиты должны иметь необходимую чувствительность;
должен быть обеспечен надлежащий резерв энергетической мощности для поддержания частоты в энергосистеме в допустимых пределах;
должно обеспечиваться необходимое балансировки нагрузки.
8.12. ОСП должен установить порядок получения информации от субъектов электроэнергетики, включенных в План восстановления, по оперативному и техническому состоянию генерирующих мощностей, элементов электрических сетей и средств телекоммуникации, участвующих в восстановлении режима работы энергосистемы.
8.13. План восстановления работы энергосистемы должна содержать:
возможные варианты восстановления с помощью: электростанций, способных к пуску с остановленного состояния без внешнего электроснабжения для подачи питания в энергосистему (электростанции пуска после системной аварии) электростанций (энергоблоков), способных к продолжению питания собственных нужд после отключения от электрической сети; электростанций, способных к продолжению питания выделенного узла нагрузки; смежных энергосистем;
требования по балансировки нагрузки с целью поддержания соответствующих уровней напряжения и частоты в каждом отдельном узле энергосистемы;
требования по обеспечению необходимой чувствительности релейной защиты элементов сети, которые участвуют в восстановлении;
требования к средствам телекоммуникации;
требования к диспетчерских центров и подстанций по их обеспечению автономными резервными источниками электроснабжения с определением минимального времени обеспечения непрерывной работы этих объектов от автономных источников;
указания по действиям персонала в случае частичной или полной потери связи.
8.14. Все варианты восстановления режима работы энергосистемы, составляющих План восстановления, с основными параметрами работы по этим вариантам предварительно обрабатываются в деталях между ОСП и соответствующими сторонами, участвующими в его осуществлении.
8.15. ОСП и каждый из субъектов, участвующих в восстановлении режима работы энергосистемы, должны составлять соответствующие местные планы действий и / или объекту инструкции, которые определяют координацию действий собственного оперативного персонала с оперативным персоналом других субъектов, участвующих в этом процессе, и последовательность действий по восстановлению на подчиненных объектах.
8.16. Местный план действий должен содержать отдельные указания по восстановлению режима работы энергосистемы в условиях отсутствия связи с ОСП.
8.17. В случае внесения ОСП изменений в План восстановления каждый из субъектов, участвующих в восстановлении режима работы энергосистемы, должно привести в соответствие с этими изменениями местные планы и / или объекту инструкции в срок, установленный ОСП.
8.18. План восстановления работы энергосистемы является конфиденциальным документом, поэтому ОСП определяет режим доступа к Плану восстановления или его частей пользователей системы передачи / распределения с учетом их участия в восстановлении режима работы энергосистемы.
Пользователи системы передачи / распределения не могут отказать ОСП в предоставлении информации, необходимой для разработки Плана восстановления, из соображений конфиденциальности информации.
8.19. ОСП на основании проектных решений составляет перечень имеющихся электростанций, способных к пуску с остановленного состояния без внешнего электроснабжения.
Эти станции должны поддерживать способность к пуску с остановленного состояния без внешнего электроснабжения, а в случае включения таких станций в План восстановления должны предоставлять вспомогательную услугу по обеспечению восстановления функционирования ОЭС Украины после системных аварий в соответствии с настоящим Кодексом.
8.20. Пользователи системы передачи / распределения имеют в кратчайшие сроки сообщать ОСП о аварийные режимы работы их электроустановок, наступления явлений необратимой и непреодолимой силы, которые могут привести к чрезвычайной ситуации, следствием которой может быть системная авария.
При определении ОСП факта наступления системной аварии он задействовать План восстановления и оформить наступления аварии соответствующим образом с фиксацией в оперативных документах с указанием основных причин, времени наступления и ориентировочного срока действия системной аварии и передать информацию для соответствующего реагирования субъектам диспетчерского (оперативно технологического) управления ОЭС Украины.
8.21. Внедрение Плана восстановления осуществляется по распоряжению ОСП.
8.22. Пользователи системы передачи / распределения, которые получили такое распоряжение, должны действовать в соответствии с местным плана и / или объектовой инструкции.
В случае полного обесточивания оборудования и при отсутствии связи ОСП и пользователи системы передачи / распределения, которые задействованы в восстановлении режима работы энергосистемы, должны действовать в соответствии с местным плана и / или объектовой инструкции.
8.23. Если по оценке ОСП ситуация требует действий, не предусмотренных Планом восстановления, ОСП имеет право вносить изменения в порядок и последовательность действий при восстановлении режима работы энергосистемы и предоставить соответствующие распоряжения пользователям системы передачи / распределения, которые задействованы в этом процессе.
8.24. ОСП завершает работу по плану восстановления после заживления собственных нужд всех электростанций и включения генераторов большинства электростанций на синхронную работу в ОЭС Украины и оформляет такое завершения соответствующей записью в оперативной документации.
8.25. Дальнейшая работа по ликвидации последствий технологического нарушения, что привело к системной аварии, осуществляется в соответствии с Планом защиты энергосистемы и до достижения условий, определенных в пункте 7.2 этой главы.
8.26. Участие пользователей системы передачи / распределения в восстановлении режима работы энергосистемы после системной аварии осуществляется на основе предоставления вспомогательных услуг в соответствии с требованиями настоящего Кодекса и Правил рынка вспомогательных услуг.
IX. Предоставление / использование вспомогательных услуг оператору / оператором системы передачи
1. Общие положения
1.1. Основной задачей ОСП является управление режимом работы ОЭС Украины для обеспечения ее надежной и устойчивой работы во всех режимах. Одним из критериев режима работы энергосистемы является частота электрического тока и напряжение, которые зависят от балансов активной и, соответственно, реактивной мощностей в энергосистеме. Для обеспечения устойчивой и надежной работы ОЭС Украины и качества электрической энергии в соответствии с установленными стандартами ОСП приобретает / использует соответствующие вспомогательные услуги. ГП по регулированию частоты и мощности, а также напряжения и реактивной мощности предназначены для предотвращения возникновения аварийных режимов и, соответственно, предубеждения срабатывания противоаварийной автоматики и представляют собой соответствующий процесс.
1.2. Пользователи системы передачи / распределения могут оказывать ОСП дополнительные услуги, перечень которых определен в Правилах рынка.
1.3. Требования к электроэнергетического оборудования, необходимого для обеспечения надлежащего предоставления:
вспомогательных услуг по предоставлению резервов поддержания частоты (первичное регулирование), автоматического и ручного восстановления частоты (вторичное регулирование) и резервов замещения (третичное регулирование) - определенные в главе 8 раздела V настоящего Кодекса;
вспомогательной услуги по обеспечению восстановления функционирования ОЭС Украины после системных аварий (автономный пуск) - определенные в подпункте 2 пункта 2.7 главы 2 раздела III настоящего Кодекса;
вспомогательной услуги по регулированию напряжения и реактивной мощности в режиме СК, предусматривающей компенсацию реактивной мощности синхронным генератором с целью поддержания заданных ОСП уровней напряжения в контролируемых узлах ОЭС Украины в режиме, когда производство активной мощности не производится. Диапазоны максимальной реактивной мощности, которая может быть использована для регулирования напряжения, определяются по результатам испытаний в процессе проверки ПДП.
1.4. Вновь генерирующие единицы типа С и D, а также генерирующие единицы, прошедшие реконструкцию или техническое перевооружение, должны быть технически способны обеспечивать размещение РПЧ, автоматических и ручных РВЧ и РЖД, а также осуществлять регулирование напряжения и реактивной мощности (кроме регулирования напряжения в режиме СК ).
1.5. ГЭС и ГАЭС, присоединенная мощность которых больше 200 МВт, имеющих техническую возможность регулирования напряжения и реактивной мощности в режиме СК для области регулирования ОЭС Украины, должны обеспечивать размещение на своих генерирующих единицах резервов для предоставления ГП по обеспечению регулирования напряжения и реактивной мощности в режиме СК.
1.6. Техническая возможность предоставления ГП по восстановлению функционирования ОЭС Украины после системных аварий (автономного пуска) является обязательным для всех ГЭС, участие которых предусмотрена в Плане восстановления области регулирования ОЭС Украины после особой системной аварии, утвержденном ОСП.
1.7. Правилами рынка определяются условия оплаты ГП, отбора поставщиков ГП, условия мониторинга предоставления ГП и санкции за непредоставление или некачественное предоставление ГП.
1.8. Потенциальные ПДП должны пройти проверку и продемонстрировать ОСП, что электроустановки их объектов, с помощью которых предоставляются ГП, соответствуют техническим требованиям к ГП, установленные настоящим Кодексом, путем успешного прохождения испытаний единиц предоставление ГП с получением соответствующего свидетельства о соответствии требованиям к ДП.
1.9. Испытания должны проходить все электроустановки ПДП, с помощью которых предоставляются или планируется предоставление ГП.
1.10. Испытания проводятся в соответствии с Порядком проверки и проведения испытаний электроустановок поставщика вспомогательных услуг, являющихся приложением 7 к настоящим Кодексом и содержащий, в частности:
порядок проверки ПДП (потенциального ПДП)
порядок проведения испытаний единиц / групп предоставление ГП;
взаимоотношения, права и обязанности участников процесса проверки и испытаний;
требования по периодичности подтверждения соответствия требованиям настоящего Кодекса о предоставлении ДП;
процедуру обжалования результатов проверки и испытаний электроустановок ПДП.
1.11. Для электроустановок, проходящих испытания, необходимые для присоединения к сетям системы передачи/распределения, разрешается одновременное проведение испытаний электроустановок ПВУ (потенциального ПВУ), относительно предоставления ВУ при условии соблюдения требований настоящего раздела и порядка проверки и проведения испытаний электроустановок ПВУ.
1.12. Регистрация ОСП ПДП после успешного прохождения процесса проверки и заключения договоров о ГП между ОСП и ПДП осуществляется в соответствии с Правилами рынка.
2. Требования к мониторингу предоставления ГП
2.1. Каждый поставщик РПЧ должен обеспечить предоставление ОСП (в том числе по требованию ОСП в режиме реального времени с цикличностью не более 1 секунды) значения активной мощности с метками времени и значение статизма регулятора.
2.2. Единица поставки РВЧ должна гарантировать, что активация РВЧ единицей поставки РВЧ в группе поставки может быть проверена / контролируется. Для этой цели поставщик РВЧ должен быть способен оказывать ОСП данные измерений в режиме реального времени в точке подключения или точке, согласованной с ОСП, относительно плановой выдачи активной мощности с меткой времени, мгновенной выдачи активной мощности с меткой времени для каждой единицы поставки РВЧ, для каждой группы поставки РВЧ, для каждого генерирующего объекта или объекта потребления группы предоставления РВЧ с исходной максимальной активной мощностью не менее 1 МВт.
2.3. ОСП должен осуществлять мониторинг соответствия техническим требованиям РВЧ требованиям к готовности РВЧ требованиям к скорости изменения нагрузки и требованиям к присоединения к его единиц (групп) поставки РВЧ.
2.4. С этой целью поставщик РЖД должен быть способен оказывать ОСП измерения в режиме реального времени с меткой времени в точке подключения (или другой точке взаимодействия, согласованной с ОСП) по:
плановой выдачи активной мощности каждой единицы / группы поставки резерва замещения (каждой генерирующей единицы или единицы потребления группы поставщиков резерва замещения) для максимальной выдачи активной мощности 1,0 МВт и более;
мгновенной выдачи активной мощности для каждой единицы (групп) поставки резерва замещения (каждой генерирующей единицы или единицы потребления группы поставщиков резерва замещения) для максимальной выдачи активной мощности 1,0 МВт и более.
2.5. Поставщик ГП обязан обеспечить на единицах / группах предоставления ГП текущий непрерывный мониторинг участия каждой из единиц / групп предоставление ГП в предоставлении ГП в автоматизированном режиме. Мониторинг обеспечивается текущей регистрацией параметров и характеристик регулирования с циклом не более 1 секунды. Регистрация всех параметров и характеристик должно осуществляться с меткой времени.
2.6. Для ГП по обеспечению РПЧ подлежат регистрации с метками времени такие параметры:
1) если поставки ГП осуществляется с помощью энергогенерирующего оборудования:
частота вращения ротора турбины;
измеренное значение активной мощности энергоблока (гидроагрегата) или единицы оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП;
плановое значение активной мощности энергоблока (гидроагрегата) или единицы оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП;
неплановое значение активной мощности энергоблока (гидроагрегата) или единицы оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП;
статус, который указывает состояние РПЧ (введено / выведено) с меткой времени;
статизм регулятора;
2) если поставки ГП осуществляется с помощью оборудования потребителя:
измеренное значение активной мощности единицы оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП;
плановое значение активной мощности единицы оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП;
неплановое значение активной мощности единицы оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП;
статус, который указывает состояние РПЧ (введено / выведено) с меткой времени;
измеренное значение частоты электрического тока;
3) если поставки ГП осуществляется с помощью СНЕ:
измеренное значение активной мощности единицы оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП;
плановое значение активной мощности единицы оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП;
статус, который указывает на состояние РПЧ (введено / выведено) с меткой времени;
статизм;
измеренное значение частоты электрического тока;
состояние заряда УХЭ.
2.7. Для ГП с РВЧ подлежат регистрации с метками времени такие параметры:
1) если поставки ГП осуществляется с помощью энергогенерирующего оборудования и / или СНЕ:
измеренное значение активной мощности энергоблока (гидроагрегата) или единицы оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП;
плановое значение активной мощности энергоблока (гидроагрегата) или единицы оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП;
неплановое значение активной мощности энергоблока (гидроагрегата) или единицы оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП;
уставка по активной мощности, полученная от ЦС САРЧП;
2) если поставки ГП осуществляется с помощью оборудования потребителя:
измеренное значение активной мощности единицы (единиц) оборудования, с помощью которого осуществляется предоставление ГП с дискретностью 1 секунда в течение каждого периода закупки ГП;
уставка по активной мощности, полученная от ЦС САПЧП.
2.8. Для ГП с РЖД подлежат регистрации следующие параметры генерирующих единиц / единиц поставки:
плановая мощность;
заданная уставка мощности;
скорость изменения мощности;
время выполнения уставки (время выхода на заданную мощность и время поддержания заданной мощности).
2.9. Для ГП по регулированию напряжения и реактива в режиме СК подлежат регистрации следующие параметры:
измеренное значение напряжения на шинах;
измеренное значение активной мощности гидроагрегата;
плановое значение активной мощности гидроагрегата;
измеренное значение реактивной мощности гидроагрегата;
плановое значение реактивной мощности гидроагрегата;
режим работы гидроагрегата.
2.10. Поставщики РПЧ имеют право объединять соответствующие данные определенные пунктом 2.6 настоящей главы, для более чем одной единицы предоставления РПЧ, если максимальная мощность электроустановок в составе единицы предоставления ВУ ниже 1,5 МВт и возможно четкое подтверждение активации РПЧ. По требованию ОСП по проверке активации РПЧ поставщик РПЧ должен предоставить данные, касающиеся технических устройств, которые являются частью одной и той же единицы поставки РПЧ.
Глава 3 раздела IX исключена
Глава 4 раздела IX исключен
X. Информационно-технологическая система управления и обмена информацией
1. Общие принципы и требования к построению информационно-технологической системы управления
1.1. Информационно-технологическое обеспечение ОСП и других субъектов оперативно-технологического управления ОЭС Украины должно обеспечить устойчивую и надежную работу энергосистемы и эффективное функционирование рынка электрической энергии Украины.
Информационно-технологическое обеспечение ОСП должно также обеспечивать взаимодействие с другими операторами системы передачи, сторонами ИТС механизма и ENTSO-E.
1.2. Информационно-технологическая система управления должна соответствовать следующим основным принципам организации и построения:
сбор нормированных объемов первичных контролируемых параметров с многоцелевым их использованием;
дублирования сбора особо ответственных параметров;
организация пунктов первичного сбора, обработки и хранения информации;
взаимодействие систем автоматического регулирования процессов в нормальных и аварийных режимах в энергосистеме с автоматизированным оперативно-технологическим и коммерческим управлением (с учетом человеческого фактора при управлении)
построение системы обработки телеметрической информации (телеинформации) с автоматическим формированием математической модели, адекватной текущему состоянию электроэнергетической системы;
включения полного набора расчетных модулей, обеспечивающих выполнение расчетов всех технологических задач, в том числе и оптимизационного характера, с разной степенью детализации расчетных схем;
организация работы энергосистемы с учетом системных ограничений и ограничений по режиму работы генерирующего оборудования.
1.3. Информационные системы, функционирующие в составе информационно-технологической системы управления ОЭС Украины, имеют разные назначения, структуру, состав аппаратного и программного обеспечения, но все они должны реализовываться с учетом таких общих требований:
высокая надежность функционирования систем;
масштабируемость системы, позволяет развивать ее в случае увеличения объемов обрабатываемых данных и / или в случае расширения круга решаемых задач;
высокое быстродействие системы, обеспечивающей приемлемое время реакции на фоне обработки больших объемов данных;
наличие мощной коммуникационной инфраструктуры, связывающей субъекты ОЭС Украины;
обеспечение функционирования распределенных и интегрированных баз данных;
обеспечение использования системы идентификации участников рынка электрической энергии и привлеченных организаций синхронной области Континентальной Европы на базе системы идентификации EIC ENTSO-E;
ведение общих справочников с использованием единой системы идентификации субъектов ОЭС Украины и объектов ее технологической инфраструктуры, классификатора энергетических предприятий и организаций, всеукраинского классификатора предприятий и организаций и т.д.;
защита от несанкционированного доступа и обеспечения кибербезопасности и информационной безопасности передачи и хранения данных, включая полный антивирусную защиту.
1.4. В состав информационно-технологической системы управления ОСП входят отдельные системы формирования, обработки, передачи и отображения данных:
автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ)
автоматизированная система управления технологическим процессом (далее - АСУ ТП) энергообъекта;
система мониторинга и контроля параметров работы ОЭС Украины;
система прогнозирования и оперативного планирования режима работы ОЭС Украины;
автоматизированная информационная система по составу и состояния основного высоковольтного оборудования и устройств защиты, автоматики, управления, измерений и учета электрической энергии системы передачи;
автоматизированная информационная система текущих метеорологических данных и прогнозов.
1.5. Эффективное функционирование рынка электрической энергии Украины должна обеспечиваться в соответствии с Правилами рынка созданием и развитием, в частности, следующих систем:
коммерческого учета электрической энергии;
распределения пропускной способности межгосударственных электрических сетей;
планирования работы ОЭС Украины в сутки снабжения;
купли-продажи вспомогательных услуг;
администрирования и осуществления расчетов между участниками рынка.
1.6. Владельцы составных частей системы формирования, обработки, передачи и отображения данных, построенной по многоуровневым и иерархическим принципам, должны обеспечить их устойчивое функционирование и развитие.
1.7. Функционирование системы формирования, обработки, передачи и отображения данных предусматривает регламентирован обмен информацией (обязанность передавать и право получать необходимую информацию).
1.8. ОСП должен обеспечить доступ общественности к информации путем ее опубликования в объемах, определенных Законом Украины «О рынке электрической энергии», уполномоченными центральными органами исполнительной власти, Регулятором, Правилами рынка и настоящим Кодексом.
1.9. Информация, обмен которой осуществляется в процессе функционирования ОЭС Украины и рынка электрической энергии и которая соответствующие базы данных, должна быть достоверной, полной, актуальной, непрерывной, доступной для использования всеми заинтересованными сторонами, а также защищенной от несанкционированного доступа.
1.10. Достоверность достигается использованием первичных датчиков, обеспечивающих нормированный класс точности ее получения, и применением методов и технологий обработки и передачи информации, обеспечивающих неизменность данных в процессе их отображения и хранения.
1.11. Информация является полной, если она обеспечивает возможность реализации возложенной на систему технологического задания и создает возможности для контроля и восстановления первичных данных в случае их утраты.
1.12. Актуальность и непрерывность информации обеспечиваются должным уровнем соответствия информации требованиям текущего времени, периодичности снятия информации и последовательностью ее передачи, а также обработки информации для выполнения конечного задачи.
2. Общие требования по формированию телекоммуникационных сетей технологической связи
2.1. Средства телекоммуникационной сети должны отвечать всем требованиям к средствам технологического и диспетчерского связи на объектах ОЭС Украины, установленным соответствующими нормативно-техническими документами.