Постановление Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сфере энергетики и коммунальных услуг Украины от 14 марта 2018 года № 309 «Об утверждении Кодекса системы передачи» (с изменениями и дополнениями по состоянию на 28.05.2024 г.)

диапазон частоты 49,9-50,1 Гц;

диапазон напряжения 0,9-1,1 в. в.;

минимальное время задержки 60 секунд

максимальный градиент увеличения выходной активной мощности ≤ 20% P max / мин;

10) искусственная инерция:

единицы энергоцентра должны быть способными обеспечивать искусственную инерцию.

Принципы работы систем управления, установленные для обеспечения искусственной инерции, и соответствующие параметры определяются ОСП на этапе подключения электроустановок.

2.4. Технические требования к надежности генерирующих единиц

2.4.1. Способность нести заданную нагрузку

Генерирующие единицы должны быть способными нести нагрузку на заданном уровне активной мощности независимо от изменения частоты в пределах пороговой частоты, указанной в подпункте 1 пункта 2.3 настоящей главы;

2.4.2. Устойчивость к КЗ

1) генерирующие единицы должны быть способными оставаться присоединенными к сети и продолжать стабильную работу при КЗ и после его устранения релейной защитой при изменении напряжения по кривой (см. Рис. 5), параметры которой задаются ОСП в пределах диапазонов, указанных в таблицах 7 и 8 для синхронных генерирующих единиц и единиц энергоцентров соответственно. Временные интервалы работы генерирующих единиц без отключения от сети при КЗ для указанных уровней напряжения (см. Рис. 5), присоединенных на уровне напряжения 110 кВ и выше, приведены в таблицах 9 и 10 для синхронных генерирующих единиц и единиц энергоцентров соответственно;

Рисунок 5

График напряжения генерирующей единицы при прохождении КЗ без отключения от сети

На графике показана нижняя граница кривой напряжения в зависимости от времени для напряжения в точке присоединения, выраженной как отношение ее фактического значения к ее опорного значения в и. о. - до, в течение и после повреждения. U ret - остаточное напряжение в точке присоединения в течение КЗ, t clear - момент ликвидации КЗ. U rec1, U rec2, tr ec1, t rec2 и t rec3 - указывают на определенные точки нижних границ восстановления напряжения после ликвидации КЗ.

Таблица 7

Параметры для синхронных генерирующих единиц

Таблица 8

Параметры для единиц энергоцентров

Таблица 9

Параметры для синхронных генерирующих единиц присоединенных на уровне напряжения 110 кВ и выше

Таблица 10

Параметры для единиц энергоцентров присоединенных на уровне напряжения 110 кВ и выше

2) для обеспечения возможности работы генерирующих единиц без отключения от сети при КЗ ОСП по требованию владельца генерирующего объекта должен предоставить ему значение минимальной и максимальной мощности КЗ в точке присоединения и указать предаварийных рабочие параметры генерирующей единицы, выраженные как выходные активная и реактивная мощности в точке присоединения и напряжение в точке присоединения;

3) генерирующие единицы должны быть способными продолжать стабильную работу, когда фактические значения линейных напряжений относительно уровня напряжения в точке присоединения при КЗ, учитывая вышеприведенные предаварийных и послеаварийных режимах, остается выше границы, указанной на рисунке 5, если схема защиты внутренних электрических повреждений не требует отсоединения генерирующей единицы от сети. Схемы защиты и уставки для внутренних электрических повреждений не должны ставить под угрозу характеристики способности оставаться в работе без отключения от сети при КЗ;

4) защита от понижения напряжения (способность оставаться в работе без отключения от сети при КЗ или минимальное значение, указанное для напряжения в точке присоединения) устанавливается владельцем генерирующего объекта в соответствии с его максимальных технических возможностей, если ОСП не устанавливает требования в соответствии с подпунктом 2 пункта 2.6 этой главы. Уставки должны быть обоснованы владельцем генерирующего объекта в соответствии с этим принципом.

2.4.3. Восстановление выработки активной энергии после КЗ

Генерирующие единицы должны восстанавливать производство активной энергии после КЗ ОСП определяет величину и время восстановления выработки активной энергии.

Минимальные требования к восстановлению выработки активной энергии после КЗ:

время начала восстановления - в момент достижения 90% напряжения на момент возникновения КЗ;

максимально допустимое время восстановления активной энергии после КЗ - 1 секунда;

минимальный уровень мощности активной энергии - 90% мощности активной энергии на момент возникновения КЗ.

2.4.4. статическая устойчивость

В случае отклонений мощности генерирующие единицы должны сохранять статическую устойчивость, работая в любой рабочей точке характеристики PQ.

Генерирующие единицы должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать без снижения мощности пока напряжение и частота остаются в указанных пределах в соответствии с требованиями, установленными в этом разделе.

Генерирующие единицы должны быть способными оставаться присоединенными к сети при однофазных или трехфазных КЗ и АПВ на линиях электропередачи, отходящих от станции. Подробные данные этой способности должны подлежать координации и согласованию относительно схем защиты и установок, в соответствии с подпунктом 2 пункта 2.6 настоящей главы.

2.5. Технические требования к стабильности напряжения:

1) способность к выработке реактивной энергии (общая)

Генерирующие единицы должны быть способными производить реактивную мощность, если такое требование установлено ОСП;

2) быстрое подпитки КЗ током

Единицы энергоцентра по требованию ОСП должны быть способными обеспечивать быстрое подпитки КЗ током в точке присоединения при симметричных (трехфазных) повреждений;

ОСП должен установить требования к работе единиц энергоцентра без отключения от электрической сети при нормативных повреждений;

3) система регулирования напряжения

Генерирующие единицы должны быть оборудованы постоянной системой автоматического регулирования возбуждения, которая может обеспечивать постоянное напряжение на зажимах генератора переменного тока на уровне выбранной уставки без нестабильности во всем рабочем диапазоне синхронной генерирующей единицы.

Синхронные генерирующие единицы должны быть оборудованы системой АРВ. Эта система должна включать:

функцию ограничения диапазона выходного сигнала таким образом, чтобы самая высокая частота характеристики не могла возбуждать крутильные колебания на других подключенных к сети генерирующих единицах;

ограничитель минимального возбуждения для предотвращения уменьшению возбуждения генератора переменного тока до уровня, который угрожает синхронной устойчивости;

ограничитель максимального возбуждения для предотвращения возбуждения генератора переменного тока выше максимального значения, которое допустимо в пределах его проектных параметров;

ограничитель тока статора;

функцию PSS для демпфирования колебаний мощности, которая является обязательной для новых синхронных генерирующих единиц типа В, С и D и существующих синхронных генерирующих единиц ГЭС/ГАЭС типа D.

Уставки настройки функции PSS для демпфирования колебаний мощности выбираются согласно методике производителя этой системы. Частоты настройки должны соответствовать заданным ОСП значениям.

Меры по настройке функции PSS должны быть выполнены владельцами генерирующих единиц в срок не более пяти месяцев после получения соответствующего оперативного распоряжения ОСП;

4) автоматическое отключение при отклонениях напряжения за допустимые пределы

Генерирующим единицам разрешается автоматическое отключение, когда напряжение в контрольной точке присоединения выходит за пределы, установленные ОСП;

5) способность к выработке реактивной энергии при максимальной активной мощности

Синхронные генерирующие единицы должны быть способными по требованию ОСП использовать все резервы реактивной мощности до аварийных перегрузок в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей.

Генерирующие единицы должны быть способными обеспечивать по требованию ОСП выработки / потребления реактивной мощности в случаях колебаний напряжения с учетом того, что:

синхронные генерирующие единицы должны быть способными обеспечивать выработку / потребления реактивной мощности на ее максимальном уровне в пределах графика UQ / P max, указанного на рисунке 6;

диапазон Q / P max и диапазон напряжений для синхронных генерирующих единиц должны находиться в пределах значений, указанных в таблице 11, а для единиц энергоцентра - в пределах значений, указанных в таблице 12;

необходимо учитывать, что полный диапазон реактивной мощности не может быть имеющимся во всем диапазоне напряжений в установившемся режиме;

генерирующие единицы должны быть способными к перемещению в любую рабочую точку в пределах своего профиля UQ / Pmax в соответствующих временных рамках до значений, установленных ОСП.

Рисунок 6

Рабочие диапазоны UQ / Pmax генерирующей единицы

Диаграмма отражает пределы графика UQ / P max напряжением в точке присоединения, выраженной отношением ее фактического значения к ее опорного значения в и. о., в зависимости от отношения реактивной мощности (Q) до максимальной мощности (P max ).

Таблица 11

Параметры для обводной (см. Рис. 6) для синхронных генерирующих единиц

Таблица 12

Параметры для обводной (см. Рис. 6) для единиц энергоцентра

Единицы энергоцентра должны соответствовать следующим требованиям режимов регулирования реактивной мощности:

быть способными к выдаче реактивной мощности автоматически или в режимах регулирования напряжения, реактивной мощности или коэффициента мощности;

для обеспечения режима регулирования напряжения должны быть способными к содействию регулированию напряжения в точке присоединения путем обеспечения обмена реактивной мощности с сетью с уставкой напряжения, охватывает от 0,95 до 1,05 в. о. с шагами не более 0,01 в. о., с крутизной характеристики в диапазоне, по крайней мере 2-7%, и шагами не более 0,5%. Выходная реактивная мощность должна быть нулевой, когда значение напряжения в точке присоединения равно вставке напряжения;

осуществлять работу с уставкой с или без зоны нечувствительности, выбранной в диапазоне от нуля до ± 5% опорного значения 1 в. о. напряжения, с шагами не более 0,5%;

в течение ступенчатой изменения напряжения должны быть способными достигать 90% изменения реактивной мощности в течение времени, не превышает 5 секунд, и стабилизироваться на значении, указанном крутизной характеристики в пределах времени, не превышающий 60 секунд, с устоявшимся допустимым отклонением реактивной мощности не более 5 % от максимальной реактивной мощности;

для обеспечения режима регулирования реактивной мощности должны быть способными к установлению уставки реактивной мощности где угодно в диапазоне реактивной мощности, определенном в абзаце третьем настоящего подпункта, с уставкой шага не более чем 5 МВАр или 5% (менее из этих значений) полной реактивной мощности, регулируя реактивную мощность в точке присоединения с точностью в пределах ± 5 МВАр или ± 5% (менее из этих значений) полной реактивной мощности;

быть способными регулировать коэффициент мощности в точке присоединения в пределах необходимого диапазона реактивной мощности в соответствии с требованиями, установленными в абзаце третьем настоящего подпункта, с шагами целевого коэффициента мощности не более 0,01;

6) демпфирования колебаний мощности

Единицы энергоцентра должны быть способными демпфировать колебания мощности. Характеристики регулирования напряжения и реактивной мощности единиц энергоцентра не должны оказывать негативное влияние на демпфирования колебаний мощности;

7) требования по диапазонов напряжения

С учетом требований подпункта 2.4.2 пункта 2.4 настоящей главы генерирующие единицы должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать в пределах диапазонов напряжения в точке присоединения, выраженных напряжением в точке присоединения в виде опорного значения 1 в. о., и для периодов времени, указанных в таблице 13 (для классов напряжения до 330 кВ включительно) и таблицы 14 (для классов напряжения от 400 кВ до 750 кВ).

Таблица 13

Таблица 14

Широкие диапазоны напряжения или длиннее минимальные периоды времени для работы могут быть согласованы между ОСП и владельцем генерирующего объекта. Если шире диапазона напряжения и длиннее минимальное время для эксплуатации экономически выгодным и технически возможными, то такое предложение не должна быть отклонена любой из сторон.

С учетом требований абзаца второго настоящего подпункта ОСП имеет право указывать напряжение в точке присоединения, при которой генерирующие единицы должны быть способными к автоматического отключения. Условия и уставки для автоматического отключения должны быть согласованы между ОСП и владельцем генерирующего объекта.

2.6. Технические требования по управлению системой передачи:

1) схемы управления и параметры настройки

Схемы, принцип действия, алгоритмы работы станционных систем управления, АСУ ТП генерирующих единиц (в части регулирования частоты, мощности и АРЗ) определяются согласно приложению 8 к настоящему Кодексу. Внесение любых изменений в схемы и алгоритмов работы без согласования с ОСП запрещается;

2) релейная защита и противоаварийная автоматика и параметры настройки

Алгоритмы работы, принципы организации и уставки релейной защиты и противоаварийной автоматики генерирующих единиц в обязательном порядке согласовываются с ОСП и должны быть скоординированы (согласованные) с действием РЖД и ПА передающих и распределительных сетей. ОСП должен определять схемы и уставки, РЖД и ПА сетей, с учетом характеристик генерирующей единицы. При угрозе безопасной работе ОЭС Украины, оборудованию или жизни и здоровью персонала, релейная защита и противоаварийная автоматика генерирующей единицы должны иметь приоритет над автоматикой регулирования нормального режима (например, САРЧП).

При выборе схемы и алгоритма работы релейной защиты и противоаварийной автоматики должна быть учтена необходимость защиты от:

внешних и внутренних коротких замыканий;

несимметричных нагрузок (обратная последовательность фаз)

перегрузок статора и ротора;

пере- / недовозбуждения;

повышение / понижение напряжения в точке присоединения;

повышение / понижение напряжения на зажимах генератора;

колебаний мощности в электрических сетях;

ложных срабатываний с учетом пусковых токов;

асинхронных режимов;

недопустимых кручений вала (например, подсинхронных резонанс);

повреждений линий электропередачи, влияющие на работу генерирующей единицы;

повреждений блочных трансформаторов;

с учетом необходимости обеспечения резервирования на случай отказа коммутационной аппаратуры и защиты, перевозбуждение (U / f), обратной мощности, скорости изменения частоты, смещение нейтрали напряжения.

При организации взаимодействия РЖД и ПА генерирующих единиц и электрических сетей должен быть установлен следующий приоритет действия (от самого высокого до самого низкого):

защита электрических сетей и защита оборудования генерирующей единицы;

обеспечения искусственной инерции, где это уместно;

осуществление регулирования частоты и мощности;

ограничения мощности;

ограничения градиента мощности;

3) обмен информацией

Генерирующие объекты должны быть способными к обмену технологической информацией с ОСП в режиме реального времени в соответствии с требованиями главы 6 раздела X настоящего Кодекса с меткой времени;

4) динамическая устойчивость

Генерирующие единицы должны быть способными к отсоединению от сети автоматически, чтобы предотвратить нарушение устойчивости энергосистемы или повреждение генерирующей единицы.

Владельцы генерирующих объектов и ОСП должны согласовать условия (критерии) обеспечение динамической устойчивости или сохранения управляемости;

5) контрольно-измерительная аппаратура

Генерирующие объекты должны быть оборудованы средствами регистрации аварийных событий и мониторинга динамического поведения системы. Эти средства должны регистрировать такие параметры:

напряжение;

активную мощность;

реактивную мощность;

частоту.

ОСП имеет право устанавливать параметры аппаратуры регистрации аварийных событий, в частности критерии запуска и частоту дискретизации.

ОСП определяет требования к мониторингу динамического поведения энергосистемы, в частности к процедуре выявления и сигнализации слабо затухающих колебаний мощности (WAMS).

Системы мониторинга качества электроснабжения и динамического поведения энергосистемы должны включать средства доступа к информации для владельца генерирующего объекта и ОСП. Протоколы обмена зарегистрированными данными должны быть согласованы между владельцем генерирующего объекта и ОСП.

В случае необходимости ОСП может выдвинуть требования о необходимости установки дополнительных устройств на генерирующем объекте, с целью предупреждения аварийных ситуаций в энергосистеме;

6) имитационные (математические, компьютерные) модели

По требованию ОСП владельцы генерирующих объектов должны предоставить имитационные модели, которые должным образом отражают поведение генерирующей единицы как в установившемся режиме так и в электромеханическом и электромагнитном переходных процессах.

Владельцы генерирующих объектов должны обеспечить верификацию предоставленных моделей соответствующими результатами испытаний в соответствии с требованиями настоящего Кодекса и предоставлять результаты испытаний ОСП.

Модели, предоставленные владельцами генерирующих объектов, должны содержать следующие составляющие в зависимости от существования отдельных компонентов:

генератор переменного тока и первичный двигатель;

регулирования частоты вращения и мощности;

регулирования напряжения, включая функцию стабилизатора энергосистемы (PSS) и систему регулирования возбуждения, в случае их наличия;

модели защит генерирующей единицы;

модели преобразователей в случае их наличия.

ОСП определяет:

формат, в котором должны предоставляться модели;

объем документации о структуре и блок-схемы модели;

минимальные и максимальные мощности КЗ в точке присоединения, выраженные в МВА, как эквивалент сети;

7) скорость изменения активной мощности

С целью обеспечения возможности изменять активную мощность генерирующей единицы в соответствии с ее планового графика ОСП устанавливает минимальную (но не менее 1% от установленной мощности) и максимальную границы для скорости изменения выходного активной мощности для генерирующей единицы, учитывая тип генерирующего оборудования;

8) заземления нейтрали

Заземляющего устройства нейтрали на сетевой стороне повышающих трансформаторов должна соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок;

9) средства синхронизации

Генерирующие единицы должны быть оборудованы необходимыми средствами синхронизации для подключения к сети.

Синхронизация генерирующих единиц должно быть возможным для частот в пределах диапазонов, указанных в таблице 4.

Параметры устройств синхронизации должны быть согласованы ОСП и владельцем генерирующего объекта на этапе проектирования, а именно:

напряжение;

частота;

диапазон фазового угла;

последовательность чередования фаз;

отклонения напряжения и частоты.

2.7. Технические требования по восстановлению системы передачи:

1) автоматическое повторное присоединение

Генерирующие единицы должны быть способными к повторного подключения к сети после случайного отключения, вызванного нарушением сети в соответствии с условиями, установленными ОСП. ОСП должен определить необходимость установки систем автоматического повторного подключения и их параметров для каждого генерирующего объекта на основе расчетов электрических режимов;

2) автономный пуск

Способность к автономному пуска не является обязательным для любых типов генерирующих единиц, за исключением случаев, когда ОСП считает, что безопасность энергосистемы подвергается риску из-за дефицита в энергосистеме способности к автономному пуска. В таком случае ОСП может обратиться к владельцам генерирующих объектов с требованием предоставить коммерческое предложение по обеспечению способности к автономному пуска, а владельцы обязаны предоставить ему такое предложение.

Генерирующие единицы со способностью к автономному пуска должны быть способными к пуску с полностью обесточенного состояния без какой-либо внешней подачи электрической энергии в пределах временного интервала, утвержденного ОСП.

Генерирующие единицы со способностью к автономному пуска должны быть способными синхронизироваться в пределах частоты, указанной в таблице 4, и в пределах напряжения в соответствии с подпунктом 7 пункта 2.5 настоящей главы, если это применимо.

Генерирующие единицы со способностью к автономному пуска должны быть способными к автоматического поддержания напряжения при присоединении нагрузки.

Генерирующие единицы со способностью к автономному пуска должны:

быть способными регулировать частоту и мощность в выделенном энергорайоне;

регулировать частоту в случае ее повышения или снижения во всем диапазоне выходной активной мощности между минимальным уровнем регулирования и максимальной мощностью, а также на уровне нагрузки собственных нужд;

параллельно работать с несколькими генерирующими единицами в составе одного острова;

автоматически регулировать напряжение в процессе восстановления энергосистемы;

3) участие в островном режиме работы

Генерирующие единицы (кроме энергоблоков АЭС и единиц энергоцентра) должны быть способными участвовать в островном режиме работы с такими пределами:

пределы частоты для островного режима работы установлены в таблице 4;

пределы напряжения для островного режима работы должны устанавливаться ОСП или соответствующим Оператором в координации с ОСП.

Генерирующие единицы должны быть способными работать в режиме нормированного первичного регулирования частоты (FSM) при островного режима работы в соответствии с требованиями подпункта 5 пункта 2.3 настоящей главы. В случае избытка мощности генерирующие единицы должны быть способными к снижению выходного активной мощности от предыдущей рабочей точки до любой новой рабочей точки в пределах графика PQ. В связи с этим генерирующие единицы должны быть способным к снижению выходного активной мощности к техническому минимуму.

ОСП и владельцем генерирующего объекта должна быть согласована процедура информирования о переходе генерирующих единиц от параллельной работы с ОЭС Украины на работу в островном режиме и наоборот;

4) быстрая повторная синхронизация

В случае отсоединения генерирующей единицы от сети эта генерирующая единица должна быть способной к быстрой повторной синхронизации методом точной синхронизации, предусматривающий установление устройств автоматической и полуавтоматической точной синхронизации.

Если на повторную синхронизацию генерирующей единицы требуется более 15 минут, ОСП и соответствующий ОСР совместно с владельцем генерирующего объекта должны согласовать схему выделения на питание собственных нужд и прилегающий энергорайона.

В вышеупомянутом случае генерирующие единицы должны быть способными к длительной работе после переключения на питание собственных нужд и прилегающего энергорайона в изолированном режиме. Минимальная продолжительность работы в изолированном режиме должна быть установлена ОСП с учетом типа генерирующего оборудования.

2.8. Применение технических требований к ГАЭС, энергетических объектов с комбинированным выработкой тепла и электроэнергии

Генерирующие единицы ГАЭС должны соответствовать всем требованиям, указанным в этой главе, как в генераторном, так и в насосном режимах работы, если они относятся к типу B, C или D. Работа в режиме синхронных компенсаторов для ГАЭС не должна быть ограничена во времени техническим проектом.

Насосные модули на ГАЭС, которые обеспечивают только режим закачки, должны выполнять технические требования, изложенные в главе 3 настоящего раздела, и рассматриваться как объекты энергопотребления.

Требования этого раздела относительно способности поддерживать постоянную выходную активную мощность или модулировать исходную активную мощность не должны применяться к генерирующим единиц объектов с комбинированным выработкой тепла и энергии, встроенных в сети промышленных объектов, на которых выполняются все из следующих критериев:

основное назначение этих объектов - выработка тепла для промышленных процессов соответствующего промышленного объекта;

выработки тепла и электрической энергии неразрывно связаны, то есть любое изменение выработки тепла заканчивается неизбежной сменой выработки активной мощности и наоборот;

генерирующие единицы относятся к типу A, B или C.

3. Технические требования к электроустановкам объектов распределения / энергопотребления, которые присоединяются к системе передачи или влияют на режимы работы системы передачи

3.1. Требования к электроустановкам по частоте

Присоединены к системе передачи электроустановки объектов распределения / энергопотребления должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать в частотных диапазонах и в течение периодов времени, указанных в таблице 15.

Таблица 15

Минимальные интервалы времени, для которых энергообъекты должны быть способным работать на различных частотах, отклоняющихся от номинального значения, без отсоединения от сети

3.2. Требования к электроустановкам относительно напряжения

ОСР / владельцы объектов энергопотребления должны обеспечить, чтобы их присоединение не приводили к искажению или колебания напряжения питающей сети в точке присоединения. Уровень искажения не должна превышать уровень, установленный им ОСП.

Присоединены к системе передачи объекты распределения / энергопотребления должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать в диапазонах напряжения и в течение периодов времени, указанных в таблице 16 (для уровней напряжения до 330 кВ включительно) и таблицы 17 (для уровней напряжения выше 400 кВ ).

Оборудование распределительных сетей, подключенных к системе передачи на том же напряжении, что и напряжение точки присоединения, должен быть способен оставаться присоединенным к сети и работать в диапазонах напряжения и в течение периодов времени, указанных в таблице 16 (для уровней напряжения до 330 кВ включительно) и таблицы 17 (для уровней напряжения выше 400 кВ).

Таблица 16

Таблица 17

Если этого требует ОСП, присоединенные к системе передачи электроустановки объектов распределения / энергопотребления должны быть способными к автоматическому отключению при указанных уровней напряжения. Условия и настройки для автоматического отключения должны быть согласованы между ОСП и ОСР / владельцем объекта энергопотребление.

3.3. Требования к электроустановкам по короткого замыкания:

1) ОСП должен указать уровень максимального тока короткого замыкания в точке присоединения, который должны быть способными выдерживать присоединены к системе передачи электроустановки объекты распределения / энергопотребления;

2) ОСП должен предоставить ОСР / владельцу объекта энергопотребление оценку минимальных и максимальных токов короткого замыкания, которые очикуватимуться в точке присоединения;

3) после возникновения незапланированной события ОСП должен сообщить заинтересованного ОСР / владельца объекта энергопотребление как можно скорее но не позднее 3 дней после наступления незапланированной события по изменению порога максимального тока короткого замыкания в сети ОСП;

4) установлен в соответствии с подпунктом 3 настоящего пункта новый порог должен быть доведен до ОСР и владельцев объектов энергопотребления, электроустановки которых присоединены к системе передачи и должны быть способными выдерживать изменения порога максимального тока короткого замыкания;

5) перед запланированным событием ОСП должен сообщить заинтересованного ОСР / владельца объекта энергопотребления, как можно скорее, но не позднее одной недели перед запланированным событием, об изменениях по увеличению порога максимального тока короткого замыкания в сети ОСП;

6) установлен в соответствии с подпунктом 5 настоящего пункта новый порог должен быть доведен до ОСР и владельцев объектов энергопотребления, электроустановки которых присоединены к системе передачи и должны быть способными выдерживать изменения порога максимального тока короткого замыкания;

7) ОСП должен запросить информацию от ОСР и владельцев объектов энергопотребления относительно вклада тока короткого замыкания от их энергоустановок или сетей. Эквивалентные модули сети должны быть представлены и подтверждены для нулевой, прямой и обратной последовательностей;

8) после незапланированной события ОСР / владельцы объектов энергопотребления должны как можно быстрее сообщить ОСП, но не позднее 7 дней после незапланированной события, об изменениях в взноса тока короткого замыкания с превышением порога, установленного ОСП;

9) до соревнований ОСР / владельцы объектов энергопотребления должны как можно быстрее сообщить ОСП, но не позднее 7 дней до соревнований, об изменениях в взноса тока короткого замыкания с превышением порога, установленного ОСП.

3.4. Требования к объектам распределения / энергопотребления по реактивной мощности:

1) присоединены к системе передачи объекты распределения / энергопотребления должны быть способными к поддержанию их устойчивой работы в точке присоединения в пределах диапазона реактивной мощности, указанного ОСП для потребления и генерации реактивной мощности, который не должен превышать 48% (при коэффициенте мощности 0, 95) большей среди мощности максимально допустимой выдачи или максимально допустимого потребления. Коэффициент мощности может буди изменен по взаимному согласию ОСР и ОСП, после выполнения расчетов;

2) ОСП может требовать, чтобы присоединены к системе передачи распределительные сети были способными компенсировать генерацию реактивной мощности в точке присоединения до нулевого значения в условиях перетока активной мощности менее 25% от максимально допустимого перетока;

3) с учетом требований подпункта 1 настоящего пункта ОСП может требовать, чтобы в присоединенной к системе передачи распределительной сети активно было обеспечено регулирование перетоков реактивной мощности в точке присоединения. ОСП и ОСР должны согласовать метод этого регулирования с учетом надежности электроснабжения потребителей и работы ОЭС Украины в целом.

3.5. Требования к объектам распределения / энергопотребления по схемам защиты и устройств управления:

1) ОСП и ОСР / владельцы объектов энергопотребления должны согласовать типа устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, схемы релейной защиты и противоаварийной автоматики и уставки для присоединенных к системе передачи объектов распределения / энергопотребления;

2) с учетом безопасности работы энергосистемы и без ущерба для оборудования и здоровья персонала и населения автоматическая защита объектов распределения / энергопотребления должен иметь приоритет над управлением путем предоставления оперативных команд и распоряжений диспетчерским персоналом;

3) устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики должны обеспечивать:

ликвидацию внешних и внутренних КЗ;

предупреждения повышения или понижения напряжения в точке присоединения к системе передачи выше / ниже предельно допустимых границ;

предупреждения отклонения частоты за пределы предельно допустимых значений;

защита электроустановок потребителей;

защиту блочных трансформаторов;

резервирования на случай отказа коммутационной аппаратуры и защиты;

4) ОСП и ОСР / владельцы объектов энергопотребления, объекты которых подключены к системе передачи, должны согласовать процедуры внесения изменений в схемы, уставки и типы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики с учетом их взаимодействия с системами управления нормального режима;

5) процедура согласования схем, уставок и типов устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики должна учитывать:

режимы работы объектов распределения / энергопотребления (изолированно или синхронно)

необходимость демпфирования (гашения) колебаний мощности;

предупреждения и ликвидации нарушения нормального режима работы передающей сети;

автоматический ввод резерва;

автоматическое повторное включение после ликвидации КЗ;

6) ОСР / владельцы объектов энергопотребления, обязаны создавать собственные телекоммуникационные сети и обеспечивать обмен данными с ОСП в соответствии с требованиями главы 6 раздела X настоящего Кодекса.

3.6. Требования к автоматической частотной разгрузки (АЧР), отключение нагрузки (САОН) и повторного включения нагрузки после действия устройств АЧР (ЧАПВ) и САОН:

1) все присоединенные к системе передачи объекты распределения / энергопотребления должны соответствовать требованиям АЧР или САОН:

ОСР и владельцы присоединенных к системе передачи объектов энергопотребления должны обеспечивать способность к автоматическому отключению / включению согласованной доли их нагрузки при снижении / повышении частоты и / или напряжения до уставок срабатывания и / или превышении допустимых перетоков мощности в контролируемых ОСП сечениях. ОСП определяет уставки срабатывания и объемы подключенной нагрузки к устройствам АЧР, САОН и ЧАПВ.

Включение / включения нагрузки, заведенного под АЧР / ЧАПВ, должно выполняться многоступенчатым для заданного диапазона частот и с заданным временем и соответствовать следующим требованиям:

диапазон частот - в пределах 47-50 Гц с шагом настройки 0,01 Гц;

реле частоты АЧР должны сохранять заданные уставки срабатывания по частоте при изменениях величины контролируемой и оперативного напряжения в пределах диапазона 20-130% номинальной;