Ст. pd1_r5_8.4.2. Кодекс системи передачі, розд. V, п. 8.4.2

Вимоги до первинного регулювання частоти та резерву підтримання частоти (резерв первинного регулювання):

1) розрізняють загальне і нормоване первинне регулювання частоти в ОЕС України.

Участь у загальному первинному регулюванні є обов’язковою умовою для генеруючих одиниць типу В, С, D та СНЕ УЗЕ типу А1, A2, В, С, D, які працюють у складі ОЕС України.

{Абзац другий підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

Усі генеруючі одиниці типу В, С, D та СНЕ УЗЕ типу А1, A2, В, С, D повинні постійно брати участь у загальному первинному регулюванні.

{Абзац третій підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

Під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блоку регулювання одиниці надання ДП, що мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ, повинні забезпечити надання ДП з РПЧ у повному обсязі (незалежно від того чи були продані ці обсяги на відповідних аукціонах на ДП) з урахуванням доведеного ОСП балансу потужності відповідно до програми системних випробувань на цей час та оперативних команд диспетчера ОСП;

{Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 }

{Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 }

2) загальне первинне регулювання частоти в ОЕС України має здійснюватися з метою збереження енергопостачання споживачів і функціонування електростанцій у разі аварійних відхилень частоти;

3) нормоване первинне регулювання має забезпечити стійку видачу необхідного резерву підтримання частоти РПЧ з моменту виникнення відхилення частоти і його підтримання аж до повернення частоти до номінального значення в результаті дії вторинного регулювання, тобто протягом 15 хвилин. Задана величина РПЧ має контролюватись і підтримуватись оперативним персоналом електростанції на генеруючих одиницях, СНЕ, УЗЕ, одиницях споживання, що залучені до нормованого первинного регулювання;

{Підпункт 3 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

4) у разі розрахункового аварійного небалансу потужності первинне регулювання має утримувати квазістатичне відхилення частоти в межах 50 ± 0,2 Гц і динамічне відхилення частоти у межах 50 ± 0,8 Гц;

5) у випадках, коли величина необхідного резерву підтримання частоти перевищує наявний РПЧ, видача регулюючої потужності генеруючими одиницями, СНЕ, УЗЕ, одиницями споживання, що залучені до нормованого первинного регулювання, має здійснюватися в усьому діапазоні регулювання, обмеженому тільки допустимістю режимів обладнання. Додаткова регулююча потужність в ОЕС України забезпечується в такому випадку загальним первинним регулюванням;

{Підпункт 5 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

6) після мобілізації первинних резервів встановлюється квазістатичний баланс потужності за нового квазістатичного значення частоти, відмінного від номінального, оскільки первинне регулювання є статичним і залежність величини відхилення частоти від величини небалансу потужності визначається крутизною СЧХ усієї синхронної області;

7) для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D та СНЕ УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України (блоку регулювання) нормою участі в загальному первинному регулюванні є забезпечення:

{Абзац перший підпункту 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

дії первинного регулювання в межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання СНЕ;УЗЕ;

{Абзац другий підпункту 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

стійкої видачі наявної первинної регулюючої потужності з моменту відхилення частоти від номінальної на ± 0,2 Гц та більше і до входу відхилення частоти в мертву зону загального первинного регулювання ± 0,2 Гц, тобто не менше 15 хвилин;

динаміка зміни первинної регулюючої потужності генеруючої одиниці загального первинного регулювання визначається її наявними системами регулювання і має відповідати вимогам ГКД 34.20.507, а для СНЕ УЗЕ визначається їхніми наявними системами регулювання та вимогами цього Кодексу;

{Абзац четвертий підпункту 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

8) для всіх генеруючих одиниць типу В (відповідно до їх технічної спроможності), С, D та СНЕ УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блоку регулювання вимогами щодо участі в загальному первинному регулюванні є забезпечення:

дії первинного регулювання в межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання СНЕ;УЗЕ;

можливості гнучкого налаштування величини мертвої зони в діапазоні від 0 до 0,2 Гц у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, яке враховує технічну спроможність обладнання;

стійкої видачі наявної первинної регулюючої потужності при виході частоти за межі встановленої мертвої зони і до входу відхилення частоти в мертву зону загального первинного регулювання протягом не менше ніж 15 хвилин;

можливості змінювати уставку статизму у діапазоні:

від 2% до 12% (для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D відповідно до їх технічної спроможності),

від 0,1% до 12% (для СНЕ УЗЕ типу А1, А2, B, C, D) у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, яке враховує технічну спроможність обладнання;

динаміки зміни первинної регулюючої потужності генеруючої одиниці загального первинного регулювання, що визначається їх наявними системами регулювання, зокрема для генеруючих одиниць, які мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ - динаміка зміни первинної регулюючої потужності згідно з підпунктом 13 цього підпункту, а для СНЕ УЗЕ визначається наявними в них системами регулювання та вимогами цього Кодексу;

{Підпункт 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 }

9) забороняється використання пристроїв і систем автоматичного керування, а також ведення режимів роботи електростанцій, енергоблоків (агрегатів), що перешкоджають зміні потужності в разі зміни частоти. З дозволу ОСП допускається короткочасне їхнє використання в разі несправності основного обладнання, щоб запобігти виникненню технологічних порушень або їхньої ліквідації. Після зміни потужності, зумовленої зміною частоти, оперативний персонал електростанцій має право втручатися у процес регулювання потужності тільки в таких випадках:

після відновлення частоти 50,00 Гц;

з дозволу ОСП;

у разі виходу потужності за межі, що допустимі для обладнання;

у разі виходу швидкості зміни потужності за межі, що допустимі для обладнання;

у разі виникнення загрози порушення технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока АЕС;

10) нормоване первинне регулювання має забезпечувати стійку видачу необхідного резерву підтримання частоти і його утримання, починаючи з моменту виникнення небалансу потужності і відхилення частоти на ± 0,02 Гц і більше і закінчуючи повною компенсацією небалансу потужності, що виник, і повернення частоти до початкового номінального рівня в результаті дії вторинного регулювання, тобто протягом принаймні 15 хвилин;

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

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

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

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

15) зона нечутливості первинних регуляторів (± f нч ) - діапазон відхилень частоти, що була виміряна, від заданого (номінального) значення, у межах якого не забезпечується переміщення регуляторами органів керування турбіни (в тому числі котла на ТЕС або реактора на АЕС) або відсутня технічна можливість здійснення коригувальної дії для СНЕ, УЗЕ, одиниць споживання, що не має перевищувати ± 0,01 Гц;

{Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

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

17) мертва зона регулювання (±Df 0) - діапазон фактичних відхилень частоти від заданого (номінального) значення, в якому енергоблок (агрегат) не змінює свою потужність. Мертва зона зумовлена неточністю локального вимірювання частоти та нечутливістю первинного регулятора частоти. За межами мертвої зони енергоблок (агрегат) має видавати РПЧ відповідно до заданого статизму. На генеруючих одиницях, СНЕ, УЗЕ, одиницях споживання України, виділених для регулювання за допомогою РПЧ, мінімальне значення мертвої зони (±Df 0мін ), що є сумою похибки локального вимірювання частоти та зони нечутливості первинних регуляторів, має відповідати вимогам, установленим підпунктом 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу для генеруючих одиниць та підпунктом 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу для СНЕ;УЗЕ;

{Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

18) статизм одиниці/групи постачання РПЧ має бути здатним змінюватися відповідно до вимог, установлених у підпункті 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу для генеруючих одиниць та в підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу для СНЕ, УЗЕ, і забезпечувати видачу всього заданого РПЧ у разі відхилення частоти на ± 0,2 Гц і більше. Величина статизму визначає нахил статичної частотної характеристики регулювання за допомогою РПЧ. За межами мертвої зони величина статизму σ визначається за формулою

{Абзац перший підпункту підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

де

Δƒ р

-

розрахункове відхилення частоти за межами мертвої зони, Гц;

ƒ ном

-

номінальна частота 50,00 Гц;

Δ Рп

-

РПЧ, що видається енергоблоком (агрегатом), СНЕ, УЗЕ, одиницею споживання, МВт;

{Абзац п'ятий підпункту підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

Pном

-

номінальна потужність енергоблока (агрегата), СНЕ, УЗЕ, одиницею споживання, МВт;

{Абзац шостий підпункту підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

Рисунок 19

Статична характеристика первинного регулювання

{Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

19) первинне регулювання має здійснюватися зміною потужності генеруючої одиниці, СНЕ, УЗЕ, одиниці споживання залежно від фактичного відхилення частоти по статичній характеристиці згідно з рисунком 19 та для СНЕ УЗЕ по статичній характеристиці первинного регулювання згідно з рисунком 15;

{Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

20) виведення генеруючої одиниці, СНЕ, УЗЕ, одиниці споживання з нормованого первинного регулювання самостійно власником генеруючої одиниці, СНЕ, УЗЕ, одиниці споживання забороняється і виконується лише за оперативною командою ОСП розширенням мертвої зони первинного регулювання до визначеного ним рівня;

{Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 , № 1680 від 29.09.2021 }

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

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

Сi = E i / E сум ,

де

Е i

-

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

Е сум

-

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

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

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

{Абзац перший підпункту підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

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

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

для ізольованої роботи ОЕС України ± 1000 МВт).

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

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

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

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

{Абзац третій підпункту підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

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

{Абзац четвертий підпункту підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

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

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

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

29) до нормованого первинного регулювання залучаються генеруючі одиниці типу В, С та D, що відповідають вимогам роботи в режимі нормованого первинного регулювання, встановленим підпунктом 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу, а також одиниці СНЕ УЗЕ типу А2, B, С та D, які відповідають вимогам роботи в режимі нормованого первинного регулювання, встановленим підпунктом 3 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу. Такі генеруючі одиниці мають відповідати вимогам чинних нормативно-технічних документів щодо характеристик маневреності (ГКД 34.25.503-96 «Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги», затверджений Міністерством енергетики та електрифікації України 01 вересня 1996 року, Норми мінімально допустимих навантажень енергоблоків, Норми максимально допустимих швидкостей зміни навантаження при роботі енергоблоків 160 - 800 МВт у регулювальному діапазоні). Усі генеруючі одиниці типу В, C та D та СНЕ, УЗЕ, не виділені для нормованого первинного регулювання, мають брати участь у загальному первинному регулюванні;

{Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

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