Кодекс системи передачі, розд. V, п. 8.4.3

Вимоги до вторинного регулювання частоти та резервів відновлення частоти (резерв вторинного регулювання):

1) вторинне регулювання провадиться для:

підтримки частоти в допустимих межах;

підтримки балансу потужності ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області шляхом регулювання заданого з частотною корекцією сумарного зовнішнього перетоку ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області;

підтримки сальдо перетоків потужності по внутрішніх та зовнішніх зв’язках і перетинах у допустимих діапазонах;

забезпечення відновлення резервів первинного регулювання;

2) в ОЕС України/блоку регулювання/синхронній області має безперервно здійснюватися:

вторинне регулювання частоти в ОЕС України у режимі відокремленої роботи;

регулювання обмінної потужності із суміжними блоками регулювання/енергосистемами синхронної області з частотною корекцією в режимі синхронної роботи;

обмеження перетоків потужності по внутрішніх зв’язках і перетинах;

3) порядок організації вторинного регулювання частоти в синхронній області має спільно встановлюватися ОСП країн, енергосистеми яких працюють синхронно;

4) у результаті дії системи вторинного регулювання сумарний зовнішній переток ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області має підтримуватися на заданому рівні за номінальної частоти. При цьому внутрішні порушення балансу потужності ОЕС України/блоку регулювання/енергосистем синхронної області мають усуватися відповідними ОСП за час, не більший 15 хвилин;

5) система вторинного регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області не має реагувати на небаланси потужності, що виникли в сусідніх блоках регулювання/енергосистемах синхронної області. У той же час система вторинного регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області має не перешкоджати дії первинного регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області. У міру того як вторинне регулювання ОЕС України/блоку регулювання/синхронної області, впливаючи на свої генеруючі одиниці, УЗЕ, одиниці споживання, компенсує небаланс потужності, що в ній виник, резерви підтримання частоти мають відновлюватися до початкових значень;

{Підпункт 5 підпункту 8.4.3 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 }

6) в ОЕС України ОСП має визначити лінії електропередачі і внутрішні та міждержавні перетини, перевантаження яких можуть призвести до порушення стійкості синхронної роботи. На цих лініях електропередачі і в перетинах має бути організоване автоматичне обмеження перетоків (АОП) або оперативне обмеження перетоків. У складі САРЧП має бути передбачено швидкодіючі АОП по цих лініях і перетинах, виконані у вигляді інтегральних регуляторів з регульованою зоною нечутливості;

7) перевантаження мають виявлятися і ліквідовуватися АОП, а за його відсутності/неефективності - оперативно за мінімальний час, але не більше 20 хвилин у статичних режимах. Для перетинів, зазначених у підпункті 6 цього підпункту, ОСП повинен визначити електростанції вторинного регулювання з розміщенням на них резерву відновлення частоти, достатнього для запобігання (ліквідації) перевантаження;

8) вторинне регулювання заданого сумарного зовнішнього перетоку з частотною корекцією має виконуватися за критерієм характеристик мережі, при цьому регульованим параметром (що підлягає зведенню до нуля) є помилка області регулювання G (АСЕ). Помилка області регулювання G обчислюється за формулою

{Абзац перший підпункту 8 підпункту 8.4.3 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 }

G = Δ P + Kч ⋅Δ f,

де

Δ P = P пл - P

-

відхилення фактичного сумарного зовнішнього перетоку потужності P від планового значення Р пл ;

{Абзац третій підпункту 8 підпункту 8.4.3 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 }

P пл

-

помилка регулювання перетоку, МВт;

Δ f = f - f з

-

відхилення фактичного значення частоти f від заданого значення f з (нормально - 50,0 Гц, а у період корекції синхронного часу - 50 ± 0,01 Гц);

K ч

-

заданий коефіцієнт частотної корекції, МВт/Гц та/або відпускається в мережу;

{Абзац шостий підпункту 8 підпункту 8.4.3 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 }

K ч ⋅Δ f

-

поточна частотна корекція (помилка регулювання частоти), МВт. Помилка регулювання блоку регулювання/синхронної області G є позитивною в разі виникнення у блоці регулювання/синхронній області надлишку потужності, що генерується.

Помилка регулювання блоку регулювання/синхронної області має усуватись із заданою точністю і швидкодією;

{Підпункт 8 підпункту 8.4.3 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 }

9) в оперативно-інформаційних комплексах ОСП має бути передбачено формування і відображення інформації про поточне значення АСЕ блоку регулювання/синхронної області для здійснення оперативного регулювання заданого перетоку з частотною корекцією;

10) у разі відділення ОЕС України від синхронної області на роботу в ізольованому режимі вторинне регулювання ОЕС має забезпечити перехід на астатичне регулювання частоти. У разі з’єднання ОЕС України на паралельну роботу з синхронною областю вторинне регулювання має бути переведене в режим регулювання сумарного зовнішнього перетоку потужності блоку регулювання/синхронної області з узгодженою частотною корекцією;

11) для забезпечення астатичного регулювання частоти ОЕС України або її частин в ізольованому/острівному режимі роботи або сумарного зовнішнього перетоку з корекцією по частоті (зведення відхилення регульованого параметра до нуля) у блоці регулювання/синхронній області вторинне регулювання ОЕС має здійснюватися центральним, інтегральним (пропорційно-інтегральним) регулятором, установленим у диспетчерському центрі ОСП, який працює в режимі реального часу в замкнутому контурі регулювання з об’єктом;

12) інформаційний обмін між центральним регулятором САРЧП і об’єктами регулювання має бути забезпечено окремою системою збору і передавання інформації (СЗПІ) для САРЧП. Не допускається використання виділених каналів і окремих елементів СЗПІ для цілей, відмінних від збору і передавання даних про режим системи передачі і керуючих дій для одиниць керування, графіків навантаження;

13) резерв вторинного регулювання для області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»/блока регулювання/синхронної області на завантаження і розвантаження виділених електростанцій для вторинного регулювання має створюватися і постійно підтримуватися для забезпечення цілей, зазначених у підпункті 1 цього підпункту;

{Підпункт 13 підпункту 8.4.3 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 }

14) величина необхідного РВЧ в області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»/блоці регулювання/синхронній області має бути достатньою для компенсації:

{Абзац перший підпункту 14 підпункту 8.4.3 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 }

нерегулярних коливань небалансу потужності;

динамічної похибки регулювання балансу потужності в години змінної частини графіка навантаження;

найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання (критерій надійності N-1) в області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»/блоці регулювання/синхронній області;

{Абзац четвертий підпункту 14 підпункту 8.4.3 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 }

15) РВЧ може складатися з резервів, що активуються в автоматичному (аРВЧ) та ручному (рРВЧ) режимах. Величина мінімального аРВЧ R визначається за формулою

{Абзац перший підпункту 15 підпункту 8.4.3 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 }

де

P макс

-

максимум навантаження в ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області, МВт;

а = 10 МВт і b = 150 МВт

-

емпірично підібрані коефіцієнти.

Якщо розрахунковий небаланс потужності в ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області, пов’язаний з втратою генерації, більше величини R, то величина резерву на завантаження має прийматися такою, що дорівнює величині даного розрахункового небалансу. Далі R порівнюється з:

величиною встановленої потужності найпотужнішого енергоблока в ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області;

величиною потужності найбільш потужного вузла споживання електричної енергії, втрата якого можлива в разі вимкнення одного елемента мережі.

Остаточна величина РВЧ визначається як найбільші за модулем величини з цих двох складових, при цьому діапазон вторинного регулювання може бути несиметричним;

{Абзац восьмий підпункту 15 підпункту 8.4.3 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 }

Для області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»:

{Підпункт 15 підпункту 8.4.3 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 № 1120 від 21.06.2019 }

принцип визначення РВЧ відповідає вимогам Каталогу заходів для включення на паралельну роботу південно-західної частини української енергосистеми, області регулювання «острову Бурштинської ТЕС» з CENTREL/UCPTE та дорівнює потужності найбільш потужного працюючого блока;

{Підпункт 15 підпункту 8.4.3 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 № 1120 від 21.06.2019 }

аРВЧ повинен становити ±10 % від покриття області регулювання «острів Бурштинської ТЕС».

{Підпункт 15 підпункту 8.4.3 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 № 1120 від 21.06.2019 }

Величина рРВЧ для області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» розраховується як різниця між розрахунковою величиною РВЧ та розрахованою величиною аРВЧ;

{Підпункт 15 підпункту 8.4.3 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 № 1120 від 21.06.2019 }

16) розрахункова величина РВЧ визначається виходячи з необхідності компенсації найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання та має становити:

для області регулювання ОЕС України:

на завантаження - 1000 МВт;

на розвантаження - 500 МВт;

для області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»:

на завантаження - обсяг резерву визначається відповідно до алгоритму, визначеного у підпункті 15 цього підпункту;

на розвантаження - 100 МВт.

В ОЕС України РВЧ орієнтовно має розміщатися в окремі періоди не менше ніж на 30 генеруючих одиницях;

{Підпункт 16 підпункту 8.4.3 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 }

17) в області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» вибір одиниць постачання РВЧ, визначення для них діапазонів вторинного регулювання та РВЧ на завантаження і розвантаження здійснюється ОСП відповідно до Правил ринку.

{Абзац перший підпункту 17 підпункту 8.4.3 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 }

До автоматичного вторинного регулювання слід залучати маневрені генеруючі одиниці, УЗЕ, а також регульоване навантаження споживачів, які задовольняють вимогам автоматичного вторинного регулювання, здатних під дією центрального регулятора змінити потужність у межах заданого вторинного резерву. Генеруючі одиниці, що залучаються до вторинного регулювання, мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів щодо характеристик маневреності (Норми мінімально допустимих навантажень енергоблоків, Норми максимально допустимих швидкостей зміни навантаження при роботі енергоблоків 160-800 МВт у регулювальному діапазоні).

{Абзац другий підпункту 17 підпункту 8.4.3 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 № 1120 від 21.06.2019 , № 1546 від 16.09.2021 }

Під час вибору електростанцій для вторинного регулювання і розміщенні на них вторинних резервів слід ураховувати їх маневреність і регулювальні можливості, при цьому вторинні резерви мають розміщуватися на електростанціях так, щоб їх можна було б використовувати для розвантаження переобтяжених зв’язків і перетинів;

18) електростанції та енергоблоки (агрегати), УЗЕ, а також регульоване навантаження споживачів, що залучаються до вторинного регулювання, мають:

{Абзац перший підпункту 18 підпункту 8.4.3 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 }

забезпечити виконання технічних вимог до вторинного регулювання, встановлених ОСП відповідно до вимог цього Кодексу;

встановити і забезпечити експлуатацію устаткування СЗПІ і апаратури, яка реєструє фактичне залучення електростанції і кожного енергоблока (агрегата) до регулювання, приймає сигнали керування від центрального регулятора (САРЧП), обмінюється інформацією з цим центральним регулятором (САРЧП) і відповідає вимогам, установленим ОСП відповідно до вимог цього Кодексу;

19) мінімальні технічні вимоги для РВЧ повинні бути такими:

активація одиниці (групи) надання РВЧ повинна відбуватись відповідно до заданої уставки, отриманої від ОСП з затримкою, що не перевищує 30 секунд;

час введення в дію (повної активації) РВЧ не більше 15 хвилин;

стійка видача РВЧ з моменту введення в дію (до введення в дію необхідного РЗ), тобто не менше 60 хвилин;

точність вимірювання активної потужності одиниці (групи) надання РВЧ та точність підтримання заданої потужності повинні бути не гіршими ніж ± 1,0 % від номінальної потужності одиниці (групи) надання РВЧ;

вимірювання параметрів і передавання інформації мають проводитися з циклом, не більшим ніж 1 секунда;

одиниця (група) постачання РВЧ повинна виконувати вимоги зі швидкості зміни навантаження;

20) кожен постачальник РВЧ повинен:

підтвердити, що його одиниці (групи) постачання РВЧ виконують мінімальні технічні вимоги до РВЧ та вимоги до готовності РВЧ;

повідомляти ОСП про зниження фактичної готовності або аварійне відключення своєї одиниці (групи, частини групи) постачання РВЧ якомога швидше.

{Абзац третій підпункту 20 підпункту 8.4.3 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 }