Постановление N 423/2019 от 22.11.2019 об утверждении Кодекса электрических сетей

НАЦИОНАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Кодекса электрических сетей

№ 423/2019  от  22.11.2019

 (в силу 24.02.2020) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 14-23 ст. 63 от 24.01.2020

* * *

ЗАРЕГИСТРИРОВАНО:

Министерство юстиции

№ 1513 от 20 декабря 2020 г.

Министр юстиции

Фадей НАГАЧЕВСКИ __________

На основании ч.(4) ст.53 и ч.(8) ст.96 Закона № 107 от 27 мая 2016 года об электроэнергии (Официальный монитор Республики Молдова, 2016, № 193-203, ст.413), с последующими изменениями, Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике

ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Кодекс электрических сетей (прилагается).

2. В Технических нормах для передающих электрических сетей, утвержденных Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 266 от 20 ноября 2007 г. (Официальный монитор Республики Молдова, 2007, № 188-191, ст.694), с последующими изменениями, ст.4 п.а) и f), ст.9 п.g), ст.13, глава V "Условия присоединения к сети электропередачи", глава VI "Тестирование, контроль и мониторинг" и глава VII "Обмен данными" аннулируются.

3. В Технических нормах для распределительных сетей, утвержденных Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 267 от 20 ноября 2007 г. (Официальный монитор Республики Молдова, 2007, № 188-191,ст.695), ст.12 п.f) и глава V "Условия присоединения к распределительным электрическим сетям" аннулируются.

4. Контроль соблюдения настоящего постановления возложить на подразделения Национального агентства по регулированию в энергетике.

Примечание: По всему тексту:
слова "генерирующая единица" заменить словами "энергогенерирующий модуль";
слова "энергогенерирующим единицам" заменить словами "энергогенерирующим модулям";
слова "генерирующим единицам" заменить словами "энергогенерирующим модулям";
слова "генерирующих единицах" заменить словами "энергогенерирующих модулях", согласно Пост.НАРЭ N 646 от 04.11.2025, в силу 09.12.2025

ЕС

Утверждено:

Постановлением

Административного совета НАРЭ

№ 423/2019 от 22 ноября 2019 г.

КОДЕКС

электрических сетей о подключении к электрическим сетям

[Название изменено Пост.НАРЭ N 646 от 04.11.2025, в силу 09.12.2025]

Кодекс электрических сетей о подключении к электрическим сетям является переложением Положения (ЕС) 2016/631 Европейской комиссии от 14 апреля 2016 года об утверждении системного кодекса, устанавливающего требования для присоединения к электрической сети генерирующего оборудования (Текст, относящийся к ЕЭП), опубликованное в Официальном журнале Европейского Союза (ОЖ) № L 112/1 от 27 апреля 2016 года, адаптированное Решением № 2018/03/PHLG-EnC Постоянной группы высокого уровня Энергетического сообщества от 12 января 2018 года об утверждении Положения (ЕС) 2016/631 Европейской комиссии от 14 апреля 2016 года об утверждении системного кодекса, устанавливающего требования для присоединения к электрической сети генерирующего оборудования, Положение (ЕС) 2016/1447 Европейской комиссии от 26 августа 2016 года об утверждении системного кодекса о требованиях для присоединения к электрической сети высоковольтных систем постоянного тока и генерирующих объектов, присоединяемых на постоянном токе (Текст, относящийся к ЕЭП), опубликованное в Официальном журнале Европейского Союза (ОЖ) № L 241/1 от 8 сентября 2016 года, адаптированное Решением № 2018/04/PHLG-EnC Постоянной группы высокого уровня Энергетического сообщества от 12 января 2018 года об утверждении Положения (ЕС) 2016/1447 Европейской комиссии от 26 августа 2016 года об установлении системного кодекса о требованиях для присоединения к электрической сети высоковольтных систем постоянного тока и генерирующих объектов, присоединяемых на постоянном токе, а также Положение (ЕС) 2016/1388 Европейской комиссии от 17 августа 2016 года об установлении системного кодекса, устанавливающего требования для присоединения потребителей к электрической сети (Текст, относящийся к ЕЭП), опубликованное в Официальном журнале Европейского Союза (ОЖ) № L 223/10 от 18 августа 2016 года, адаптированное Решением № 2018/05/PHLG-EnC Постоянной группы высокого уровня Энергетического сообщества от 12 января 2018 года об утверждении Положения (ЕС) 2016/1388 Европейской комиссии от 17 августа 2016 года об утверждении системного кодекса, устанавливающего требования для присоединения потребителей к электрической сети.

[Формула гармонизации изменена Пост.НАРЭ N 646 от 04.11.2025, в силу 09.12.2025]

ЧАСТЬ ПЕРВАЯ

[Название утратило силу согласно Пост.НАРЭ N 646 от 04.11.2025, в силу 09.12.2025]

[Название введено Пост.НАРЭ N 656 от 21.12.2021, в силу 07.01.2022]

КНИГА I

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

Раздел 1

Общие положения

1. Кодекс электрических сетей о подключении к электрическим сетям (далее Кодекс) устанавливает нормативную базу для обеспечения эффективного и прозрачного доступа к электрическим сетям, а также управления им, регулируя процедуры подключения, развития и эксплуатации электрических сетей в связи с трансграничными потоками и эксплуатацией электрических сетей.

[Пкт.1 изменен Пост.НАРЭ N 646 от 04.11.2025, в силу 09.12.2025]

2. Настоящий Кодекс устанавливает процедуры, применяемые для обеспечения того, чтобы системные операторы адекватно использовали мощности установок производства электроэнергии в целях эффективного выполнения возложенных на них обязанностей, особенно в связи с:

1) техническими требованиями к работе электростанций;

2) балансом в электроэнергетической системе;

3) доступом и подключением к электрическим сетям;

4) эксплуатационной безопасностью;

5) эксплуатационным планированием и программированием;

6) частотой и резервами;

7) управлением чрезвычайными ситуациями и восстановлением поставки, включая меры по ограничению потребления в случае необходимости.

[Пкт.2 изменен Пост.НАРЭ N 646 от 04.11.2025, в силу 09.12.2025]

3. Для настоящего Кодекса используются термины, определяемые в Законе № 164/2025 об электроэнергии, Законе № 139/2018 об энергоэффективности, а также следующие термины и определения:

Агрегация мест потребления – места потребления или замкнутые системы распределения, которые могут функционировать как единое место потребления или как единая замкнутая система распределения с целью предоставления одной или нескольких услуг регулируемого потребления;

Активная мощность – фактическая составляющая кажущейся мощности на основной частоте, выраженная в ваттах (Вт)

Активная настройка частоты или реакция на отклонение частоты (в дальнейшем АНЧ) – режим работы генерирующей единицы или системы HVDC, в котором производство активной мощности изменяется в ответ на изменение частоты системы таким образом, что она помогает восстановить заданную частоту;

Активная настройка частоты ограничена увеличением частоты (АНЧ-УвЧ) – режим работы генерирующей единицы или системы HVDC, который приведет к снижению активной выходной мощности в ответ на изменение частоты системы выше определенного значения;

Активная настройка частоты ограничена уменьшением частоты (АНЧ-УмЧ) – режим работы генерирующей единицы или системы HVDC, который приведет к повышению активной выходной мощности в ответ на изменение частоты системы ниже определенного значения;

Автоматический регулятор напряжения (АРН) – непрерывно действующее автоматическое оборудование, регулирующее напряжение на клеммах одной или нескольких синхронизированных энергогенерирующих групп путем регулирования тока возбуждения в ответ на отклонение фактического значения измеренного напряжения на клеммах от заданного эталонного значения;

Блокировка переключателя ответвлений под нагрузкой – действие, которое блокирует переключатель ответвлений трансформатора в случае падения напряжения, с целью остановить действие трансформаторов по снижению напряжения в зоне;

Блок преобразования HVDC – блок, содержащий один или несколько преобразовательных мостов, вместе с одним или несколькими преобразовательными трансформаторами, реакторами, оборудованием для управления блоком преобразования, необходимыми защитными и коммутационными устройствами и вспомогательными устройствами, если таковые имеются, используемыми для преобразования;

Временное эксплуатационное уведомление (ВЭУ) – уведомление, выданное соответствующим системным оператором управляющему энергогенерирующей установкой или местом потребления, оператору системы распределения или оператору системы HVDC, которое позволяет им эксплуатировать соответственно энергогенерирующую установку, место потребления, распределительную сеть или систему HVDC, используя установку подключения к электрической сети в течение ограниченного периода времени и начать выполнение тестов, для обеспечения соответствия запрошенным спецификациям и требованиям;

Возможность автономного пуска – возможность перезапустить генерирующую единицу после полного падения напряжения с помощью выделенного вспомогательного источника питания без использования внешнего источника питания;

Возможность поддержания непрерывности электроснабжения (FRT) – возможность электрических устройств оставаться подключенными к сети и работать в течение периодов низкого напряжения в точке подключения, вызванного устраненными дефектами;

Встроенная система HVDC – система HVDC, подключенная в пределах зоне регулирования, целью установления которой не является ни подключение модуля МГППТ во время установки, ни подключение места потребления;

Генератор – устройство, которое преобразует механическую энергию в электричество посредством вращающегося магнитного поля;

Генерирующий модуль электростанции или ГМС – оборудование или совокупность генерирующего оборудования, которые подключены к электрической сети либо асинхронно, либо с использованием силовой электроники, которые также имеют единую точку подключения к передающей электрической сети, распределительной электрической сети, замкнутую систему распределения или систему HVDC;

Гидроаккумулирующая установка – гидроагрегат, в котором уровень воды может подниматься с помощью насосов и накапливаться для использования в производстве электрической энергии;

Декларация о соответствии – документ, предоставленный управляющим энергогенерирующей установкой или местом потребления, оператором системы распределения или оператором системы HVDC системному оператору, с указанием текущего состояния соответствия спецификациям и требованиям, установленным оператором соответствующей системы согласно настоящему Кодексу;

Диаграмма возможностей P-Q – диаграмма, в которой описывается способность генерирующей единицы генерировать реактивную мощность в контексте изменения активной мощности в точке подключения;

Диаграмма U-Q/Pmax – кривая, представляющая способность генерирующей единицы или установки преобразователя HVDC производить реактивную мощность с целью регулирования напряжения в точке подключения;

Диспетчерская – операционный центр соответствующего системного оператора;

Документ энергогенерирующего модуля – документ, представленный управляющим энергогенерирующей установкой системному оператору, к системе которого подключена электростанция в случае энергогенерирующей установки типа B или C, подтверждающий, что энергогенерирующий модуль соответствует техническим критериям, предусмотренным в настоящем Кодексе, предоставляя необходимые данные и декларации, включая декларацию о соответствии;

Документ установки – простой структурированный документ, содержащий информацию об генерирующей единице типа А или потребляющей единице с изменением спроса на электроэнергию, подключенных к напряжению менее чем 1000 В, и подтверждает их соответствия соответствующим требованиям, установленным согласно настоящему Кодексу;

Документ регулируемого потребителя – документ, который выдается соответствующему системному оператору либо управляющим местом потребления, либо оператором замкнутой системы распределения для регулируемых единиц потребления, подключенных к уровню напряжения свыше 1000 В, который подтверждает соблюдение единицей потребления технических требований, предусмотренных настоящим Кодексом, и предоставляет необходимые данные и отчеты, включая декларацию о соответствии;

Единица потребления – неделимый набор установок, содержащий оборудование, который может активно контролироваться управляющим местом потребления или оператором замкнутой системы распределения, по отдельности или совместно, как часть агрегации мест потребления через третью сторону;

Инерция – свойство вращающегося твердого тела, такого как ротор генератора, благодаря которому оно поддерживает свое собственное состояние равномерного вращательного движения и кинетический момент, если только не приложен внешний крутящий момент;

Искусственная инерция – возможность генерирующего модуля электростанции или системы HVDC моделировать инерционный эффект синхронных генераторов с заданным уровнем производительности;

Кажущаяся мощность – произведение значений напряжения и тока на основной частоте, умноженное на квадратный корень из трех, в случае трехфазных систем, выраженное в киловольт-амперах (кВА);

Коэффициент мощности – отношение абсолютного значения активной мощности к значению кажущейся мощности;

Максимальная импортная мощность – максимальная долгосрочная активная мощность, которую место потребления, подключенное к передающей электрической сети, или распределительная установка, подключенная к передающей электрической сети, могут потреблять из сети в точке подключения, как указано в договоре о подключении, или по согласованию между соответствующим системным оператором и управляющим местом потребления, подключенным к передающей электрической сети, или, соответственно, оператором системы распределения, подключенной к передающей электрической сети;

Максимальная мощность или Pmax – максимальная активная мощность, которую энергогенерирующий модуль может производить непрерывно, за вычетом любой нагрузки (без потребления), которая связана исключительно с обеспечением функционирования генерирующей единицы, и не поставленная в сеть, как указано в соглашении о подключении или по согласованию между соответствующим системным оператором и управляющим генерирующей установкой;

Максимальная пропускная способность активной мощности HVDC (Pmax) – максимальная непрерывно обеспечиваемая мощность, которой система HVDC может обмениваться с сетью в каждой точке сетевого подключения, как указано в договоре о подключении, или по согласованию между соответствующим системным оператором и управляющим системы HVDC;

Максимальная экспортная мощность – максимальная долгосрочная активная мощность, которую место потребления, подключенное к передающей электрической сети, или распределительная установка, подключенная к передающей электрической сети, могут вводить в сеть в точке подключения, как указано в договоре о подключении или по согласованию между соответствующим системным оператором и управляющим местом потребления, подключенным к передающей электрической сети, или, соответственно, оператором системы распределения, подключенной к передающей электрической сети;

Максимальный ток системы HVDC – наибольший фазный ток, связанный с рабочей точкой внутри диаграммы U-Q/Pmax станции преобразования HVDC при максимальной пропускной способности активной мощности HVDC;

Максимальная пропускная способность активной мощности HVDC (Pmax) – максимальная непрерывно обеспечиваемая мощность, которой система HVDC может обмениваться с сетью в каждой точке сетевого подключения, как указано в договоре о подключении, или по согласованию между соответствующим системным оператором и управляющим системы HVDC;

Мертвая зона по частоте – диапазон частот, в котором настройка частоты преднамеренно отключена;

Место потребления, подключенное к передающей электрической сети, – место потребления, имеющее точку подключения к электрической сети с напряжением 35 кВ и более;

Минимальная мощность регулирования – минимальная активная мощность, указанная в соглашении о подключении или согласованная между управляющим генерирующей установкой и соответствующим системным оператором, до которой энергогенерирующий модуль может контролировать активную мощность;

Минимальная пропускная способность активной мощности HVDC (Pmin) – минимальная непрерывная мощность, которой система HVDC может обмениваться с сетью в каждой точке сетевого подключения, как указано в договоре о подключении, или по согласованию между соответствующим системным оператором и управляющим системы HVDC;

Минимальная стабильная эксплуатационная мощность – минимальная активная мощность, предусмотренная в соглашении о подключении, или согласованная между соответствующим системным оператором и управляющим генерирующей установкой, при которой энергогенерирующий модуль может стабильно работать в течение неограниченного периода времени;

Модуль генератора электростанции, подключенный к постоянному току (модуль МГППТ) – модуль генератора электростанции, который подключен через одну или несколько точек интерфейса к одной или нескольким системам HVDC;

Наклон – отношение между изменением напряжения, отнесенного к эталонному напряжению величиной -1 е.ч. (единой части), и поглощенной реактивной мощностью, отнесенной к максимальной реактивной мощности;

Напряжение – разность значений электрического потенциала между двумя точками, измеренная как среднеквадратичное значение напряжений на клеммах положительной последовательности на основной частоте;

Настройка реактивной мощности регулируемого потребления – реактивная мощность, обеспечиваемая компенсационными устройствами места потребления или замкнутой системы распределения, которая доступна для регулирования со стороны соответствующего системного оператора или ОСП;

Настройка частоты – способность генерирующей единицы или системы HVDC регулировать свою активную выходную мощность в ответ на отклонение частоты системы от эталонного значения с целью стабилизации частоты системы;

Нечувствительность к частоте – присущая системе управления характеристика, определяемая как минимальное значение отклонения частоты или входного сигнала, которая определяет изменение выходной мощности или выходного сигнала;

Ограничитель недовозбуждения – оборудование для регулировки, составляющая часть автоматического регулятора напряжения, которое предотвращает выход из синхронности генератора из-за отсутствия возбуждения;

Ограничитель перевозбуждения – оборудование для регулировки, составляющая часть автоматического регулятора напряжения, которое предотвращает вход в перегрузку ротора генератора путем ограничения тока возбуждения;

Окончательное эксплуатационное уведомление (ОЭУ) – уведомление, выданное соответствующим системным оператором управляющему энергогенерирующей установкой или месту потребления, оператору системы распределения или оператору системы HVDC, отвечающим запрошенным спецификациям и требованиям, которое позволяет им эксплуатировать соответственно энергогенерирующую установку, место потребления, распределительную сеть или систему HVDC, используя установку подключения к электрической сети;

Основное оборудование места потребления – как минимум одно из следующего оборудования: двигатели, трансформаторы, высоковольтное оборудование от точки подключения и от установок потребления пользователя, непосредственно подключенные к электрической сети;

Основные энергогенерирующие элементы – один или несколько основных элементов оборудования, необходимых для преобразования первичной энергии в электрическую;

Островной режим работы – независимая работа электрической сети или части электрической сети, изолированной после отключения от взаимосвязанной системы, имея по крайней мере одну генерирующую единицу или систему HVDC, которая вводит электроэнергию в эту сеть и контролирует частоту и напряжение;

Отключение потребления при понижении частоты – действие, при котором потребление отключается в случае снижения частоты, чтобы восстановить баланс между потреблением и производством и частотой системы в допустимых пределах;

Отключение потребления при пониженном напряжении – действие по восстановлению, при котором потребление отключается в случае падения напряжения, чтобы восстановить напряжение до допустимых пределов;

Переключатель ответвлений под нагрузкой – устройство для смены ответвления обмотки трансформатора, пригодное для работы, когда трансформатор находится под напряжением или под нагрузкой;

Распоряжение – любая команда, в пределах ее полномочий, данная системным оператором управляющему генерирующей установкой, оператору системы распределения или управляющему системой HVDC для выполнения действия;

Распределительная установка, подключенная к передающей электрической сети, – электрическая установка, подключенная к системе распределения, или установка и электрическое оборудование, используемые для подключения к электрической сети с напряжением менее 35 кВ;

Реактивная мощность – воображаемая составляющая кажущейся мощности на основной частоте, выраженная в киловарах (кВАр);

Реакция потребления на отклонения частоты – место потребления или замкнутая система распределения, которая в ответ на отклонения частоты доступна для уменьшения или увеличения, производимые как автономный отклик места потребления или замкнутой системы распределения, чтобы уменьшить эти отклонения;

Синхронизированная энергогенерирующая группа – неделимый набор установок, которые могут генерировать электрическую энергию таким образом, чтобы частота генерируемого напряжения, частота вращения генератора и частота напряжения электрической сети находились в постоянном соотношении;

Синхронизация и автоматическая зарядка нагрузки – максимальный уровень активной мощности, подключенной во время восстановления системы после того, как потребляющие единицы были отключены в результате коллапса напряжения;

Система HVDC – это электрическая система, которая передает энергию в форме постоянного тока (CC) высокого напряжения между двумя или более клеммами переменного тока (CA) и включает по крайней мере две станции преобразования HVDC с кабелями или линиями передачи постоянного тока между станциями преобразования HVDC;

Система настройки возбуждением – система управления, включающая синхронную машину и ее систему возбуждения;

Система распределения, подключенная к передающей электрической сети – система распределения, подключенная к электрической сети напряжением 35 кВ и более, включая распределительные установки, подключенные к передающей электрической сети;

Соглашение о подключении – договор, заключенный между соответствующим системным оператором и управляющим энергогенерирующей установкой, управляющим местом потребления, оператором системы распределения или управляющим системой HVDC, который включает в себя требования к соответствующему местоположению и конкретные технические требования к энергогенерирующей установке, месту потребления, электрической распределительной сети, установке для подключения к распределительной сети или системе HVDC;

Соответствующий системный оператор – оператор системы передачи и системы или оператор системы распределения, к системе/сети которого подключены или будут подключены энергогенерирующий модуль, место потребления, электрическая распределительная сеть или система HVDC;

Составляющая переходного режима тока повреждения – ток, подаваемый генерирующим модулем электростанции или системой HVDC вовремя и после отклонения напряжения, вызванного повреждением в электрической цепи, с целью выявления неисправности сетевыми системами защиты на ее начальной стадии и содействия поддержанию напряжения в системе на более позднем этапе неисправности и восстановлению напряжения после устранения неисправности;

Стабилизатор электрической системы (СЭС) – дополнительная функциональность АРН группы синхронных энергогенераторов, предназначенная для гашения межзонных колебаний мощности;

Статическая стабильность – способность сети или совокупности групп возвращаться к стабильной работе и поддерживать ее после незначительного инцидента;

Статизм – выраженное в процентах соотношение между относительным отклонением частоты и относительным изменением активной мощности в ответ на частотное отклонение, в постоянном режиме. Относительное отклонение частоты выражается как отношение к номинальной частоте, а относительное изменение активной мощности выражается как отношение к максимальной мощности или фактической активной мощности в момент достижения соответствующего порога;

Станция преобразования HVDC – часть системы HVDC, включающая один или несколько блоков преобразования HVDC, установленных в одном месте вместе со зданиями, реакторами, фильтрами, устройствами реактивной мощности, оборудованием управления, контроля, защиты, измерения, а также вспомогательным оборудованием;

Статор – часть вращающегося механизма, включающего неподвижные магнитные компоненты с их соответствующими обмотками;

Ток – скорость протекания электрического заряда, выраженная среднеквадратичным значением положительной последовательности фазового тока на основной частоте;

Уведомление о подключении под напряжение (УПН) – уведомление, выданное соответствующим системным оператором управляющему энергогенерирующей установкой или местом потребления, оператору системы распределения или оператору системы HVDC, посредством которого им разрешается подавать напряжение на установку;

Уведомление об ограниченной эксплуатации (УОЭ) – уведомление, выданное соответствующим системным оператором управляющему энергогенерирующей установкой или местом потребления, оператору системы распределения или оператору системы HVDC, который ранее получил статус ОЭУ, но временно находится в условиях существенного изменения или потери работоспособности, что приводит к несоблюдению запрашиваемых соответствующих спецификаций и требований;

Управление сетевыми перегрузками с помощью регулируемого потребления – потребление в принадлежащее месту потребления или замкнутой системы распределения, которое доступно для регулирования со стороны соответствующего системного оператора или ОСП, с целью управления системными перегрузками.

Управляющий модулем МГППТ – физическое или юридическое лицо, владеющее модулем МГППТ;

Управляющий энергогенерирующей установкой – физическое или юридическое лицо, владеющее энергогенерирующей установкой;

Уполномоченный орган по сертификации – орган, выдающий сертификаты на оборудование и документы для генерирующих единиц;

Устраненный дефект – дефект, который успешно устранен, согласно критериям планирования системного оператора;

Функционирование в качестве синхронного компенсатора – работа генератора переменного тока без использования первичного источника энергии в целях динамического регулирования напряжения путем производства или поглощения реактивной мощности;

Функционирование на собственном источнике питания – функционирование, которое гарантирует, что генерирующие установки могут продолжать обеспечивать питанием свои собственные нужды в случае сбоев в работе сети, приводящих к отключению генерирующей единицы от сети и ее собственных нужд;

Частота – частота электроэнергетической системы, выраженная в герцах (Гц), которая может быть измерена во всех точках синхронной зоны, в предположении квазипостоянного значения в системе порядка секунд, с присутствием лишь незначительных различий между различными точками измерения. Номинальное значение частоты составляет 50 Гц;

Сертификат оборудования – документ, выданный уполномоченным органом по сертификации, подтверждающий, что оборудование, используемое генерирующей единицей, потребляющей единицей, оператором системы распределения, местом потребления или системой HVDC, соответствует определенным значениям в пределах, разрешенных на европейском уровне. В целях замены определенных частей процесса обеспечения соответствия, сертификат оборудования может включать математические модели, которые были проверены на основе фактических результатов испытаний;

Энергогенерирующая установка – установка, преобразующая первичную энергию в электрическую энергию и состоящая из одного или нескольких энергогенерирующих модулей, подключенных к электрической сети в одной или нескольких точках подключения;

Энергогенерирующий модуль – группа синхронных энергогенераторов или энергогенерирующий модуль электростанции;

Эталонное значение – заданное значение в качестве ссылки для любого параметра, обычно используемого в схемах настройки;

Точка интерфейса с HVDC – точка, в которой оборудование HVDC подключено к сети переменного тока и в которой можно задавать технические характеристики, которые влияют на производительность оборудования;

Очень быстрая настройка активной мощности потребления – потребление в принадлежащее месту потребления или замкнутой системы распределения, которое может быть очень быстро настроено в ответ на отклонение частоты, что приводит к очень быстрому изменению активной мощности;

Зона контроля – целостная часть взаимосвязанной электроэнергетической системы, управляемая одним системным оператором, которая включает места потребления и генерирующие единицы, если таковые имеются.

[Пкт.3 в редакции Пост.НАРЭ N 646 от 04.11.2025, в силу 09.12.2025]

[Пкт.3 дополнен Пост.НАРЭ N 656 от 21.12.2021, в силу 07.01.2022]

Раздел 2

Применение к существующим энергогенерирующим модулям, в случае

существующих мест потребления, подключенных к передающей электрической

сети, существующих распределительных установок, подключенных к передающей

электрической сети, существующих систем распределения и существующих мест

потребления, используемых для предоставления услуг регулируемого

потребления, к существующим системам HVDC и существующим

модулям МГППТ

4. Для настоящего Кодекса энергогенерирующий модуль, место потребления, подключенное к передающей электрической сети, распределительная установка, подключенная к передающей электрической сети, система распределения или единица потребления, которая используется либо может использоваться местом потребления или замкнутой системой распределения для предоставления услуг регулируемого потребления соответствующему системному оператору, либо ОСП, система HVDC или модуль МГППТ считаются существующими, когда:

1) уже подключены к сети на дату вступления в силу настоящего Кодекса;

2) управляющий генерирующей установкой, управляющий места потребления, ОСР или оператор замкнутой системы распределения, управляющий системой HVDC или модулем МГППТ заключили окончательный и обязательный договор на закупку оборудования основного генерирующего оборудования, соответственно на закупку основного оборудования места потребления или единицы потребления или на закупку основного оборудования электростанции или HVDC, в течение максимум двух лет с момента вступления в силу настоящего Кодекса. Управляющий генерирующей установкой, управляющий места потребления, ОСР или оператор замкнутой системы распределения, управляющий системой HVDC или модулем МГППТ отправляют уведомление соответствующему системному оператору и ОСП в течение 30 месяцев после вступления в силу настоящего Кодекса уведомление о заключении договора. Уведомление, представленное управляющим генерирующей установкой, управляющим места потребления, ОСР или оператором замкнутой системы распределения, управляющим системой HVDC или модулем МГППТ соответствующему системному оператору и ОСП, должно содержать, по крайней мере, предмет договора, дату его подписания и дату вступления в силу, а также технические характеристики основного оборудования, которое будет построено, собрано или закуплено.

По запросу ОСП или по собственной инициативе Агентство вправе решить, должны ли энергогенерирующий модуль, место потребления, подключенное к передающей электрической сети, распределительная установка, подключенная к передающей электрической сети, система распределения или единица потребления, система HVDC или модуль МГППТ считаться новыми либо существующими.

5. За исключением пунктов 388, 402, 403, 404, 405, 406, 407, 423, 424, 425 и 453 (в отношении систем HVDC и управляющих модулями МГППТ), существующие генерирующие единицы, существующие места потребления, подключенные к передающим сетям, существующие распределительные устройства, подключенные к передающей электрической сети, существующие системы распределения, единицы потребления, которые используются или могут использоваться местом потребления или замкнутой системой распределения для предоставления услуги реагирования соответствующему системному оператору или ОСП, существующие системы HVDC и существующие модули МГППТ не подпадают под требования настоящего Кодекса, за исключением случаев когда:

1) энергогенерирующий модуль типа C или D, существующее место потребления, подключенное к электрической передающей сети, существующая распределительная установка, подключенная к электрической передающей сети, существующая система распределения или существующая единица потребления в пределах места потребления на уровне напряжения свыше 1000 В или замкнутая система распределения, подключенная к уровню напряжения свыше 1000 В, система HVDC или модуль МГППТ были изменены в такой степени, что договор на подключение должен быть существенно пересмотрен в соответствии со следующей процедурой:

a) управляющие генерирующими установками, которые намереваются провести модернизацию электростанции или заменить оборудование, что приведет к изменению технических возможностей генерирующей единицы, управляющие местами потребления, ОСР или операторы замкнутых систем распределения, которые намереваются провести модернизацию установки или замену оборудования, что приведет к изменению технических возможностей места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, системы распределения или единицы потребления, владельцы системы HVDC или модуля МГППТ, которые намереваются провести модернизацию электростанции или заменить оборудование, что приведет к изменению технических возможностей системы HVDC или модуля МГППТ, должны заранее уведомить соответствующего системного оператора относительно планов развития;

b) если соответствующий системный оператор считает, что для модернизации или замены оборудования может потребоваться новый договор на подключение, он уведомляет об этом Национальное агентство по регулированию в энергетике (далее – Агентство);

c) Агентство решает, следует ли пересмотреть существующий договор на подключение или требуется составить новый договор на подключение, а также какие требования настоящего Кодекса применить;

2) Агентство решает подчинить генерирующую единицу, существующее место потребления, подключенную к передающей электрической сети, существующую распределительную установку, подключенную к передающей электрической сети, существующую систему распределения или существующую единицу потребления, существующую систему HVDC или существующий модуль МГППТ, требованиям настоящего Кодекса, по предложению ОСП в соответствии с пунктами 6-8. Решение Агентства основано на недискриминационных критериях.

6. После общественных консультаций, проведенных в соответствии с Разделом 5 настоящей Книги, и для учета важных и конкретных изменений обстоятельств, таких как меняющиеся системные требования, включая распространение возобновляемых источников энергии, развитие интеллектуальных электрических сетей, распределенное производство или услуги системы, предлагаемые станциями потребления, ОСП может предложить Агентству продлить применение настоящего Кодекса на существующие генерирующие единицы, существующие места потребления, подключенные к передающей электрической сети, на существующие распределительные установки, подключенные к передающей электрической сети, на существующие системы распределения или на существующие единицы потребления, используемые местом потребления или замкнутой системой распределения для предоставления услуг регулируемого потребления соответствующему системному оператору или ОСП, или на существующие системы HVDC и модули МГППТ.

С этой целью проводится тщательный и прозрачный количественный анализ соотношения затрат и выгод в соответствии с Книгой V настоящего Кодекса.

Анализ должен включать как минимум:

1) затраты, касающиеся существующих генерирующих единиц, существующих мест потребления, подключенных к передающей электрической сети, существующих распределительных установок, подключенных к передающей электрической сети, существующих систем распределения или существующих единиц потребления, или существующих систем HVDC и существующих модулей МГППТ, которые они предполагают в соответствии с настоящим Кодексом;

2) социально-экономические выгоды, возникающие в результате применения требований, предусмотренных настоящим Кодексом;

3) возможность альтернативных мер для достижения требуемой производительности.

7. Перед проведением количественного анализа затрат и выгод, упомянутого в п.6, ОСП:

1) выполняет предварительное качественное сравнение затрат и выгод;

2) получает разрешение Агентства на этот счет.

8. В течение шести месяцев после получения отчета и рекомендации ОСП, в соответствии с п.578, Агентство принимает решение о продлении применимости настоящего Кодекса к существующим энергогенерирующим модулям, к существующим местам потребления, подключенным к передающей электрической сети, к существующим распределительным установкам, подключенным к передающей электрической сети, к существующим системам распределения или к существующим единицам потребления, или к существующим системам HVDC и модулям МГППТ. Агентство публикует решение на официальной веб-странице.

9. На этапе разработки рекомендаций и отчета ОСП должен учитывать законные ожидания управляющих генерирующими установками, управляющих местами потребления и ОСР, а также операторов замкнутых систем распределения, владельцев систем HVDC и модулей МГППТ в рамках оценки применения настоящего Кодекса к существующим энергогенерирующим модулям, существующим местам потребления, подключенным к электрической транспортной сети, существующим распределительным установкам, подключенным к передающей электрической сети, существующим системам распределения или существующим единицам потребления, либо к системам HVDC, а также к существующим модулям МГППТ.

10. ОСП может оценивать каждые три года в соответствии с критериями и процедурами, изложенными в пунктах 6-8, применение некоторых или всех положений настоящего Кодекса к существующим энергогенерирующим модулям, к существующим местам потребления, подключенным к передающей электрической сети, к существующим распределительным установкам, подключенным к передающей электрической сети, к существующим системам распределения или к существующим единицам потребления, либо к существующим системам HVDC и модулям МГППТ.

Раздел 3

Аспекты регулирования

11. При применении настоящего Кодекса Агентство и системные операторы несут следующие обязанности:

1) применять принципы соразмерности и недискриминации;

2) обеспечить прозрачность принятия решений;

3) применять принцип оптимизации между максимальной эффективностью и наименьшими затратами;

4) уважать ответственность, возложенную на ОСП, в целях обеспечения безопасности системы;

5) консультироваться с соответствующими операторами распределительных сетей и учитывать потенциальное влияние на их систему;

6) принимать во внимание стандарты и технические характеристики, согласованные на национальном и европейском уровнях.

12. Требования с общей применимостью, которые должны быть установлены соответствующими системными операторами или ОСП в соответствии с настоящим Кодексом, должны быть утверждены Агентством и опубликованы на официальной веб-странице.

13. В течение двух лет с даты вступления в силу настоящего Кодекса, соответствующий системный оператор и ОСП должны представить предложение для требований с общей применимостью или методологию, использованную при их расчете и разработке, для утверждения Агентством.

14. Когда настоящий Кодекс предусматривает, что соответствующий системный оператор, ОСП, управляющий генерирующей установкой, управляющий местом потребления, управляющий местом генерации, управляющий системой HVDC, управляющий модулем МГППТ, ОСР или оператор замкнутой системы распределения согласен, все упомянутые стороны должны попытаться прийти к соглашению в течение шести месяцев с даты, когда одна сторона представит первоначальное предложение другим сторонам. Если соглашение не будет достигнуто в течение этого срока, любая сторона может потребовать от Агентства принять решение в течение шести месяцев.

15. Агентство принимает решения по предложениям для требований или методологий в течение шести месяцев после их получения.

16. Если системный оператор или ОСП считает необходимым изменить требования либо методологии, предусмотренные и утвержденные в соответствии с п.12, требования, изложенные в пунктах 11-14, также применяются к предлагаемым изменениям. Операторы сети и ОСП, предлагающие модификацию, принимают во внимание законные ожидания, если таковые имеются, управляющих генерирующими установками, управляющих станциями потребления и ОСР, а также операторов замкнутых систем распределения, владельцев систем HVDC и модулей МГППТ, производителей оборудования и других заинтересованных сторон на основании требований или методологий, которые были изначально определены либо согласованы.

17. Операторы системы или TSO рассматривают петиции, представленные любой стороной в отношении обязательств, вытекающих из применения настоящего Кодекса, в срок не более 30 рабочих дней с момента регистрации петиции. Срок рассмотрения петиции может быть продлен максимум на 30 рабочих дней, что является фактом информирования заявителя.

Агентство рассмотрит разногласия между энергокомпаниями в отношении настоящего Кодекса в течение двух месяцев с даты получения соответствующей жалобы. Решение, принятое Агентством в отношении жалоб, имеет обязательную силу до возможного противоречивого судебного решения, вынесенного в результате апелляции.

Раздел 4

Возмещение расходов

18. Расходы, понесенные системными операторами, для которых регулируются тарифы на оказание услуг по передаче/распределению электроэнергии, и возникающие из обязательств, предусмотренных настоящим Кодексом, оцениваются Агентством. Расходы, расцененные как необходимые и обоснованные, возмещаются посредством тарифа за предоставление транспортных или распределительных услуг или другими способами.

19. По запросу Агентства системные операторы, упомянутые в п.18, представляют в течение трех месяцев с даты подачи запроса информацию, необходимую для содействия оценке понесенных расходов.

Раздел 5

Публичные консультации

20. Соответствующие системные операторы и ОСП должны консультироваться с заинтересованными сторонами, включая центральный отраслевой орган публичного управления в области энергетики, относительно следующих случаев:

1) для предложений о продления применения настоящего Кодекса на существующие генерирующие установки, существующие места потребления, подключенные к передающей электрической сети, существующие распределительные установки, подключенные к передающей электрической сети, существующие системы распределения или существующие единицы потребления, либо существующие систем HVDC и существующие модули МГППТ, в соответствии с п.6;

2) предложения, касающиеся предельных уровней мощности, в соответствии с п.31;

3) отчет, составленный в соответствии с п.577 и анализ по затратам и прибавкам, проведенный в соответствии с Главой II Книги V;

4) требования к единицам потребления, указанные в соответствии с подпунктами 3), 5), 6), 11), 12) и подпунктами 3)–5) п.270.

21. Соответствующие системные операторы и ОСП должны соответственным образом учитывать мнения заинтересованных сторон, полученные в результате консультаций, до представления проекта, отчета, анализа затрат и прибавок или требований к единицам потребления для утверждения Агентством. В любом случае должно быть представлено веское обоснование для включения мнений заинтересованных сторон или отказа от них, которое должно быть своевременно опубликовано, до либо одновременно с публикацией проекта, отчета, анализа затрат и прибавок или требований к единицам потребления.

Раздел 6

Обязательства относительно конфиденциальности

22. На любую конфиденциальную информацию, полученную, обмененную или переданную в соответствии с настоящим Кодексом, распространяются условия соблюдения профессиональной тайны, изложенные в п.23–25.

23. Обязательство профессиональной тайны распространяется на любое лицо, подпадающее под действие настоящего Кодекса.

24. Конфиденциальная информация, полученная при исполнении ими своих обязанностей лицами, указанными в п.23, не может быть передана никакому другому лицу или органу власти, если раскрытие конфиденциальной информации не установлено законом или положениями настоящего Кодекса.

25. Лица, получающие конфиденциальную информацию в соответствии с настоящим Кодексом, могут использовать ее исключительно для исполнения своих обязанностей в соответствии с настоящим Кодексом.

КНИГА II

ТРЕБОВАНИЯ ДЛЯ ПОДКЛЮЧЕНИЯ К ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

ГЕНЕРИРУЮЩИХ УСТАНОВОК

Глава I

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Раздел 1

Общие требования

26. Книга II настоящего Кодекса устанавливает требования для подключения к сети генерирующих установок, соответственно синхронизированных генерирующих групп, генерирующих модулей в составе электростанции, во взаимосвязанной системе, а также обязательства по обеспечению того, чтобы системные операторы адекватно, прозрачно и недискриминационно используют мощности генерирующих установок.

27. Требования к подключению, изложенные в настоящем Кодексе, применяются к новым энергогенерирующим модулям, которые считаются значительными в соответствии с Разделом 2 Главы I Книги II, если не предусмотрено иное.

Соответствующий системный оператор отказывает в подключении генерирующих единиц, которые не соответствуют требованиям, предусмотренным в настоящей Книге, и на которые не распространяется отступление, предоставленное Агентством на основании п.582. Соответствующий системный оператор сообщает об обоснованном отказе в подключении к сети управляющему генерирующей установкой посредством уведомления.

28. Настоящий Кодекс не применяется к:

1) сменным генерирующим модулям, которые при нормальном функционировании электроэнергетической системы работают параллельно с системой менее пяти минут в течение календарного месяца. Параллельная работа с системой во время испытаний по техническому обслуживанию или вводу в эксплуатацию соответствующей генерирующей единицы не учитывается в пятиминутном лимите месяца;

2) энергогенерирующим модулям, которые не имеют постоянной точки подключения и временно используются операторами сети, когда нормальная пропускная способность системы частично или полностью недоступна;

3) накопительным устройствам, кроме генерирующих единиц с гидроаккумулированием.

Раздел 2

Установление важности

29. Генерирующие единицы должны соответствовать требованиям в зависимости от уровня напряжения в точке их подключения и их максимальной мощности в согласно категориям, указанным в п.30.

30. Генерирующие единицы в следующих категориях считаются значительными:

1) точка подключения ниже 110 кВ и максимальная мощность 0,5 кВт или более – тип А;

2) точка подключения ниже 110 кВ и максимальная мощность, равна или превышает уровень мощности, предложенный ОСП в соответствии с процедурой, изложенной в п.31, – тип B. Этот уровень мощности не может превышать пределы для энергогенерирующих модулей типа B, предусмотренных в таблице 1;

3) точка подключения ниже 110 кВ и максимальная мощность, равна или выше предельного уровня мощности, предусмотренным ОСП в соответствии с п.31, – тип C. Этот предельный уровень мощности не может превышать пределы для генерирующих единиц типа C, предусмотренных в таблице 1;

4) точка подключения при напряжении 110 кВ или более типа D. Энергогенерирующий модуль подпадает под тип D, если имеет точку подключения ниже 110 кВ и максимальную мощность, большую или равную предельному уровню мощности, предусмотренному в соответствии с п.31. Этот предельный уровень мощности не может превышать пределы для генерирующих единиц типа D, предусмотренных в таблице 1.

[Таблица 1 в редакции Пост.НАРЭ N 656 от 21.12.2021, в силу 07.01.2022]

31. Предложения по предельным уровням мощности, применимым к энергогенерирующим модулям типа B, C и D, подлежат утверждению Агентством. При формулировании предложений ОСП согласовывает значения с соседними ОСП и ОСР и организует публичные консультации в соответствии с Разделом 5 Книги I. ОСП может внести предложение об изменении пределов только через три года после предыдущего предложения.

32. Управляющие генерирующими установками и системные операторы вносят свой вклад в этот процесс и предоставляют данные, запрошенные ОСП.

33. Если в результате изменения пределов энергогенерирующий модуль относится к другому типу, процедура, предусмотренная в п.6 в отношении существующих генерирующих единиц, должна применяться до запроса соответствия требованиям для нового типа.

Раздел 3

Применение для генерирующих единиц, генерирующих единиц

с гидроаккумулированием, термоэлектростанций

и промышленных платформ

34. Генерирующие единицы с гидроаккумулированием должны отвечать всем соответствующим требованиям, как для режима энергогенерации, так и для гидроаккумулирующего режима работы. Функционирование генерирующих единиц с гидроаккумулированием в режиме синхронного компенсатора не должно ограничиваться во времени техническими проектами генерирующих единиц. Генерирующие единицы с гидроаккумулированием с регулируемой скоростью должны соответствовать требованиям, применимым к синхронизированным генерирующим группам, а также к единицам, указанным в пп.2) п.69, если они квалифицируются как тип B, C или D.

35. Касательно генерирующих единиц, подключенных к сетям промышленных платформ, управляющие генерирующими установками, операторы сетей промышленных платформ и ОСП, сеть которых подключена к сети промышленной платформы, имеют право согласовать условия отключения этих генерирующих единиц, а также критических единиц потребления, которые обеспечивают производственные процессы в сети соответствующего системного оператора. Реализация этого права должна быть согласована с ОСП.

36. За исключением требований п.39 и п.41, требования настоящей Книги, касающихся возможности постоянно поддерживать постоянной или изменять активную мощность, не распространяются на генерирующие единицы, когенерационные единицы, интегрированные в сети промышленных платформ, если выполняются все следующие критерии:

1) основная цель этих установок – производить тепло для производственных процессов соответствующей промышленной платформы;

2) производство тепловой энергии неразрывно связано с производством электроэнергии, а именно любое изменение производства тепловой энергии невольно вызывает изменение производства активной мощности и наоборот;

3) генерирующие единицы классифицируются по типу A, B или C.

37. Когенерационные единицы оцениваются на основе максимальной мощности производства электроэнергии.

Глава II

ТРЕБОВАНИЯ К ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ УСТАНОВКАМ

Раздел 1

Общие требования

Подраздел 1

Общие требования для энергогенерирующих модулей типа А

38. Генерирующие единицы типа А должны отвечать следующим требованиям в отношении стабильности частоты:

1) Относительно частотных диапазонов:

a) энергогенерирующий модуль должна оставаться подключенной к сети и работать в диапазонах частот и периоды времени, указанные в таблице 2;

b) соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП и управляющим генерирующей установкой электрической энергии может согласовывать более широкие диапазоны частот, более длительные минимальные периоды работы или конкретные требования к комбинированным отклонениям частоты и напряжения, чтобы гарантировать оптимальное использование технических возможностей генерирующей единицы, если это необходимо для поддержания или восстановления эксплуатационной безопасности системы;

c) управляющий генерирующей установкой электрической энергии не будет необоснованно препятствовать применению более широкого частотного диапазона или более высоких минимальных периодов работы, принимая во внимание их экономическую и техническую осуществимость.

2) Относительно возможности поддерживать скорость изменения частоты, энергогенерирующий модуль должна оставаться подключенной к сети и работать со скоростью изменения частоты с максимальным значением, предусмотренным ОСП, за исключением случаев, когда срабатывание связано с действием защиты на скорости изменения частоты, вызванной исчезновением напряжения в сети. Соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП устанавливает настройку защиты со скоростью изменения частоты, вызванной исчезновением напряжения сети.

39. Относительно ограниченного реагирования на отклонения частоты – увеличения частоты (АНЧ-УвЧ), применяются следующие положения, определяемые ОСП, применяются для его зоны контроля в координации с ОСП в его синхронной зоне, чтобы обеспечить минимальное воздействие на соседние зоны:

1) энергогенерирующий модуль должн иметь возможность активировать количество активной мощности, соответствующее изменению частоты в соответствии с рисунком 1, на пороге частоты и при статизме, установленном при значении, установленном ОСП;

2) вместо мощности, упомянутой в подпункте 1), ОСП может разрешить в пределах своей зоны контроля автоматическое отключение и повторное подключение генерирующих единиц типа А на других значениях частоты, идеально распределенных равномерно, выше порога частоты, установленного ОСП, на которых он сможет продемонстрировать Агентству и управляющим генерирующими установками, что это оказывает ограниченное трансграничное воздействие и поддерживает одинаковый уровень эксплуатационной безопасности во всех государствах, которые являются частью системы;

3) порог частоты составляет от 50,2 Гц до 50,5 Гц, включительно;

4) значение установленного статизма составляет от2 % до 12%;

5) энергогенерирующий модуль должн иметь возможность активировать активную мощность, соответствующую изменению частоты, с минимально возможной начальной задержкой. В случае если эта задержка превышает две секунды, управляющий генерирующей установкой обосновывает эту задержку, предоставляя технические подтверждения ОСП;

6) ОСП может запросить, чтобы при достижении минимального уровня энергогенерирующий модуль должн быть способен:

a) продолжить работу на этом уровне;

b) дальше снижать выработку активной мощности;

7) энергогенерирующий модуль должен быть стабильный во время работы (АНЧ-УвЧ). Когда (АНЧ-УвЧ) активен, установка (АНЧ-УвЧ) будет преобладать над любыми эталонными значениями активной мощности.

Рисунок 1. Способность реагирования активной мощности на частотные отклонения

для энергогенерирующих модулей в режиме АНЧ-УвЧ

где P_ref – эталонная активная мощность, к которой относится ΔΡ, и она может быть установлена по-разному для синхронизированных генерирующих групп и для генерирующих элементов электростанции;

ΔΡ – изменение активной выходной мощности от генерирующей единицы;

f_n – номинальная частота (50 Гц) в сети;

Δf – отклонение частоты в сети;

S₂ – статизм, согласно которому энергогенерирующий модуль должен понижать активную мощность в случае увеличений частоты, где Δf больше, чем Δf₁.

40. Энергогенерирующий модуль должен иметь возможность постоянно поддерживать значение мобилизованной активной мощности независимо от изменений частоты, исключая случаи, когда генерация следует изменениям, установленным в контексте п.39 и п.41, а также пп.3) и 4) п.51, в зависимости от обстоятельств.

41. ОСП устанавливает допустимое снижение активной мощности по отношению к максимальной выходной мощности, в условиях снижения частоты в области своего управления, как процентное изменение снижения частоты в пределах, представленное на рисунке 2 утолщенными линиями:

1) ниже 49 Гц, снижаясь со вставкой понижения активной мощности 2% по отношению к максимальной мощности при 50 Гц с падением частоты на 1 Гц;

2) ниже 49,5 Гц, снижаясь со вставкой понижения активной мощности 10% по отношению к максимальной мощности при 50 Гц с падением частоты на 1 Гц.

42. Снижение допустимой активной мощности по сравнению с максимальной генерируемой мощностью должно:

1) четко указать применимые условия окружающей среды;

2) учитывать технические возможности генерирующих единиц.

Рисунок 2. Максимальная возможность понижения активной мощности при падении частоты

         Диаграмма представляет границы, в которых возможность может быть

определена со стороны ОСП.

43. Энергогенерирующий модуль должен быть снабжен логическим интерфейсом (входным портом) для прекращения вывода активной мощности в течение максимум пяти секунд после получения распоряжения на входном порте. ОСП имеет право устанавливать требования к оборудованию для отправки этого распоряжения с расстояния.

44. ОСП должен указать условия, при которых энергогенерирующий модуль может автоматически подключаться к сети. Эти условия должны включать:

1) диапазоны частот, в которых допустимо автоматическое подключение, и связанное с ним время задержки;

2) максимально допустимый градиент увеличения активной выходной мощности.

Автоматическое подключение допускается, если иное не указано соответствующим системным оператором по согласованию с ОСП.

Подраздел 2

Общие требования для генерирующих единиц типа B

45. Генерирующие единицы типа B должны отвечать требованиям, изложенным в подразделе 1 настоящего раздела, за исключением пп.2) п.39.

46. Генерирующие единицы типа B должны отвечать следующим требованиям в отношении стабильности частоты:

1) для управления выходной активной мощностью энергогенерирующий модуль должен быть оснащен интерфейсом (входным портом) для возможности уменьшать выходную активную мощность, следуя распоряжению на входном порте;

2) соответствующий системный оператор имеет право устанавливать требования к дополнительному оборудованию, по обеспечению дистанционного управления активной выходной мощностью.

47. Генерирующие единицы типа B должны отвечать следующим требованиям в отношении стабильности работы:

1) в отношении возможности поддержания непрерывности электроснабжения генерирующих единиц:

a) каждый соответствующий системный оператор должен указать профиль напряжения в зависимости от времени в соответствии с рисунком 3 в точке подключения для условий неисправностей, который описывает условия, при которых энергогенерирующий модуль может оставаться подключенной к сети и продолжать стабильно работать после того, как электроэнергетическая система была нарушена из-за неисправностей в системе передачи;

b) диаграмма эволюции напряжения во времени выражает нижний предел эволюции линейного напряжения сети в точке подключения во время симметричного короткого замыкания как функцию времени, до, во время и после неисправности;

c) нижний предел, указанный в лит.b) пп.1) п.47, устанавливается каждым соответствующим системным оператором с использованием параметров, указанных на рисунке 3, и в пределах диапазонов, указанных в таблицах 3.1 и 3.2;

d) каждый соответствующий системный оператор должен установить и предать гласности условия предаварийного режима и послеаварийного режима для возможности поддержания непрерывности электроснабжения с точки зрения:

- расчета минимальной мощности предаварийного режима короткого замыкания в точке подключения,

- рабочей точки активной и реактивной мощности предаварийного режима генерирующего модуля электростанции в точке подключения и напряжения в точке подключения;

- расчета минимальной мощности послеаварийного режима короткого замыкания в точке подключения;

e) по требованию управляющего генерирующей установкой электрической энергии соответствующий системный оператор должен предоставить предаварийные и послеаварийные условия, которые должны быть учтены для возможности поддержания непрерывности электроснабжения, как результат расчетов в точке подключения, как указано в лит.d) в отношении:

- минимальной мощности доаварийного режима короткого замыкания в каждой точке подключения, выраженной в МВА;

- рабочей точки предаварийного режима энергогенерирующего модуля, выраженной в выходной активной мощности и выходной реактивной мощности в точке подключения, и напряжении в точке подключения;

- минимальной мощности послеаварийного режима короткого замыкания в каждой точке подключения, выраженной в МВА.

В качестве альтернативы соответствующий системный оператор может предоставить общие значения, полученные из типичных случаев.

Рисунок 3. Диаграмма возможности поддержания непрерывности электроснабжения

генерирующей единицы

На диаграмме представлен нижний предел графика напряжения в зависимости от времени в точке подключения, выраженного как отношение его фактического значения и его эталонного значения 1 о.е., до, во время и после сбоя. Напряжение U_ret – это остаточное напряжение в точке, t_clear – это момент, когда сбой устранен. U_rec1, U_rec2, t_rec1, t_rec2 и t_rec3 указывают определенные точки нижних пределов восстановления напряжения после устранения неисправности.

f) энергогенерирующий модуль должен быть способен оставаться подключенной к сети и продолжать стабильно работать, когда фактическое изменение межфазных напряжений сети в точке подключения во время симметричной неисправности, учитывая предаварийные и послеаварийные условия из лит.d) и e) пп.1 п.47, остаются выше нижнего предела, указанного в лит.b) пп.1 п.47, исключая случаи, когда схема защиты от внутренних электрических неисправностей требует отключения генерирующей единицы от сети. Схемы защиты и настройки для внутренних электрических неисправностей не должны ставить под угрозу возможность поддержания непрерывности электроснабжения при сбоях;

g) без ущерба для лит.f) пп.1 п.47, защита от пониженного напряжения (либо возможность поддержания непрерывности электроснабжения, либо минимальное напряжение, указанное при напряжении в точке подключения) должна быть установлена ​​управляющим генерирующей единицы в соответствии с максимально широкими техническими возможностями генерирующей единицы, если только соответствующий системный оператор не требует более узкого диапазона в соответствии с пп.2) п.49. Настройки должны быть обоснованы управляющим генерирующей установкой электрической энергии в соответствии с описанным принципом.

2) Способности поддержания непрерывности электроснабжения в случае асимметричных неисправностей должны быть определены каждым соответствующим системным оператором отдельно.

48. Генерирующие единицы типа B должны отвечать следующим требованиям, касающимся восстановления системы:

1) соответствующий Системный оператор должен указать условия, при которых энергогенерирующий модуль может повторно подключиться к сети после случайного отключения, вызванного нарушением в сети;

2) установка автоматизированных систем повторного подключения должна осуществляться с предварительного разрешения соответствующего системного оператора и отвечать условиям повторного подключения, указанным ОСП.

49. Генерирующие единицы типа B должны отвечать следующим требованиям, касающимся управления системой:

1) в отношении схем управления и автоматизации с соответствующими настройками:

a) схемы управления и автоматизации и настройки различных управляющих устройств генерирующей единицы, которые необходимы для стабильности передающей сети и для принятия экстренных мер, должны быть скоординированы и согласованы между ОСП соответствующим системным оператором и управляющим генерирующей установкой электрической энергии;

b) любые изменения в схемах управления и автоматизации и связанных с ними настройках, упомянутых в лит.a), различных устройств управления генерирующей единицы должны быть скоординированы и согласованы между ОСП соответствующим системным оператором и управляющим генерирующей установкой электрической энергии, в частности если они применяются в обстоятельствах, указанных в лит.a) пп.1 п.49;

2) в отношении схем и настроек электрической защиты:

a) соответствующий системный оператор должен определить схемы управления и автоматизации и необходимые настройки для защиты сети, с учетом характеристик генерирующей единицы. Системы защиты, необходимые для генерирующей единицы и сети, а также настройки, относящиеся к генерирующей единицы, должны быть скоординированы и согласованы между соответствующим системным оператором и управляющим генерирующей единицы. Системы защиты и настройки для внутренних электрических неисправностей не должны ставить под угрозу работу генерирующей единицы в соответствии с требованиями, изложенными в настоящем Кодексе;

b) электрическая защита генерирующей единицы должна иметь приоритет над диспетчерским указанием, принимая во внимание безопасность системы и здоровье и безопасность персонала и населения, а также минимизацию любого повреждения генерирующей единицы;

c) системы защиты могут охватывать следующие аспекты:

- внутреннее и внешнее короткое замыкание;

- асимметричная нагрузка (отрицательная последовательность фаз);

- перегрузка статора или ротора;

- перевозбуждение/ недовозбуждение;

- повышенное/пониженное напряжение в точке подключения;

- повышенное/пониженное напряжение на клеммах генератора;

- межзональные колебания;

- пусковой ток;

- асинхронный режим (проскальзывание полюсов);

- защита от недопустимых кручений вала (например, подсинхронный резонанс);

- защита линии эвакуации генерирующей единицы;

- защита эвакуационного трансформатора генерирующей единицы;

- резервная защита генератора и ячейки установки подключения;

- защита от перевозбуждения обмотки генератора (U/f);

- защита от обратной мощности;

- скорость изменения частоты;

- напряжение смещения нейтрали;

d) изменения в схемах защиты, необходимых для генерирующей единицы и сети, а также в настройках, относящихся к генерирующей единице, должны быть согласованы между системным оператором и управляющим генерирующей единицы и соглашение должно быть достигнуто до внесения каких-либо изменений;

3) управляющий генерирующей установкой электрической энергии должен организовать свои устройства защиты и управления в соответствии со следующим приоритетом (от самого высокого до самого низкого):

a) защита сети и генерирующей единицы;

b) искусственная инерция, если применимо;

c) управление частотой (регулировка активной мощности);

d) ограничение мощности;

e) ограничение градиента мощности;

4) в отношении обмена информацией:

a) генерирующие установки электрической энергии должны быть способны обмениваться информацией с соответствующим системным оператором или соответствующим ОСП в режиме реального времени либо периодически с отметками времени, в соответствии с распоряжениями, выпущенными соответствующим системным оператором или ОСП;

b) соответствующий системный оператор, по согласованию с ОСП, должен устанавливать содержание обмена информацией, включая точный список данных, которые должны быть предоставлены генерирующей установкой электрической энергии.

Подраздел 3

Общие требования для генерирующих единиц типа C

50. Генерирующие единицы типа C должны отвечать требованиям, изложенным в Подразделах 1 и 2 Раздела 1 Главы II Книги II, за исключением пп.2) п.39, п.43 и п.46.

51. Генерирующие единицы типа C должны отвечать следующим требованиям в отношении стабильности частоты:

1) касательно регулировки активной мощностью и диапазона регулировки, система регулировки генерирующей единицы должна быть способна регулировать эталонное значение активной мощности в соответствии с распоряжениями, данными управляющему генерирующей установкой электрической энергии соответствующим системным оператором или ОСП. Соответствующий системный оператор или ОСП должен установить период, в течение которого должно быть достигнуто установленное значение активной мощности. ОСП должен определить допуск (в зависимости от доступности первого двигателя), применяемый к новому установленному значению и срок, в течение которого оно должно быть достигнуто;

2) в тех случаях, когда автоматическое оборудование дистанционного управления недоступно, разрешается принимать ручные меры локально. Соответствующий системный оператор или ОСП должен уведомить Агентство относительно времени, необходимого для достижения запрошенного эталонного значения активной мощности, и допуска для активной мощности;

3) в дополнение к п.39, к энергогенерирующим модулям типа C должны применяться следующие требования в отношении частотно-чувствительного режима, ограничивающего понижение частоты (АНЧ-УмЧ):

a) энергогенерирующий модуль должен быть способен активировать предоставление отклика активной мощности на отклонение частоты на частотном пороге и со статизмом, установленным ОСП в координации с ОСП той же синхронной области, следующим образом:

- порог частоты, установленный ОСП, должен составлять от 49,8 Гц до 49,5 Гц включительно;

- параметры статизма, установленные ОСП, должны находиться в диапазоне 2–12%.

Это представлено графически на рисунке 4;

b) фактическая поставка активной мощности в ответ на отклонение частоты в режиме АНЧ-УмЧ должна учитывать следующие элементы:

- условия окружающей среды, когда должен срабатывать отклик,

- условия работы генерирующей единицы, в частности ограничения на работу вблизи максимальной мощности на низких частотах и соответствующее воздействие условий окружающей среды в соответствии с п.41 и п.42;

- доступность источников первичной энергии;

c) активация генерирующей единицей отклика активной мощности на частотные отклонения не должна быть необоснованно задержана. В случае если эта задержка превышает две секунды, управляющий генерирующей единицы обосновывает эту задержку перед соответствующим системным оператором;

d) в режиме АНЧ-УмЧ энергогенерирующий модуль должен обеспечивать увеличение мощности до максимальной мощности;

e) должна быть обеспечена стабильная работа генерирующей единицы во время работы в режиме АНЧ-УмЧ;

Рисунок 4. Возможность реагирования активной мощности на частотные отклонения

для генерирующих единиц в режиме АНЧ-УмЧ

где P_ref – эталонная активная мощность, к которой относится ΔΡ, и она может быть установлена по-разному для синхронизированных энергогенерирующих групп и для энергогенерирующих элементов электростанции;

ΔΡ – изменение активной выходной мощности от генерирующей единицы;

f_n – номинальная частота (50 Гц) в сети;

Δf – отклонение частоты в сети;

S₂ – статизм, согласно которому энергогенерирующий модуль должена повышать активную мощность в случае падений частоты, где Δf меньше, чем Δf₁.

4) в дополнение к пп.3) п.51 кумулятивно применяются следующие условия, когда активен частотно-чувствительный режим (АНЧ):

a) энергогенерирующий модуль должен обеспечивать отклик активной мощности на частотные отклонения в соответствии с параметрами, установленными каждым соответствующим системным оператором в диапазонах, показанных в таблице 4. При определении этих параметров соответствующий системный оператор должен учитывать следующие элементы:

- в случае возрастания частоты отклик активной мощности на частотные отклонения ограничен минимальной мощностью регулирования;

- в случае в случае уменьшения частоты отклик активной мощности на частотные отклонения ограничен максимальной мощностью;

- фактическая поставка активной мощности в ответ на отклонение частоты зависит от рабочих и окружающих условий генерирующей единицы в момент, когда этот отклик срабатывает, в частности от ограничений на работу вблизи максимальной мощности на низких частотах, в соответствии с п.41 и п.42, и от доступных первичных источников энергии.

Рисунок 5. Способность реагировать на частотные отклонения генерирующих единиц в АНЧ,

иллюстрирующая случай, где область нечувствительности и мертвая полоса нулевые

где P_ref – эталонная активная мощность, к которой относится ΔΡ;

ΔΡ – изменение активной выходной мощности от генерирующей единицы;

f_n – номинальная частота (50 Гц) в сети;

Δf – отклонение частоты в сети;

b) должна быть доступна возможность многократного повторного выбора мертвой полосы (при отклонении частоты) и статизма;

c) в случае изменения шага частоты энергогенерирующий модуль должен быть способен активировать полную активную мощность в ответ на изменение частоты, на утолщенной линии или выше, показанной на рисунке 6, в соответствии с параметрами, указанными каждым системным оператором (для предотвращения колебания активной мощности генерирующей единицы), в пределах, приведенных в таблице 5. Комбинация выбора параметров, указанных системным оператором, должна учитывать возможные технологические ограничения;

d) начальная активация отклика активной мощности на частотные отклонения не должна быть необоснованно задержана. В случае если задержка начальной активации отклика активной мощности на частотные отклонения превышает две секунды, управляющий генерирующей установкой электрической энергии должен предоставить технические обоснования необходимости более длительного периода. Для генерирующих единиц без инерции, соответствующий системный оператор может указывать более короткий период, чем две секунды. Если управляющий генерирующей установкой электрической энергии не может выполнить это требование, он должен предоставить технические обоснования необходимости более длительного периода для начальной активации отклика активной мощности на частотные отклонения.

Рисунок 6. Возможность отклика на отклонения частоты

где P_max – максимальная мощность, с которой связана ΔΡ;

ΔΡ – изменение активной выходной мощности генерирующей единицы.

t₁ и t₂ – периоды времени, в соответствии с которыми энергогенерирующий модуль должен обеспечивать выходную активную мощность ΔΡ до точки ΔΡ₁, причем значение ΔΡ₁ определяется ОСП в соответствии с таблицей 5. t₁ – начальная задержка, а t₂ – время для полной активации.

e) энергогенерирующий модуль должен обеспечивать активную мощность, активированную в соответствии с отклонением частоты в течение периода от 15 до 30 минут, как это предусмотрено ОСП. При определении периода времени ОСП должен учитывать запас активной мощности и первичный источник энергии генерирующей единицы;

f) в пределах сроков, указанных в лит.e) пп.4 п.51, регулирование активной мощностью не должно оказывать какого-либо неблагоприятного воздействия на частотную характеристику активной мощности генерирующих единиц;

g) параметры, указанные ОСП в соответствии с лит.a), b), c) и e) ежегодно сообщаются Агентству.

5) касательно регулирования восстановлением частоты, энергогенерирующий модуль должен обеспечивать функциональные возможности, соответствующие спецификациям, указанным ОСП, с целью восстановления частоты до ее номинального значения или поддержания потоков обмена мощностями между зонами контроля на их запланированных значениях;

6) касательно отключения из-за недостаточной частоты, генерирующие единицы, способные работать в качестве нагрузки, включая генерирующие единицы электростанций с гидроаккумулированием, должны быть способны отключать свою нагрузку в случае недостаточной частоты. Требование, указанное в настоящем подпункте, не распространяется на снабжение собственных нужд;

7) касательно мониторинга АНЧ в режиме реального времени:

a) для контроля работы частотной характеристики активной мощности, интерфейс связи должен быть оборудован для передачи в режиме реального времени и защищенным способом от генерирующей единицы к центру управления сетью соответствующего системного оператора или ОСП, по запросу соответствующего системного оператора или ОСП, по меньшей мере, следующих сигналов:

- сигнал состояния АНЧ (с включенным или выключенным режимом отклика на отклонения частоты);

- запланированная активная выходная мощность;

- фактическое значение активной выходной мощности;

- фактические настройки параметров для отклика рабочей мощности на изменение частоты;

- статизм и мертвая полоса;

b) соответствующий системный оператор и ОСП должен указать дополнительные сигналы, которые должны быть предоставлены генерирующей единицей с устройствами контроля и записи, чтобы проверить эффективность обеспечения отклика рабочей мощности на изменение частоты участвующих генерирующих единиц.

52. Касательно стабильности напряжения, то генерирующие единицы типа C должны иметь возможность автоматического отключения, когда напряжение в точке подключения достигает уровней, указанных соответствующим системным оператором по согласованию с ОСП. Условия и параметры фактического автоматического отключения генерирующих единиц должны быть определены соответствующим системным оператором по согласованию с ОСП.

53. Генерирующие единицы типа С должны отвечать следующим требованиям в отношении стабильности работы:

1) в случае колебаний генерирующие единицы должны поддерживать постоянную стабильность при работе в любой рабочей точке диаграммы возможностей P-Q;

2) без ущерба для п.41 и п.42 генерирующие единицы должны иметь возможность оставаться подключенными к сети и работать без снижения мощности, пока напряжение и частота остаются в указанных пределах в соответствии с настоящим Кодексом;

3) генерирующие единицы должны иметь возможность оставаться подключенными к сети во время однофазного или трехфазного автоматического повторного включения в линии ячеистой сети, если это применимо к сети, к которой они подключены. Детали этой возможности подлежат координации и соглашениям по схемам и условиям защиты, как указано в пп.2) п.49.

54. Генерирующие единицы типа C должны отвечать следующим требованиям, касающимся восстановления системы:

1) Касательно возможности автономного пуска:

a) возможность автономного пуска не является обязательной, за исключением случаев, когда такие требования вводятся для обеспечения безопасности работы системы;

b) управляющие энергогенерирующих установок, по запросу ОСП, должны предоставить предложения для обеспечения возможности автономного пуска. ОСП может сделать такой запрос, если он считает, что безопасность в работе системы находится под угрозой из-за отсутствия возможности автономного пуска в зоне контроля, где находится энергогенерирующий модуль;

c) энергогенерирующий модуль с возможностью автономного пуска должна иметь возможность запуска из состояния отключения без какого-либо внешнего источника электрической энергии в течение периода времени, определенного соответствующим системным оператором по согласованию с ОСП;

d) энергогенерирующий модуль с возможностью автономного пуска должна быть способна синхронизироваться в диапазоне частот, установленном в пп.1) п.38, и, где это применимо, в пределах напряжения, указанных соответствующим системным оператором или предусмотренных в п.57;

e) энергогенерирующий модуль с возможностью автономного пуска должна быть способна автоматически регулировать напряжение, включая изменения напряжения, вызванные подключением установок потребителей;

f) энергогенерирующий модуль с возможностью автономного пуска должна:

- быть способна регулировать производимую мощность в случае подключения установок потребителей;

- быть способна работать в АНЧ-УвЧ и АНЧ-УмЧ, как указано в пп.3) п.51 и п.39;

- регулировать частоту в случае превышения или понижения частоты во всем диапазоне активной выходной мощности между уровнем минимальной мощности регулирования и максимальным уровнем мощности, а также на уровне функционирование собственных нужд;

- быть способна к параллельной работе нескольких генерирующих единиц в островном режиме;

- автоматически регулировать напряжение на этапе восстановления системы;

2) касательно возможности работы в островном режиме:

a) генерирующие единицы должны быть способны функционировать в островном режиме, если этого требует соответствующий системный оператор по согласованию с ОСП;

- частотный диапазон при работе в островном режиме устанавливается в соответствии с пп.1) п.38;

- диапазон напряжения при работе в островном режиме устанавливается в соответствии с п.52 или с п.57, в зависимости от обстоятельств;

b) генерирующие единицы должны быть способны работать с активной настройкой частоты АНЧ во время работы в островном режиме, как это предусмотрено пп.4) п.51. В случае переизбытка мощности генерирующие единицы должны быть способны снизить выходную активную мощность с предыдущей рабочей точки до любой новой рабочей точки на диаграмме возможностей P-Q. В связи с этим энергогенерирующий модуль должен быть способен снизить выходную активную мощность настолько, насколько это технически возможно, но по крайней мере до 55% её максимальной мощности;

c) метод обнаружения перехода от функционирования во взаимосвязанной системе к островному режиму должен быть согласован между управляющим энергогенерирующей установкой и соответствующим системным оператором в координации с ОСП. Согласованный метод обнаружения не должен основываться исключительно на сигналах состояния коммутационных устройств системного оператора;

d) генерирующие единицы должны быть способными работать в АНЧ-УвЧ и АНЧ-УмЧ, как указано в пп.3) п.51 и п.39;

3) касательно возможности быстрой повторной синхронизации:

a) в случае отключения генерирующей единицы от сети энергогенерирующий модуль должен быть способен к быстрой повторной синхронизации в соответствии с планом защиты, согласованном между соответствующим системным оператором в координации с ОСП и генерирующей установкой электрической энергии;

b) энергогенерирующий модуль с минимальным временем повторной синхронизации, превышающим 15 минут после её отключения от любого внешнего источника питания, должна быть спроектирована так, чтобы она могла перейти в режим функционирования на собственном источнике питания из любой рабочей точки на своей диаграмме возможностей P-Q. В этом случае определение режима функционирования на собственном источнике питания не должно основываться исключительно на сигналах состояния коммутационных устройств системного оператора из точки подключения;

c) генерирующие единицы должны быть в состоянии продолжать работу после отключения от сети, независимо от какого-либо вспомогательного подключения к внешней сети. Минимальное время работы должно быть определено соответствующим системным оператором в координации с ОСП, принимая во внимание специфические характеристики технологии первичного источника.

55. Генерирующие единицы типа C должны отвечать следующим требованиям, касающимся управления системой:

1) относительно нарушения синхронизации или потери контроля, энергогенерирующий модуль должен иметь возможность автоматически отключаться от сети, чтобы обеспечить безопасность системы либо предотвратить повреждение генерирующей единицы. Управляющий энергогенерирующей установкой и соответствующий системный оператор в координации с ОСП должны согласовать критерии для обнаружения нарушения синхронизации или потери контроля;

2) касательно измерительных и контрольных устройств:

a) генерирующие единицы должны быть оснащены оборудованием, обеспечивающим регистрацию неисправностей и мониторинг динамики системы. Эти устройства должны регистрировать следующие параметры:

- диапазон напряжения;

- активную мощность;

- реактивную мощность;

- диапазон частот.

Соответствующий системный оператор имеет право указывать параметры качества поставки, которые должны соблюдаться, при условии предварительного обоснованного уведомления;

b) настройки оборудования регистрации неисправностей, включая критерии запуска и доли выборки, должны быть согласованы между управляющим генерирующей установкой электрической энергии и соответствующим системным оператором в координации с ОСП;

c) мониторинг динамического поведения системы должен включать критерий запуска, основанный на колебаниях, установленный системным оператором в координации с ОСП, с целью выявления слабо затухающих колебаний мощности;

d) система мониторинга качества поставки и динамического поведения системы должна обеспечить доступ к информации управляющего управляющим генерирующей установкой электрической энергии, соответствующего системного оператора и ОСП на основе договоренностей. Протоколы связи для зарегистрированных данных должны быть согласованы между управляющим генерирующей установкой электрической энергии, соответствующим системным оператором и ОСП;

3) касательно имитационных моделей:

a) по запросу соответствующего системного оператора или ОСП управляющий генерирующей установкой электрической энергии должен предоставить имитационные модели, которые должным образом отражают поведение генерирующей единицы как в стационарных, так и в динамических условиях (составляющая 50 Гц) или в электромагнитных переходных моделях. Управляющий генерирующей установкой электрической энергии должен обеспечить, чтобы представленные модели были проверены на соответствие по результатам тестов, упомянутых в главах II–IV Книги IV, и уведомить о результатах проверки соответствующего оператора системы или ОСП. Проверка может быть проведена и уполномоченным органом сертификации, если он создан в соответствии с национальным законодательством;

b) модели, предоставленные управляющим генерирующей установкой электрической энергии, должны содержать следующие подмодели в зависимости от наличия отдельных составляющих:

- генератор и первичный двигатель;

- регулировка скорости и активной мощности;

- регулировка напряжения, включая, если применимо, функцию стабилизатора мощности (PSS) и систему регулировки возбуждения;

- модели защиты генерирующих единиц по согласованию между соответствующим системным оператором и управляющим генерирующей установкой электрической энергии;

- модели преобразователей для генерирующих модулей электростанции;

c) запрос соответствующего системного оператора, упомянутого в лит.a), должен быть согласован с ОСП. Он содержит:

- формат, в котором должны быть предоставлены модели;

- документацию на структуру модели и электрическую схему;

- оценку минимальной и максимальной мощности в режиме короткого замыкания в точке подключения, выраженную в МВА, в качестве эквивалента сети;

d) управляющий генерирующей установкой электрической энергии должен предоставить записи о работе генерирующей единицы соответствующему системному оператору или ОСП, по требованию. Соответствующий системный оператор или ОСП может сделать такой запрос, чтобы сравнить отклик моделей с этими записями;

4) относительно установки устройств для работы системы и устройств для обеспечения безопасности системы, если соответствующий системный оператор или ОСП считает, что необходимо установить дополнительные устройства в генерирующую установку электрической энергии, чтобы сохранить или восстановить работу либо безопасность системы, соответствующий системный оператор или ОСП и управляющий генерирующей установкой электрической энергии должны изучить этот вопрос и согласовать соответствующее решение;

5) соответствующий системный оператор устанавливает, координируя с ОСП, минимальные и максимальные пределы для скоростей изменения выходной активной мощности (ограничение градиента) как в направлении увеличения, так и в направлении уменьшения выходной активной мощности для генерирующей единицы, принимая во внимание особенности технологии первичного источника;

6) заземление нейтральной точки на стороне сети повышающих трансформаторов должно соответствовать спецификациям соответствующего системного оператора.

Подраздел 4

Общие требования для генерирующих единиц типа D

56. В дополнение к выполнению требований, указанных в Подразделах 1, 2 и 3 Раздела 1 Главы II Книги II, за исключением пп.2 п.39, п.43, 44, 46 и 52, генерирующие единицы типа D должны соответствовать требованиям, установленных в настоящем Подразделе.

57. Генерирующие единицы типа D должны отвечать следующим требованиям в отношении стабильности напряжения:

1) относительно диапазонов напряжения:

a) без ущерба для положений пп.1) п.47 и п.58 энергогенерирующий модуль должен быть способен оставаться подключенной к сети и работать в пределах диапазонов сетевого напряжения в точке подключения, выраженных напряжением в точке подключения, относящимся к эталонному напряжению 1 о.е. (относительные единицы), и в течение периодов времени, указанных в таблицах 6.1 и 6.2;

b) ОСП может устанавливать более короткие периоды времени, в течение которых генерирующие единицы должны иметь возможность оставаться подключенными к сети в случае одновременного перенапряжения и пониженной частоты или одновременного пониженного напряжения и превышения частоты;

c) для уровня напряжения сети 400 кВ (обычно называемого уровнем 380 кВ), эталонное значение 1 о.е. составляет 400 кВ; для других уровней напряжения сети эталонное значение напряжения 1 о.е. может отличаться для каждого ОСП в одной и той же синхронной зоне;

В таблице приведены минимальные периоды времени, в течение которых энергогенерирующий модуль должен быть способен работать при напряжениях, отклоняющихся от эталонного значения 1 о.е. в точке подключения без отключения от сети, в случае когда рассматриваемое напряжение для значений о.е. составляет от 110 кВ до 300 кВ.

В таблице приведены минимальные периоды времени, в течение которых энергогенерирующий модуль должен быть способен работать при напряжениях, отклоняющихся от эталонного значения 1 о.е. в точке подключения без отключения от сети, в случае когда рассматриваемое напряжение для значений о.е. составляет от 300 кВ до 400 кВ.

2) более широкие диапазоны напряжений или более продолжительные минимальные периоды времени для работы могут быть согласованы между соответствующим системным оператором и управляющим генерирующей установкой электрической энергии, в координации с ОСП. Если более широкие диапазоны напряжений или более длительные минимальные периоды времени для работы экономически и технически осуществимы, управляющий генерирующей установкой электрической энергии не должен необоснованно отказываться от соглашения;

3) без ущерба для положений пп.1), соответствующий системный оператор, в координации с ОСП, имеет право устанавливать значения напряжения в точке подключения, в которой энергогенерирующий модуль имеет возможность автоматического отключения. Условия и параметры автоматического отключения должны быть согласованы между соответствующим системным оператором и управляющим генерирующей установкой электрической энергии.

58. Генерирующие единицы типа D должны отвечать следующим требованиям в отношении стабильности работы:

1) в отношении возможности поддержания непрерывности электроснабжения:

a) генерирующие единицы должны быть в состоянии оставаться подключенными к сети и продолжать стабильно работать после того, как неисправности энергосистемы было корректно удалены. Эта возможность должна соответствовать диаграмме зависимости напряжения от времени в точке подключения для условий отказа, установленных ОСП.

Диаграмма зависимости напряжения от времени должна выражать нижний предел напряжения на клеммах в точке подключения во время симметричной неисправности как эволюция во времени до, во время неисправности и после.

Этот нижний предел должен быть определен ОСП с использованием параметров, указанных на рисунке 3, и в пределах диапазонов, указанных в таблицах 7.1 и 7.2, для генерирующих единиц типа D, подключенных к напряжению равному 110 кВ и выше. Этот нижний предел должен быть установлен ОСП с использованием параметров, указанных на рисунке 3, и в пределах диапазонов, указанных в таблицах 3.1 и 3.2, для генерирующих единиц типа D, подключенных к напряжению ниже уровня 110 кВ;

b) ОСП устанавливает условия предаварийного и послеаварийного режима для возможности обеспечения непрерывности электроснабжения, упомянутой в лит.d) пп.1 п.47. Условия предаварийного и послеаварийного режима для возможности обеспечения непрерывности электроснабжения следует опубликовать.

2) по требованию управляющего генерирующей установки электрической энергии соответствующий системный оператор должен предоставить предаварийные и послеаварийные условия, которые должны быть учтены для возможности обеспечения непрерывности электроснабжения, как результат расчетов в точке подключения, в соответствии с лит.d) пп.1 п.47 в отношении:

a) минимальной мощности доаварийного режима короткого замыкания в каждой точке подключения, выраженной в МВА;

b) рабочей точки предаварийного режима генерирующей единицы, выраженной в выходной активной мощности и выходной реактивной мощности в точке подключения, а также напряжении в точке подключения;

c) минимальной мощности послеаварийного режима короткого замыкания в каждой точке подключения, выраженной в МВА;

3) способности обеспечения непрерывности электроснабжения в случае несимметричных неисправностей должны быть установлены каждым ОСП в отдельности.

59. Генерирующие единицы типа D должны отвечать следующим требованиям, касающимся управления системой:

1) касательно синхронизации, при запуске генерирующей единицы синхронизация должна выполняться управляющим генерирующей установки электрической энергии только после разрешения соответствующего системного оператора;

2) энергогенерирующий модуль должен быть оснащен необходимыми средствами синхронизации;

3) синхронизация генерирующих единиц должна быть возможна на частотах в пределах диапазонов, указанных в таблице 2;

4) соответствующий системный оператор и управляющий генерирующей установки электрической энергии должны до начала эксплуатации генерирующей единицы согласовать и установить настройки синхронизирующих устройств. Согласовывают следующие элементы:

a) диапазон напряжения;

b) диапазон частоты;

c) диапазон фазового угла;

d) фазовая последовательность;

e) отклонение напряжения и частоты.

Раздел 2

Требования к синхронизированным генерирующим группам

Подраздел 1

Требования к генерирующим синхронизированным группам типа B

60. Синхронизированные генерирующие группы типа B должны отвечать требованиям, изложенным в Подразделах 1 и 2 Раздела 1 Главы II Книги II, за исключением пп.2) п.39.

61. Синхронизированные генерирующие группы типа B должны отвечать следующим дополнительным требованиям в отношении стабильности напряжения:

1) относительно реактивной мощности, соответствующий системный оператор имеет право устанавливать возможность синхронизированных генерирующих групп поставлять реактивную мощность;

2) относительно системы регулировки напряжения, синхронизированная генерирующая группа должна быть оборудована системой постоянной автоматической регулировки возбуждения, которая может обеспечивать постоянное напряжение на клеммах генератора при эталонном значении, заданном во всем рабочем диапазоне.

62. Относительно стабильности работы, синхронизированные генерирующие группы типа B должны обеспечивать восстановление активной мощности после неисправности. ОСП должен установить процент и время для восстановления активной мощности.

Подраздел 2

Требования к синхронизированным генерирующим группам типа C

63. Синхронизированные генерирующие группы типа C должны отвечать требованиям, изложенным в Подразделах 1, 2 и 3 Раздела 1 и в Подразделе 1 Раздела 2 Главы II Книги II, за исключением требований пп.2) п.39, п.43, 46 и пп.1) п.61.

64. Синхронизированные генерирующие группы типа C должны отвечать следующим дополнительным требованиям в отношении стабильности напряжения:

1) касательно производства реактивной мощности, соответствующий системный оператор может установить дополнительную реактивную мощность, которая должна быть поставлена, если точка подключения синхронизированной генерирующей группы не расположена ни на высоковольтных клеммах повышающего трансформатора, ни на клеммах генератора, если нет повышающего трансформатора. Эта дополнительная реактивная мощность должна компенсировать потребность в реактивной мощности высоковольтной линии (воздушной или подземной) между клеммами высокого напряжения повышающего трансформатора синхронизированной генерирующей группы или клеммами генератора, при отсутствии повышающего трансформатора, и точкой подключения, и должна быть поставлена ​​управляющим этой линии или кабеля;

2) касательно возможности производства реактивной мощности максимальном уровне:

a) соответствующий системный оператор в координации с ОСП должен установить требования относительно возможностей поставки реактивной мощности в контексте меняющегося напряжения. Для этой цели соответствующий системный оператор должен установить пределы диаграммы U-Q/P_max, в которых синхронизированная генерирующая группа способна поставлять реактивную мощность на максимальном уровне. Установленная диаграмма U-Q/P_max может принимать любую форму, учитывая потенциальные затраты на способность вырабатывать реактивную мощность при увеличениях напряжения и потреблении реактивной мощности при падениях напряжения;

b) пределы диаграммы возможностей U-Q/P_max устанавливаются соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП согласно следующим принципам:

- контур U-Q/P_max не должен превышать контур диаграммы U-Q/P_max, представленный внутренним контуром на рисунке 7;

- размеры контура диаграммы U-Q/P_max (диапазон Q/P_max и диапазон напряжения) должны вписываться в пределах, установленных для каждой синхронной зоны в таблице 8;

- позиционирование диаграммы U-Q/P_max должно вписываться в фиксированном внешнем контуре на рисунке 7.

Рисунок 7. U-Q/P_max диаграмма синхронизированной генерирующей группы

На рисунке представлены границы диаграммы U-Q/P_max как зависимость между напряжением в точке подключения, выраженная отношением фактического значения и эталонного значения 1 о.е. в относительных единицах, и отношением реактивной мощности (Q) к максимальной мощности (P_max). Расположение, размер и форма внутреннего контура являются ориентировочными.

c) требование относительно возможности поставки реактивной мощности применяется к точке подключения. Для других форм контура, отличных от прямоугольных, диапазон напряжения представляет собой самое высокое и самое низкое значения. Таким образом, не ожидается, что полный диапазон реактивной мощности будет доступен в диапазоне напряжений в постоянном режиме;

d) синхронизированные генерирующие группы должны иметь возможность перемещаться в любую рабочую точку в пределах своей диаграммы U-Q/P_max в надлежащие периоды времени, чтобы достичь целевых значений, запрошенных соответствующим системным оператором;

3) касательно возможности выработки реактивной мощности ниже максимальной мощности, при работе на выходной активной мощности ниже максимальной мощности (P < P_max) синхронизированные генерирующие группы должны быть способными работать в каждой возможной рабочей точке на диаграмме возможностей P-Q генератора соответствующей группы, по крайней мере, до минимального стабильного рабочего уровня. Даже при сниженной выходной активной мощности, реактивный источник питания в точке подключения должен полностью соответствовать диаграмме возможностей P-Q соответствующего генератора, с учетом мощности вспомогательного источника питания и потерь активной и реактивной мощности повышающего трансформатора, если применимо.

Подраздел 3

Требования к синхронизированным генерирующим группам типа D

65. Синхронизированные генерирующие группы типа D должны отвечать требованиям, изложенным в Подразделах 1, 2 и 3 Раздела 1 и в Подразделах 1 и 2 Раздела 2 Главы II Книги II, за исключением требований пп.2) п.39, п.43, п.44, п.46, п.52 и п.61.

66. Синхронизированные генерирующие группы типа D должны отвечать следующим дополнительным требованиям в отношении стабильности напряжения:

1) параметры и настройки компонентов системы регулировки напряжения должны быть согласованы между управляющим генерирующей установки электрической энергии и соответствующим системным оператором в координации с ОСП;

2) соглашение, упомянутое в пп.1), должно охватывать технические требования и характеристики автоматического регулятора напряжения (АРН) в отношении регулирования стационарного напряжения и переходного напряжения, а также технические характеристики и показатели системы регулировки возбуждения. Последняя включает:

a) ограничение диапазона выходного сигнала, чтобы гарантировать, что самая высокая частота отклика не может вызывать торсионные колебания на других энергогенерирующих модулях, подключенных к сети;

b) ограничитель недовозбуждения, чтобы предотвратить со стороны АРН снижение возбуждения генератора до уровня, который может поставить под угрозу синхронную стабильность;

c) ограничитель перевозбуждения для обеспечения того, чтобы возбуждение генератора не ограничивалось меньшим, чем максимальное значение, которое может быть достигнуто, при обеспечении того, чтобы синхронизированная генерирующая группа работала в своих проектных пределах;

d) ограничитель тока статора;

e) функцию стабилизатора мощности для ослабления колебаний мощности, если величина генерирующей группы превышает значение максимальной мощности, установленное соответствующим системным оператором.

67. Соответствующий системный оператор и управляющий генерирующей установки электрической энергии должны заключить соглашение о технических возможностях генерирующей группы для поддержания угловой стабильности в условиях неисправности.

Раздел 3

Требования к генерирующим модулям электростанции

Подраздел 1

Требования к генерирующим модулям электростанции типа B

68. Генерирующие модули электростанции типа B должны отвечать требованиям, изложенным в Подразделах 1 и 2 Раздела 1 Главы II Книги II, за исключением пп.2) п.39.

69. Генерирующие модули электростанции типа B должны отвечать следующим дополнительным требованиям в отношении стабильности напряжения:

1) относительно возможностей производства реактивной мощности, соответствующий системный оператор имеет право установить значение для выработки и поставки реактивной мощности модулем электростанции;

2) соответствующий системный оператор, в координации с ОСП, имеет право предусмотреть возможность генерирующего модуля электростанции в поставке составляющей переходного режима тока повреждения, в точке подключения в случае симметричных (трехфазных) дефектов при следующих условиях:

a) генерирующий модуль электростанции должен быть способен активировать подачу составляющей переходного режима тока повреждения одним из следующих способов:

- обеспечение поставки составляющей переходного режима тока повреждения в точке подключения;

- измерение отклонений напряжения на клеммах отдельных блоков генерирующего модуля электростанции и поставка составляющей переходного режима тока повреждения на клеммах этих блоков;

b) соответствующий системный оператор по согласованию с ОСП должен предусмотреть следующее:

- метод и момент, когда определяется отклонение напряжения, а также прекращение отклонения напряжения;

- характеристики составляющей переходного режима тока повреждения, включая временной интервал для измерения отклонения напряжения и составляющей переходного режима тока повреждения, для которых ток и напряжение могут быть измерены иначе, чем методом, указанным в статье 3;

- синхронизация и точность составляющей переходного режима тока повреждения, который может включать в себя несколько этапов во время повреждения и после его устранения;

3) касательно поставки составляющей переходного режима тока повреждения в случае асимметричных однофазных или двухфазных повреждений, соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП имеет право устанавливать требования к асимметричной составляющей переходного режима тока повреждения.

70. Генерирующие модули электростанции типа B должны отвечать следующим дополнительным требованиям в отношении стабильности работы:

1) ОСП устанавливает уровень восстановления активной мощности после повреждения, который способен обеспечить генерирующий модуль электростанции, и должен указать:

a) момент начала восстановления активной мощности после повреждения на основе критерия напряжения;

b) максимально допустимый период восстановления активной мощности;

c) амплитуда и точность восстановления активной мощности;

2) спецификации должны соответствовать следующим принципам:

a) взаимозависимость между требованиями к составляющей переходного режима тока повреждения согласно пп.2) и 3) (b) п.69 и восстановлением активной мощности;

b) зависимость между временем восстановления активной мощности и продолжительностью отклонений напряжения;

c) установленный предел максимально допустимого времени для восстановления активной мощности;

d) адекватность между уровнем восстановления напряжения и минимальной величиной для восстановления активной мощности;

e) соответствующая амортизация колебаний активной мощности.

Подраздел 2

Требования к генерирующим модулям электростанции типа C

71. Генерирующие модули электростанции типа C должны отвечать требованиям, изложенным в Подразделах 1, 2 и 3 Раздела 1 и в Подразделе 1 Раздела 3 Главы II Книги II, за исключением требований пп.2) п.39, п.43, п.46 и пп.1) п.69, если не указано иное в лит.e) пп.4) п.73.

72. Генерирующие модули электростанции типа C должны отвечать следующим дополнительным требованиям в отношении стабильности частоты:

1) ОСП имеет право указывать, что генерирующие модули электростанции должны быть способны поставлять искусственную инерцию во время очень быстрых отклонений частоты;

2) принцип работы систем регулировки, установленных для обеспечения искусственной инерции, и соответствующие параметры производительности должны быть определены ОСП.

73. Генерирующие модули электростанции типа C должны отвечать следующим дополнительным требованиям в отношении стабильности напряжения:

1) касательно способности поставки реактивной мощности, соответствующий системный оператор может установить дополнительную реактивную мощность, которая должна быть поставлена, если точка подключения генерирующего модуля электростанции не расположена ни на высоковольтных клеммах повышающего трансформатора, ни на клеммах генератора, если нет повышающего трансформатора. Эта дополнительная реактивная мощность должна компенсировать потребность в реактивной мощности высоковольтной линии или кабеля между клеммами высокого напряжения повышающего трансформатора генерирующего модуля электростанции или клеммами генератора, при отсутствии повышающего трансформатора, и точкой подключения, и поставляется ​​управляющим соответствующей линии или кабеля;

2) касательно возможности выработки реактивной мощности на максимальном уровне:

a) соответствующий системный оператор в координации с ОСП должен установить требования относительно способности поставки реактивной мощности в контексте меняющегося напряжения. Для этого он устанавливает контур диаграммы U-Q/P_max, который может принимать любую форму, в пределах границ которого генерирующий модуль электростанции может поставлять реактивную мощность на максимальном уровне;

b) профиль U-Q/P_max определяется соответствующим системным оператором в координации с ОСП в соответствии со следующими принципами:

- контур U-Q/P_max не должен превышать контур диаграммы U-Q/P_max, представленный внутренним контуром на рисунке 8;

- размеры контура диаграммы U-Q/P_max (диапазон Q/P_max и диапазон напряжения) должны вписываться в пределах, установленных для каждой синхронной зоны в таблице 9;

- позиционирование диаграммы U-Q/P_max должно вписываться в фиксированный внешний контур на рисунке 8;

- установленная диаграмма U-Q/P_max может принимать любую форму, учитывая потенциальные затраты на обеспечение выработки реактивной мощности при увеличениях напряжения и потребление реактивной мощности при снижениях напряжения.

Рисунок 8. Диаграмма U-Q/P_max генерирующего модуля электростанции

На рисунке представлены границы диаграммы U-Q/P_max как зависимость между напряжением в точке подключения, выраженная отношением фактического значения и эталонного значения 1 о.е. в относительных единицах, и отношением реактивной мощности (Q) к максимальной мощности (P_max). Расположение, размер и форма внутреннего контура являются ориентировочными.

c) требование относительно поставки реактивной мощности применяется к точке подключения. Для других форм контура, отличных от прямоугольных, диапазон напряжения представляет собой самые высокие и самые низкие предельные значения. Таким образом, не предполагается, что полный диапазон реактивной мощности будет доступен в диапазоне напряжений в постоянном режиме;

3) касательно возможности выработки реактивной мощности ниже максимального уровня:

a) соответствующий системный оператор в координации с ОСП должен определить требования к способности поставки реактивной мощности и установить профиль P-Q/P_max, который может принимать любую форму, в пределах границ которой генерирующий модуль электростанции должен быть способен поставить реактивную мощность ниже максимального уровня;

b) пределы диаграммы возможностей P-Q/P_max устанавливаются каждым соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП согласно следующим принципам:

- контур P-Q/P_max не должен превышать контур диаграммы P-Q/P_max, представленный внутренним контуром на рисунке 9;

- диапазон Q/P_max контура диаграммы P-Q/P_max установлен для каждой синхронной области в таблице 9;

- диапазон активной мощности контура диаграммы P-Q/P_max при нулевой реактивной мощности должен составлять 1 о.е.;

- контур диаграммы P-Q/P_max может иметь любую форму и включать условия для способность выработки реактивной мощности при нулевой активной мощности;

- позиционирование контура диаграммы P-Q/P_max должно вписываться в фиксированный внешний контур на рисунке 9.

c) при работе на выходной активной мощности ниже максимальной мощности (P < P_max), генерирующий модуль электростанции должен обеспечивать выработку реактивной мощности в любой рабочей точке внутри своей диаграммы P-Q/P_max, если все блоки соответствующего модуля, которые генерируют энергию технически доступны, то есть они не выходят из строя из-за технического обслуживания или отказа, в противном случае возможно уменьшение возможности производства реактивной мощности, принимая во внимание техническую готовность.

Рисунок 9. Диаграмма P-Q/P_max генерирующего модуля электростанции

На рисунке представлены границы диаграммы P-Q/P_max как зависимость между реактивной мощностью в точке подключения, выраженная отношением фактического значения и максимального значения мощности в относительных единицах, и отношением реактивной мощности (Q) к максимальной мощности (P_max). Расположение, размер и форма внутреннего контура являются ориентировочными.

d) генерирующий модуль электростанции должен быть способен перемещаться в любую рабочую точку в пределах своей диаграммы P-Q/P_max в надлежащие сроки, чтобы достичь целевых значений, запрошенных соответствующим системным оператором;

4) относительно режимов управления реактивной мощностью:

a) генерирующий модуль электростанции должен иметь возможность автоматически поставлять реактивную мощность в режиме регулирования напряжения, режиме регулирования реактивной мощности или в режиме настройки коэффициента мощности;

b) относительно режима регулировки напряжения, генерирующий модуль электростанции должен обеспечивать настройку напряжения в точке подключения путем обеспечения обмена реактивной мощностью с сетью с заданным значением напряжения, охватывающее от 0,95 до 1,05 о.е. с шагом не более чем 0,01 о.е., с градиентом, имеющим диапазон от 2 до 7% с шагом не более 0,5%. Выходная реактивная мощность должна быть равна нулю, когда значение напряжения сети в точке подключения равно эталонному значению напряжения;

c) эталонное значение может работать с или без мертвой полосы, выбираемой в диапазоне от 0 до ±5% от эталонного напряжения сети 1 о.е. шагом не более 0,5%;

d) после скачкообразного изменения напряжения, генерирующий модуль электростанции должен иметь возможность достигать 90% изменения выходной реактивной мощности в течение времени t₁, которое должно быть установлено соответствующим системным оператором в диапазоне от 1 до 5 секунд, и должно устанавливаться на значении, определяемом наклоном, в течение времени t₂, которое должно быть установлено соответствующим системным оператором в диапазоне от 5 до 60 секунд, с допуском реактивной мощности в установившемся режиме не более 5% максимальной реактивной мощности. Соответствующий системный оператор должен установить характеристики для временных интервалов;

e) для целей режима регулировки реактивной мощности, генерирующий модуль электростанции должен быть способен устанавливать эталонное значение реактивной мощности в любом месте диапазона реактивной мощности, определенного в пп.1) п.69, пп.1) и 2) п.73, с шагом установки не более 5 МВАр или 5% (если это значение самая низкое) от полной реактивной мощности, регулируя реактивную мощность в точке подключения с точностью в пределах ±5 МВАр, либо +5% или –5% (в зависимости от того, какая величина меньше) от полной реактивной мощности;

f) для целей регулировки коэффициентом мощности, генерирующий модуль электростанции должен позволять регулировку коэффициента мощности в точке подключения в пределах предвиденного диапазона реактивной мощности, установленного соответствующим системным оператором в соответствии с пп.1) п.69 или пп.1) и 2) п.73 с целевым коэффициентом мощности, с шагом не превышающий 0,01. Соответствующий системный оператор должен устанавливать значение коэффициента мощности и период времени для достижения допустимого коэффициента мощности после внезапного изменения выходной активной мощности. Допустимое значение коэффициента мощности выражается допустимым значением реактивной мощности. Это допустимое значение реактивной мощности должно выражаться либо абсолютным значением, либо в процентах от максимальной реактивной мощности генерирующего модуля электростанции;

g) соответствующий системный оператор, по согласованию с ОСП и управляющим генерирующего модуля электростанции, должен установить, какой из трех вышеупомянутых вариантов регулировки реактивной мощностью и соответствующие заданные значения должен применяться, и какое дополнительное оборудование необходимо для дистанционной регулировки соответствующего эталонного значения;

5) относительно приоритетного вклада активной или реактивной мощности, ОСП должен установить, какая из них приоритетна в случае режима повреждения для обеспечения непрерывности электроснабжения. Если приоритет отдается вкладу активной мощности, ее поставка должна быть установлена не позднее, чем через 150 мс с момента возникновения повреждения;

6) относительно регулировки амортизации колебаний мощности, если это указано ОСП, генерирующий модуль электростанции должен быть способен вносить свой вклад в амортизации колебаний мощности. Характеристики регулировки напряжения и реактивной мощностью генерирующего модуля электростанции не должны отрицательно влиять на амортизацию колебаний мощности.

Подраздел 3

Требования к генерирующим модулям электростанции типа D

74. Генерирующие модули электростанции типа D должны отвечать требованиям, изложенным в Подразделах 1, 2, 3 и 4 Раздела 1, а также в Подразделах 1 и 2 Раздела 3 Главы II Книги II, за исключением требований пп.2) п.39, п.43, п.44, п.46, п.52 и пп.1) п.69.

Глава III

ПОДКЛЮЧЕНИЕ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ЕДИНИЦ

Раздел 1

Основные положения

75. Управляющий генерирующей установкой электрической энергии должен продемонстрировать соответствующему системному оператору, что он выполнил требования, предусмотренные в Главе II Книги II настоящего Кодекса, успешно пройдя процедуру уведомления о подключении каждого модуля, описанную в Разделах 2-8 Главы III Книги II.

76. Соответствующий системный оператор должен пояснить и опубликовать подробности процедуры уведомления.

Раздел 2

Уведомление для генерирующих единиц типа А

77. Процедура уведомления о подключении каждого нового генерирующего модуля типа А заключается в предоставлении документа об установке. Управляющий генерирующей установкой электрической энергии должен убедиться, что документ об установке, полученный от соответствующего системного оператора заполнен запрошенной информацией и передан системному оператору. Для каждого генерирующего модуля генерирующей установки электрической энергии должен быть передан отдельный документ. Соответствующий системный оператор должен обеспечить передачу необходимой информации третьими лицами от имени управляющего генерирующей установки электрической энергии.

78. Соответствующий системный оператор определяет содержание документа об установке, который должен содержать как минимум следующую информацию:

1) место, где производится подключение;

2) дата подключения;

3) максимальная мощность установки в кВт;

4) тип источника первичной энергии;

5) классификация генерирующего модуля в качестве новой технологии в соответствии с Главой V Книги II настоящего Кодекса;

6) ссылки на сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации, используемые для оборудования, находящегося на установке в соответствующем месте;

7) относительно используемого оборудования, на которое не был получен сертификат, информация должна предоставляться в соответствии с инструкциями, данными соответствующим системным оператором;

8) контактные данные управляющего генерирующей установки электрической энергии и установщика, а также их подписи.

79. Управляющий генерирующей установкой электрической энергии должен убедится в том, что соответствующий системный оператор и Агентство проинформированы об окончательном выводе из эксплуатации генерирующего модуля в соответствии с национальным законодательством. Соответствующий системный оператор должен гарантировать, что такое уведомление может быть сделано третьими сторонами, в том числе агрегаторами.

Раздел 3

Процедура для генерирующих единиц типа B и C

80. В целях уведомления о подключении каждой новой генерирующей единицы типов B или C управляющий энергогенерирующей установкой передает соответствующему системному оператору документ генерирующей единицы (далее – "ДГЕ"), который должен содержать декларацию соответствия. Для каждой генерирующей единицы генерирующей установки электрической энергии должен быть передан отдельный документ.

81. Формат ДГМ и информация, которая должна быть в него включена, устанавливается соответствующим системным оператором и согласовывается с ОСП. Соответствующий системный оператор имеет право потребовать от управляющего генерирующей установки электрической энергии включить в ДГЕ следующее:

1) подтверждение соглашения о схемах защиты, применяемых в точке подключения, между соответствующим системным оператором и управляющим энергогенерирующей установкой;

2) подробную декларацию соответствия по пунктам;

3) подробные технические данные генерирующей единицы, имеющие отношение к подключению к сети, как это предусмотрено соответствующим системным оператором;

4) сертификаты на оборудование, выданные уполномоченным органом по сертификации в отношении генерирующих единиц, если они используются как часть подтверждения соответствия;

5) для генерирующих единиц типа C – математические модели, использованные при имитационном моделировании на основании пп.3) п.55;

6) отчеты о тестировании на соответствие, которые демонстрируют рабочие характеристики в постоянном и динамическом режиме в соответствии с Разделами 2 и 3 Главы IV Книги II, включая использование фактических значений, измеренных в ходе тестов, на уровне детализации, требуемой соответствующим системным оператором;

7) исследования, демонстрирующие характеристики в постоянном и динамическом режимах, в соответствии с Разделами 4 и 5 Главы IV Книги II, на уровне детализации, требуемой соответствующим системным оператором.

82. После полного принятия ДГМ и в соответствии с требованиями, соответствующий системный оператор выдает окончательное эксплуатационное уведомление управляющему генерирующей установки электрической энергии.

83. Управляющий генерирующей установки электрической энергии уведомляет соответствующего системного оператора и Агентство об окончательном выводе из эксплуатации генерирующей единицы.

84. Там, где это это уместно, соответствующий системный оператор должен убедиться, что уведомление о запуске и окончательном выходе из эксплуатации генерирующих единиц типа B или C может быть сделано в электронном виде.

85. ДГЕ может выдаваться уполномоченным органом по сертификации.

86. Процедура уведомления для каждой новой генерирующей единицы типа B или C должна позволять принимать сертификаты на оборудование, выданные уполномоченным органом по сертификации.

Раздел 4

Процедура для генерирующих единиц типа D

87. Процедура уведомления о подключении каждой новой генерирующей единицы типа D включает:

1) уведомление о подключении под напряжение (УПН);

2) временное эксплуатационное уведомление (ВЭУ);

3) окончательное эксплуатационное уведомление (ОЭУ).

88. Процедура уведомления для каждой новой генерирующей единицы типа D должна позволять принимать сертификаты на оборудование, выданные уполномоченным органом по сертификации.

Раздел 5

Уведомление о подключении под напряжение

для генерирующих единиц типа D

89. УПН дает управляющему генерирующей установки электрической энергии право подключить под напряжение внутреннюю сеть и вспомогательные устройства для генерирующих единиц, используя сетевое соединение, установленное для точки подключения.

90. Соответствующий системный оператор выдает УПН по завершении подготовительных действий, включая соглашение о схемах защиты и соответствующих настройках, применимых к точке подключения между соответствующим системным оператором и управляющим генерирующей установки электрической энергии.

Раздел 6

Временное эксплуатационное уведомление

для генерирующих единиц типа D

91. ВЭУ дает право управляющему генерирующей установки электрической энергии эксплуатировать энергогенерирующую единицу и генерировать электроэнергию с использованием установки подключения к электрической сети в течение ограниченного периода времени.

92. Соответствующий системный оператор выдает ВЭУ при условии завершения процесса анализа данных и исследований, в соответствии с настоящим разделом.

93. Относительно анализа данных и исследований, соответствующий системный оператор имеет право потребовать от управляющего генерирующей установки электрической энергии следующее:

1) подробную декларацию соответствия по пунктам;

2) подробные технические данные генерирующей единицы, имеющие отношение к подключению к сети, как это предусмотрено соответствующим системным оператором;

3) сертификаты на оборудование, выданные уполномоченным органом по сертификации в отношении генерирующих единиц, если они используются как часть подтверждения соответствия;

4) имитационные модели, как указано в пп.3) п.55 (6), и требуемые соответствующим системным оператором и координированные с ОСП. Соответствующий системный оператор передает имитационные модели ОСП;

5) исследования, демонстрирующие ожидаемые характеристики в постоянном и динамическом режимах, в соответствии с положениями Разделов 4 и 5 Главы IV Книги II;

6) детали намеченных тестов на соответствие в соответствии с Разделами 2, 3 Главы IV Книги II.

94. Максимальный период, в течение которого управляющий генерирующей установки электрической энергии может сохранять статус ВЭУ, составляет 24 месяца. Соответствующий системный оператор имеет право устанавливать более короткий срок действия ВЭУ. Продление ВЭУ предоставляется только в том случае, если управляющий генерирующей установки электрической энергии добился существенного прогресса в достижении полного соответствия. Нерешенные вопросы должны быть четко определены в момент подачи заявления о продлении.

95. Продление периода, в течение которого управляющий генерирующей установки электрической энергии может сохранять статус ВЭУ, помимо периода, установленного в п.94, может быть предоставлено, если запрос об отступлении сделан соответствующему системному оператору до истечения этого периода, в соответствии с процедурой отступления, предусмотренной в Книге VI.

Раздел 7

Окончательное эксплуатационное уведомление

для генерирующих единиц типа D

96. ОЭУ дает право управляющему генерирующей установки электрической энергии эксплуатировать генерирующую единицу с использованием установки подключения к электрической сети.

97. Соответствующий системный оператор выдает ОЭУ после предварительного устранения всех несовместимостей, выявленных во время статуса ВЭУ, и при условии завершения процесса анализа данных и исследований, в соответствии с настоящим разделом.

98. Для целей анализа данных и исследований управляющий генерирующей установки электрической энергии должен предоставить соответствующему системному оператору следующее:

1) подробную декларацию соответствия по пунктам;

2) обновление применимых технических данных, имитационных моделей и исследований, как указано в пп.2), 4) и 5) п.93, включая использование фактических измеренных значений во время тестов.

Все конечные данные и информация соответствующий системный оператор предоставляет ОСП.

99. Если обнаружена несовместимость в связи с выдачей ОЭУ, отступление может быть предоставлено по запросу соответствующего системного оператора, в соответствии с процедурой отступления, описанной в Книге VI. ОЭУ выдается соответствующим системным оператором, если энергогенерирующий модуль соответствует положениям отступления. В случае отклонения запроса об отступлении, соответствующий системный оператор имеет право отказать в разрешении работы энергогенерирующего модуля до тех пор, пока управляющий генерирующей единицы и соответствующий системный оператор не устранят несовместимость и соответствующий системный оператор не сочтет, что энергогенерирующий модуль соответствует положениям настоящего Кодекса. Если соответствующий системный оператор и управляющий генерирующей установки электрической энергии не решат проблему несовместимости в течение разумного периода времени, но в любом случае не позднее чем через шесть месяцев после уведомления об отклонении запроса об отступлении, каждая сторона может передать вопрос для решения Агентству.

Раздел 8

Уведомление об ограниченной эксплуатации

генерирующих единиц типа D

100. Управляющие генерирующих установок электрической энергии, которым был предоставлен статус ОЭУ, должны немедленно уведомить соответствующего системного оператора при следующих обстоятельствах:

1) установка временно подвергается значительному изменению или потере мощности, что влияет на ее производительность;

2) неисправности оборудования, приводящие к несоблюдению соответствующих требований.

101. Управляющий генерирующей установки электрической энергии запрашивает у соответствующего системного оператора УОЭ, если управляющий энергогенерирующей установкой обоснованно ожидает, что обстоятельства, описанные в п.100, продлятся более трех месяцев. Соответствующий системный оператор информирует ОСП о случаях несоответствия и о процессе решения проблем. Любые технические изменения, внесенные в процесс, связанные с требованиями, установленными настоящей Книгой, предоставляются ОСП.

102. Соответствующий системный оператор выдает УОЭ, содержащее следующую, четко идентифицируемую информацию:

1) нерешенные вопросы, оправдывающие предоставление УОЭ;

2) ответственность и сроки ожидаемого решения;

3) максимальный срок действия, который не должен превышать 12 месяцев. Первоначально предоставленный период может быть короче, с возможностью продления, если соответствующий системный оператор представил доказательства, свидетельствующие о существенном прогрессе в достижении полного соответствия.

103. ОЭУ приостанавливается в течение срока действия УОЭ в отношении пунктов, для которых было выдано УОЭ.

104. Дальнейшее продление срока действия УОЭ может быть предоставлено по запросу об отступлении, сделанном соответствующему системному оператору до истечения этого периода, в соответствии с процедурой отступления, описанной в Книге VI.

105. Соответствующий системный оператор имеет право отказать в разрешении эксплуатирования генерирующей единицы, если УОЭ больше не действует. В таких случаях ОЭУ автоматически становится недействительным.

106. Если соответствующий системный оператор не предоставляет продление срока действия УОЭ в соответствии с п.104, или если он отказывается разрешить эксплуатирование генерирующей единицы, когда УОЭ больше не действует в соответствии с п.105, управляющий генерирующей установки электрической энергии может обратиться в Агентство для решения вопроса в течение шести месяцев после уведомления о решении соответствующего системного оператора.

Глава IV

СООТВЕТСТВИЕ

Раздел 1

Мониторинг соответствия

Подраздел 1

Ответственность управляющего генерирующей установки

электрической энергии

107. Управляющий генерирующей установки электрической энергии должен обеспечить соответствие каждой генерирующей единицы требованиям, применимым в соответствии с настоящим Кодексом, в течение всего срока службы установки. В случае генерирующих единиц типа А управляющий генерирующей установки электрической энергии может основываться на сертификатах оборудования.

108. Управляющий генерирующей установки электрической энергии должен уведомить соответствующего системного оператора о любом запланированном изменении технических возможностей генерирующей единицы, которое может повлиять на её соответствие требованиям, применимым в соответствии с настоящим Кодексом, до начала проведения такого изменения.

109. Управляющий генерирующей установки должен уведомлять соответствующего системного оператора о любых эксплуатационных инцидентах или отказах генерирующей единицы, которые влияют на её соответствие требованиям настоящего Кодекса, без неоправданной задержки, после возникновения этих инцидентов.

110. Управляющий энергогенерирующей установкой должен уведомить соответствующего системного оператора о запланированных графиках тестов и процедур, которые необходимо соблюдать для проверки соответствия генерирующей единицы требованиям настоящего Кодекса, своевременно и до её запуска. Соответствующий системный оператор должен заранее утвердить запланированный график тестов и процедур. Такое утверждение должно быть обеспечено соответствующим системным оператором своевременно и не должно быть необоснованно задержано.

111. Соответствующий системный оператор может участвовать в таких тестах и регистрировать характеристики генерирующих единиц.

Подраздел 2

Задачи соответствующего системного оператора

112. Соответствующий системный оператор должен оценивать соответствие генерирующей единицы требованиям, применимым в соответствии с настоящим Кодексом, на протяжении всего срока службы генерирующей установки электрической энергии. Управляющий генерирующей установки электрической энергии должен быть проинформирован о результатах этой оценки. Для генерирующих единиц типа А соответствующий системный оператор может полагаться на сертификаты оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации для этой оценки.

113. Соответствующий системный оператор имеет право потребовать, чтобы управляющий генерирующей установки электрической энергии провел тесты и моделирование соответствия согласно повторяющемуся графику, плану проверок или после любого отказа, модификации, либо замены оборудования, которое может оказать влияние на соответствие генерирующей единицы требованиям настоящего Кодекса. Управляющий генерирующей установки электрической энергии должен быть проинформирован о результатах этих тестов на соответствие и моделирования соответствия.

114. Соответствующий системный оператор должен опубликовать список информации и документов, которые должны быть предоставлены, а также требования, которые должны быть соблюдены управляющим генерирующей установки электрической энергии в рамках процесса соответствия. Список должен содержать как минимум следующую информацию, документы и требования:

1) все документы и сертификаты, которые должны быть предоставлены управляющим генерирующей установки электрической энергии;

2) подробные технические данные генерирующей единицы, имеющие отношение к подключению к сети;

3) требования к моделированию для исследований в постоянном и динамическом режимах;

4) график предоставления системных данных, необходимых для проведения исследований;

5) исследования, проведенные управляющим генерирующей установки электрической энергии, чтобы продемонстрировать ожидаемые характеристики в постоянном и динамическом режиме в соответствии с требованиями, изложенными в разделах 4 и 5 Главы IV Книги II;

6) условия и процедуры, в том числе область применения, для регистрации сертификатов на оборудование;

7) условия и процедуры, в соответствии с которыми управляющий генерирующей установки электрической энергии использует сертификаты оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации.

115. Соответствующий системный оператор должен опубликовать распределение обязанностей между управляющим генерирующей установки электрической энергии и системным оператором по тестированию на соответствие, моделированию и мониторингу.

116. Соответствующий системный оператор может полностью или частично делегировать выполнение мониторинга соответствия третьим сторонам. В таких случаях соответствующий системный оператор продолжает обеспечивать соблюдение Раздела 6 Главы I Книги I, включая принятие на себя обязательств по обеспечению конфиденциальности перед правопреемником.

117. Если тесты на соответствие или моделирование соответствия не могут быть выполнены в соответствии с соглашением между соответствующим системным оператором и управляющим генерирующей установки электрической энергии по причинам, относящимся к соответствующему системному оператору, то соответствующий системный оператор не должен необоснованно задерживать оперативное уведомление, упомянутое в Главе III Книги II.

Подраздел 3

Общие положения для тестирования на соответствие

118. Тестирование рабочих характеристик отдельных генерирующих единиц в составе генерирующей установки электрической энергии должно быть направлено на демонстрацию соблюдения требований настоящего Кодекса.

119. Без ущерба минимальным требованиям, установленным в настоящем Кодексе для проведения тестов на соответствие, соответствующий системный оператор имеет следующие права:

1) разрешить управляющему генерирующей установки электрической энергии провести альтернативный набор тестов при условии, что эти тесты являются эффективными и достаточными для демонстрации того, что энергогенерирующий модуль соответствует требованиям настоящего Кодекса;

2) требовать от управляющего генерирующей установки электрической энергии проведения дополнительных или альтернативных наборов тестов в тех случаях, когда информации, предоставленной соответствующему системному оператору в отношении тестов на соответствие согласно положениям разделов 2 и 3 Главы IV Книги II, недостаточно для демонстрации соответствия требованиям настоящего Кодекса;

3) требовать от управляющего генерирующей установки электрической энергии проведения соответствующих тестов, чтобы продемонстрировать работоспособность генерирующей единицы при работе на альтернативных видах топлива или топливных смесях. Соответствующий системный оператор и управляющий генерирующей установки электрической энергии должны согласовать, какие виды топлива должны быть использованы при тестировании.

120. Управляющий генерирующей установки электрической энергии несет ответственность за проведение тестов в соответствии с условиями, изложенными в разделах 2 и 3 Главы IV Книги II. Соответствующий системный оператор должен сотрудничать и не задерживать без оснований проведение тестов.

121. Соответствующий системный оператор может участвовать в тестировании на соответствие либо на месте, либо дистанционно, из диспетчерской системного оператора. Для этой цели управляющий генерирующей установки электрической энергии должен предоставить контрольное оборудование, необходимое для регистрации всех соответствующих тестовых сигналов и измерений, а также обеспечить, чтобы представители управляющего генерирующей установки электрической энергии были доступны на месте в течение всего периода тестирования. Сигналы, указанные соответствующим системным оператором, должны предоставляться, если для выбранных тестов системный оператор желает использовать свое собственное оборудование для регистрации характеристик. Соответствующий системный оператор по своему усмотрению принимает решение о своем участии.

Подраздел 4

Общие положения для моделирования соответствия

122. Моделирование рабочих характеристик отдельных генерирующих единиц в составе установки, генерирующей электрическую энергию, преследует доказать соблюдение требований настоящего Кодекса.

123. Без ущерба минимальным требованиям, установленным в настоящем Кодексе для проведения моделирования соответствия, соответствующий системный оператор вправе:

1) разрешить управляющему генерирующей установки электрической энергии провести альтернативный набор моделирований при условии, что они являются эффективными и достаточными для демонстрации того, что энергогенерирующий модуль соответствует требованиям настоящего Кодекса или национального законодательства;

2) требовать от управляющего генерирующей установки электрической энергии выполнения дополнительных или альтернативных симуляций моделей в тех случаях, когда информации, предоставленной соответствующему системному оператору в отношении моделирования соответствия согласно положениям разделов 4 и 5 Главы IV Книги II, недостаточно для демонстрации соответствия требованиям настоящего Кодекса;

124. Чтобы продемонстрировать соответствие положениям настоящего Кодекса, управляющий генерирующей установки электрической энергии должен предоставить отчет о результатах моделирования для каждой отдельной генерирующей единицы в составе генерирующей установки электрической энергии. Управляющий генерирующей установки электрической энергии должен изготовить и предоставить утвержденную имитационную модель для каждой генерирующей единицы. Область применения имитационных моделей определена в пп.3) п.55.

125. Соответствующий системный оператор имеет право проверить соответствие генерирующей единицы требованиям настоящего Кодекса путем выполнения собственных имитационных моделей соответствия на основе предоставленных отчетов по моделированию, имитационных моделей и результатов измерений для проверки соответствия.

126. Соответствующий системный оператор должен предоставить управляющему генерирующей установки электрической энергии технические данные и имитационную модель сети в мере, необходимой для проведения требуемого моделирования в соответствии с разделами 4 и 5 Главы IV Книги II.

Раздел 2

Тесты на соответствие для синхронизированных

генерирующих групп

Подраздел 1

Тесты на соответствие для синхронизированных

генерирующих групп типа B

127. Управляющие генерирующими установками электрической энергии должны проводить тесты на соответствие отклика АНЧ-УвЧ для синхронизированных генерирующих групп типа B. Вместо проведения доказательных тестов управляющие генерирующими установками электрической энергии могут использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат чтобы продемонстрировать соответствие необходимым требованиям. В таком случае сертификаты на оборудование должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

Относительно генерирующих модулей электростанции типа B, тесты для отклика АНЧ-УвЧ должны отражать выбор системы регулирования, требуемой соответствующим системным оператором.

128. Должны применяться следующие требования в отношении тестирования отклика АНЧ-УвЧ:

1) должна быть продемонстрирована техническая возможность генерирующей группы непрерывно изменить активную мощность, способствуя регулированию частоты в случае любого значительного увеличения частоты в системе. Должны быть проверены в постоянном режиме параметры регулировки, такие как статизм и мертвая зона, и динамические параметры, включая реакцию на скачок частоты;

2) тест должен проводиться путем моделирования ступеней и скачков частоты, достаточно больших, чтобы вызвать изменение активной мощности по меньшей мере на 10% от максимальной мощности, принимая во внимание настройки статизма и мертвой зоны. Если требуется, смоделированные сигналы отклонения частоты должны вводиться одновременно как в регулятор скорости, так и в регулятор активной мощности систем регулировки, с учетом их схемы;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) результаты тестов относительно динамических и статических параметров, соответствуют требованиям, изложенным в п.39;

b) незатухающие колебания не возникают после отклика на изменение скачка.

Подраздел 2

Тесты на соответствие для синхронизированных

энергогенерирующих групп типа C

129. В дополнение к тестированию на соответствие для синхронизированных генерирующих групп типа B, описанному в Подразделе 1 Раздела 2 Главы IV Книги II, управляющие генерирующими установками электрической энергии должны проводить тесты на соответствие, предусмотренные в п.130-132 и в п.134 настоящего Подраздела в отношении синхронизированных генерирующих групп типа C. Если генерирующий модуль поставляет пусковую мощность без источника напряжения в системе, управляющие генерирующими установками электрической энергии должны проводить тесты, упомянутые в п.133. Вместо проведения соответствующих тестов управляющие генерирующими установками электрической энергии могут использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат, которые подтверждают соблюдение соответствующего требования. В таком случае сертификаты на оборудование должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

130. Тестирование отклика АНЧ-УмЧ должно отвечать следующим требованиям:

1) должно быть продемонстрировано, что энергогенерирующий модуль технически способен непрерывно изменить активную мощность в рабочих точках, находящихся ниже максимальной мощности, чтобы способствовать регулированию частоты в случае значительного снижения частоты в системе;

2) тест должен проводиться путем симуляции соответствующих точек нагрузки активной мощности с низкочастотными ступенями и скачками, достаточно большими, чтобы вызвать изменение активной мощности по меньшей мере на 10% от максимальной мощности, принимая во внимание настройки статизма и мертвой зоны. Если требуется, смоделированные сигналы отклонения частоты должны вводиться одновременно как в регулятор скорости, так и в регулятор активной мощности;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) результаты испытаний, как для динамических, так и для статических параметров, соответствуют положениям пп.3) п.51;

b) незатухающие колебания не возникают после отклика на изменение скачка.

131. Тестирование реакции АНЧ должно отвечать следующим требованиям:

1) должно быть продемонстрировано, что энергогенерирующий модуль технически способен непрерывно модулировать активную мощность во всем рабочем диапазоне между максимальной мощностью и минимальным регулирующим уровнем, чтобы способствовать регулированию частоты. Должны быть проверены в постоянном режиме параметры регулировки, такие как статизм и мертвая зона, а также динамические параметры, включая устойчивость к помехам при изменении скачков частоты и больших быстрых отклонений частоты;

2) тест должен проводиться путем симуляции ступеней и скачков частоты, достаточно больших, чтобы задействовать весь диапазон реакции активной мощности, принимая во внимание настройки спада и мёртвой зоны, а также возможность фактического увеличения или уменьшения выходной активной мощности из соответствующей рабочей точки. Если требуется, смоделированные сигналы отклонения частоты должны вводиться одновременно как в регулятор скорости, так и в регулятор мощности модуля или системы управления электростанции;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) время активации полного диапазона реакции активной мощности на отклонения частоты в результате изменения шага частоты не должно быть больше, чем предусмотрено в пп.4) п.51;

b) незатухающие колебания не возникают после реакции на скачкообразные изменения;

c) начальное время задержки соответствует положениям пп.4) п.51;

d) настройки статизма доступны в пределах диапазона, указанного в пп.4) п.51, а мёртвая зона (порог) не превышает значения, указанного в Подразделе 3 Раздела 1 Главы II Книги II;

e) нечувствительность реакции активной мощности на отклонения частоты в любой соответствующей рабочей точке не превышает требований, изложенных в пп.4) п.51.

132. В отношении тестирования возможности настройки восстановления частоты применяются следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована техническая возможность генерирующей единицы для участия в управлении восстановлением частоты и проверяя взаимодействие АНЧ и настройки восстановления частоты;

2) тест будет считаться успешным, если результаты для динамических и для статических параметров, соответствуют положениям пп.5) п.51;

133. Относительно тестирования возможности автономного пуска применяются следующие требования:

1) для генерирующих единиц с возможностью автономного пуска должна быть продемонстрирована эта техническая возможность запуска из выключенного состояния без какого-либо внешнего источника электрической энергии;

2) тест считается успешным, если время запуска поддерживается в диапазоне, предусмотренном в лит.c) пп.1) п.54.

134. В отношении тестирования функционирования на собственном источнике питания применяются следующие требования:

1) необходимо продемонстрировать техническую возможность генерирующей единицы функционировать на собственном источнике питания и стабильно работать на собственные нужды;

2) тест должен проводиться при максимальной мощности и номинальной реактивной мощности генерирующей единицы перед сброса нагрузки;

3) соответствующий оператор системы должен иметь право устанавливать дополнительные условия с учетом пп.3 п.54;

4) тест считается успешным в том случае, если переход на собственные источники питания прошел успешно, работа с ним была продемонстрирована в сроки, предусмотренные в пп.3 п.54, и переподключение к сети прошло успешно.

135. Относительно тестирования реактивной мощности должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована техническая возможность генерирующей единицы обеспечивать емкостную и индуктивную реактивную мощность в соответствии с пп.2) и 3) п.64;

2) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) энергогенерирующий модуль работает не менее часа при максимальной реактивной мощности, как индуктивной, так и емкостной, при:

- минимальном уровне стабильного функционирования;

- максимальной мощности;

- в рабочей точке активной мощности между соответствующими минимальным и максимальным уровнями;

b) должна быть продемонстрирована возможность генерирующей единицы работать при любом эталонном значении реактивной мощности в пределах согласованного или определенного диапазона реактивной мощности.

Подраздел 3

Тесты на соответствие для синхронизированных

генерирующих групп типа D

136. Синхронизированные генерирующие группы типа D подвергаются тестам на соответствие, применимым к синхронизированным генерирующим группам типов B и C, описанным в Подразделах 1 и 2 настоящего раздела.

137. Вместо проведения соответствующих тестов управляющие генерирующими установками электрической энергии могут использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат, которые подтверждают соблюдение соответствующего требования. В таком случае сертификаты на оборудование должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

Раздел 3

Тесты на соответствие для генерирующих модулей электростанции

Подраздел 1

Тесты на соответствие для генерирующих модулей типа B

138. Управляющие генерирующими установками электрической энергии должны проводить тесты на соответствие отклика АНЧ-УвЧ для генерирующих модулей электростанции типа B. Вместо проведения соответствующих тестов управляющие генерирующими установками электрической энергии могут использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат, которые подтверждают соблюдение соответствующего требования. В таком случае сертификаты на оборудование должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

139. Относительно генерирующих модулей электростанции типа B, тесты для отклика АНЧ-УвЧ должны отражать выбор системы управления, требуемой соответствующим системным оператором.

140. В отношении тестирования на реакцию АНЧ-УвЧ должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована техническая возможность генерирующих модулей электростанции непрерывно корректировать активную мощность, чтобы способствовать регулированию частоты в случае любого значительного увеличения частоты в системе. Должны быть проверены в постоянном и динамическом режиме параметры регулировки, такие как статизм и мёртвая зона, а также динамические параметры;

2) тест должен проводиться путем моделирования ступеней и скачков частоты, достаточно больших, чтобы вызвать изменение активной мощности по меньшей мере на 10% от максимальной мощности, принимая во внимание настройки статизма и мёртвой зоны. Для проведения этого теста смоделированные сигналы отклонения частоты должны одновременно вводиться в эталоны системы управления;

3) тест будет считаться успешным, если результаты для динамических и для статических параметров, соответствуют положениям пп.39;

Подраздел 2

Тесты на соответствие для генерирующих модулей типа C

141. В дополнение к тестированию на соответствие для генерирующих модулей электростанции типа B, описанному в Подразделе 1 Раздела 3 Главы IV Книги II, управляющие генерирующими установками электрической энергии должны проводить тесты на соответствие, предусмотренные в п.142-149 в отношении генерирующих модулей электростанции типа C. Вместо проведения соответствующих тестов управляющие генерирующими установками электрической энергии могут использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат, которые подтверждают соблюдение соответствующего требования. В таком случае сертификаты на оборудование должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

142. В отношении тестирования для регулировки активной мощности должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована техническая возможность генерирующего модуля электростанции работать при активной мощности ниже эталонного значения, установленного соответствующим системным оператором или ОСП;

2) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) уровень активной мощности модуля поддерживается ниже заданного значения;

b) эталонное значение реализовано в соответствии с требованиями, предусмотренными в пп.1) п.51;

c) точность регулирования соответствует значению, указанному в пп.1) п.51;

143. В отношении тестирования отклика АНЧ-УмЧ должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована техническая возможность генерирующего модуля электростанции непрерывно изменить активную мощность, чтобы способствовать регулированию частоты в случае любого значительного падения частоты в системе;

2) тест должен проводиться путем моделирования ступеней и скачков частоты, достаточно больших, чтобы вызвать изменение активной мощности по меньшей мере на 10% от максимальной мощности, с начальной точкой, не превышающей 80% максимальной мощности, принимая во внимание настройки статизма и мёртвой зоны;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) результаты испытаний, как для динамических, так и для статических параметров, соответствуют положениям пп.3) п.51;

b) незатухающие колебания не возникают после реакции на изменение скачка.

144. В отношении тестирования отклика АНЧ должны применяться следующие требования:

1) должно быть продемонстрировано, что генерирующий модуль электростанции технически способен непрерывно изменить активную мощность на всем рабочем интервале между максимальной мощностью и минимальным регулирующим уровнем, чтобы способствовать регулированию частоты. Должны быть проверены в постоянном режиме параметры регулировки, такие как нечувствительность к частотной характеристике, статизм и мёртвая зона, а также проверены динамические параметры, включая реакцию на скачок частоты;

2) тест должен проводиться путем моделирования ступеней и скачков частоты, достаточно больших, чтобы задействовать весь диапазон реакции активной мощности, принимая во внимание настройки статизма и мёртвой зоны. Для проведения теста должны вводиться имитированные сигналы отклонения частоты;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) время активации полного диапазона реакции активной мощности на отклонения частоты в результате изменения шага частоты не должно быть больше, чем предусмотрено в пп.4) п.51;

b) незатухающие колебания не возникают после реакции на скачкообразные изменения;

c) начальное время задержки соответствует положениям пп.4) п.51;

d) настройки статизма доступны в пределах диапазона, указанного в пп.4) п.51, и мёртвая зона не превышает значения, установленного ОСП;

e) нечувствительность частотной характеристики активной мощности не превышает требования, изложенные в пп.4) п.51.

145. В отношении тестирования возможности настройки восстановления частоты применяются следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована техническая возможность генерирующего модуля электростанции участвовать в регулировании восстановлением частоты. Должно быть проверено взаимодействие между АНЧ и регулировкой восстановления частоты;

2) тест будет считаться успешным, если результаты для динамических и для статических параметров, соответствуют положениям пп.5) п.51;

146. Относительно тестирования выработки реактивной мощности должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована техническая возможность генерирующего модуля электростанции обеспечивать поставку емкостной и индуктивной реактивной мощности в соответствии с пп.2) и 3) п.73;

2) тест должен проводиться при максимальной реактивной мощности, как индуктивной, так и емкостной, и должен проверять следующие параметры:

a) 30 минут работы при более чем 60% от максимальной мощности;

b) 30 минут работы в диапазоне 30–50% от максимальной мощности;

c) 60 минут работы в диапазоне 10–20% от максимальной мощности;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) генерирующий модуль работает в течение периода равной или более запрашиваемой продолжительности, для выработки реактивной мощности, как индуктивной, так и емкостной, при каждом параметре, указанном в пп.2 п.146;

b) должна быть продемонстрирована возможность генерирующего модуля электростанции работать при любом эталонном значении реактивной мощности в пределах согласованного или установленного диапазона реактивной мощности;

c) не происходит запуск, ни каких-либо защитных действий в рабочем диапазоне, установленным диаграммой возможности реактивной мощности.

147. В отношении тестирования возможности регулировки напряжения применяются следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована возможность генерирующего модуля работать в режиме регулирования, в условиях, предусмотренных в лит.b), c) и d) пп.4) п.73;

2) тест для режима регулирования напряжения проверяет следующие параметры:

a) скат и мертвую зону, реализованные в соответствии с лит.c) пп.4) п.73;

b) точность регулирования;

c) нечувствительность регулирования;

d) время активации реактивной мощности;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) установленные диапазон регулирования, статизм и мёртвая зона соответствуют согласованным или установленным характеристическим параметрам, изложенным в пп.4) п.73;

b) нечувствительность регулирования напряжения не превышает 0,01 о.е., в соответствии с пунктом пп.4) п.73;

c) после скачкообразного изменения напряжения, 90% от изменения выходной реактивной мощности было достигнуто в периоды и с допусками, указанными в пп.4) п.73;

148. Относительно тестирования регулирования реактивной мощности должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована возможность генерирующего модуля работать в режиме регулирования реактивной мощности, в условиях, предусмотренных в лит.e) пп.4) п.73;

2) тест для режима регулирования реактивной мощности должен дополнять тест на возможность поставки реактивной мощности;

3) тест для режима регулирования реактивной мощности проверяет следующие параметры:

a) диапазон и градиент эталонного значения реактивной мощности;

b) точность регулирования;

c) время активации реактивной мощности;

4) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) диапазон и градиент эталонного значения реактивной мощности обеспечиваются в соответствии с пп.4) п.73;

b) точность регулирования соответствует условиям, указанным в пп.4) п.73.

149. Относительно тестирования регулирования коэффициента реактивной мощности должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована возможность генерирующего модуля работать в режиме регулирования коэффициента реактивной мощности, в условиях, предусмотренных в лит.f) пп.4) п.73;

2) тест для режима регулирования коэффициента напряжения проверяет следующие параметры:

a) диапазон эталонных значений коэффициента мощности;

b) точность регулирования;

c) реакция реактивной мощности, вызванная ступенчатым изменением активной мощности;

3) тест считается успешным, если кумулятивно выполнены следующие условия:

a) диапазон и градиент эталонного значения коэффициента реактивной мощности обеспечиваются в соответствии с пп.4) п.73;

b) время активации реактивной мощности в результате ступенчатого изменения активной мощности не превышает требования, изложенного в пп.4) п.73;

c) точность регулирования соответствует значению, указанному в пп.4) п.73;

150. Относительно тестов, упомянутых в п.147–149 соответствующий системный оператор может выбрать для испытаний только один из трех вариантов контроля для испытания.

Подраздел 3

Тесты на соответствие для генерирующих модулей типа D

151. Генерирующие модули типа D подвергаются тестам на соответствие, применимым к генерирующим модулям типов B и C, описанным в Подразделах 1 и 2 настоящего раздела.

152. Вместо проведения соответствующих тестов управляющие генерирующими установками электрической энергии могут использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат, которые подтверждают соблюдение соответствующего требования. В таком случае сертификаты на оборудование должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

Раздел 4

Моделирование соответствия для синхронизированных

генерирующих групп

Подраздел 1

Моделирование соответствия для синхронизированных

генерирующих групп типа B

153. Управляющие генерирующими установками электрической энергии должны проводить моделирования соответствия реакции АНЧ-УвЧ для синхронизированных генерирующих групп типа B. Вместо проведения соответствующих моделирований управляющие генерирующими установками электрической энергии могут использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат, которые подтверждают соблюдение соответствующего требования. В таком случае сертификаты на оборудование должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

154. В отношении моделирования отклика НЧ-УвЧ, должны применяться следующие требования:

1) способность генерирующего модуля изменить активную мощность при повышении частоты в соответствии с п.39 должна быть продемонстрирована путем моделирования;

2) моделирование должно выполняться с помощью ступеней и скачков повышения частоты, приводящих к достижению минимального регулирующего уровня, с учетом настроек статизма и мёртвой зоны;

3) моделирование считается успешным в том случае, если:

a) имитационная модель генерирующего модуля подтверждена результатами теста на соответствие для реакции НЧ-УвЧ, описанного в п.128;

b) продемонстрировано соответствие требованиям, изложенным в п.39.

155. Относительно моделирования возможности поддержания непрерывности электроснабжения синхронизированных генерирующих групп типа B должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована способность генерирующей единицы поддерживать непрерывности электроснабжения в соответствии с условиями, предусмотренными в пп.1) п.47, посредством моделирования;

2) моделирование считается успешным, если продемонстрировано соблюдение требований, предусмотренных в пп.1) п.47.

156. В отношении моделирования восстановления активной мощности после повреждения, должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована возможность генерирующего модуля обеспечивать восстановление активной мощности после повреждения, в соответствии с условиями, предусмотренными п.62;

2) моделирование считается успешным, если продемонстрировано соблюдение требований, предусмотренных в п.62.

Подраздел 2

Моделирование соответствия для синхронизированных

генерирующих групп типа C

157. В дополнение к моделированию соответствия для синхронизированных генерирующих групп типа B, предусмотренному Подразделом 1 Раздела 4 Главы IV Книги II, синхронизированные генерирующие группы типа C, подлежат моделированию соответствия, подробно описанному в п.158–161. Вместо проведения всех или части моделирований управляющие генерирующими установками для производства электрической энергии могут использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат, которые подтверждают соблюдение соответствующего требования, которые должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

158. В отношении моделирования отклика НЧ-УмЧ должны применяться следующие требования:

1) способность генерирующего модуля изменить активную мощность при снижении частоты в соответствии с пп.3) п.51 должна быть продемонстрирована путем моделирования;

2) моделирование должно выполняться с помощью ступеней и скачков понижения частоты, достигающего максимальной производительности, с учетом настроек статизма и мёртвой зоны;

3) моделирование считается успешным в том случае, если:

a) имитационная модель генерирующего модуля подтверждена результатами теста на соответствие для реакции НЧ-УмЧ, описанного в п.130;

b) продемонстрировано соответствие требованиям, изложенным в пп.3) п.51.

159. В отношении моделирования реакции АНЧ должны применяться следующие требования:

1) способность генерирующего модуля изменить активную мощность во всем частотном диапазоне в соответствии с пп.4) п.51 должна быть продемонстрирована путем моделирования;

2) моделирование должно проводиться путем моделирования ступеней и скачков частоты, достаточно больших, чтобы задействовать весь диапазон реакции активной мощности на отклонения частоты, принимая во внимание настройки статизма и мёртвой зоны.

3) моделирование считается успешным в том случае, если:

a) имитационная модель генерирующего модуля подтверждена результатами теста на соответствие для реакции АНЧ, описанного в п.131;

b) продемонстрировано соответствие требованиям, изложенным в пп.4) п.51.

160. В отношении моделирования работы в островном режиме должны применяться следующие требования:

1) должны быть продемонстрированы рабочие характеристики генерирующего модуля во время работы в островном режиме, указанные в условиях, предусмотренных пп.2) п.54;

2) моделирование считается успешным, если генерирующий модуль понижает или повышает выходную активную мощность от своей предыдущей рабочей точки до любой новой рабочей точки на диаграмме возможностей P-Q в пределах, установленных пп.2) п.54, без отключения генерирующего модуля из-за повышенной или пониженной частоты.

161. Относительно моделирования способности вырабатывать реактивную мощность должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована возможность генерирующего модуля поставлять емкостную и индуктивную реактивную мощность в соответствии с условиями установленными в пп.2) и 3) п.64;

2) моделирование считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) имитационная модель энергогенерирующего модуля подтверждена результатами теста на соответствие для реакции на АНЧ, описанного в п.135;

b) продемонстрировано соответствие требованиям, изложенным в пп.2) и 3) п.64.

Подраздел 3

Моделирование соответствия для синхронизированных

генерирующих групп типа D

162. В дополнение к моделированию соответствия для синхронизированных генерирующих групп типа B и C, предусмотренному Подразделами 1 и 2 Раздела 4 Главы IV Книги II, за исключением моделирования способности поддержания непрерывности электроснабжения синхронизированных генерирующих модулей типа B, упомянутой в п.155, синхронизированные генерирующие модули типа D подлежат моделированию соответствия, предусмотренному в п.163 и 164. Вместо проведения всех или части моделирований управляющий генерирующей установки может использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат, которые подтверждают соблюдение соответствующего требования, которые должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

163. Относительно моделирования управления амортизации колебаний мощности, должны применяться следующие требования:

1) должно быть продемонстрировано, что работа генерирующего модуля с точки зрения его системы управления (функция PSS) способна амортизировать колебания активной мощности в соответствии с условиями, установленными в п.66;

2) настройка должна приводить к улучшению амортизации соответствующей реакции активной мощности АРН в сочетании с функцией PSS по сравнению с активной мощности только АРН;

3) моделирование считается успешным, если кумулятивно соблюдаются следующие условия:

a) функция PSS амортизирует существующие колебания активной мощности генерирующего модуля в диапазоне частот, указанном ОСП. Этот частотный диапазон должен включать частоты локального режима генерирующего модуля и ожидаемые колебания сети;

b) внезапное снижение нагрузки генерирующего модуля с 1 о.е. до 0,6 о.е. от максимальной мощности не приводит к незатухающим колебаниям активной или реактивной мощности генерирующего модуля.

164. Относительно моделирования способности непрерывности электроснабжения синхронизированных генерирующих групп типа D, должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована способность генерирующего модуля к поддержанию непрерывности электроснабжения в соответствии с условиями, изложенными в пп.1) п.58;

2) моделирование считается успешным, если продемонстрировано соблюдение требований, предусмотренных в пп.1) п.58.

Раздел 5

Моделирование соответствия для генерирующих модулей электростанции

Подраздел 1

Моделирование соответствия для генерирующих модулей типа B

165. Генерирующие модули типа B подлежат моделированию соответствия согласно п.166–169. Вместо проведения всех или части моделирований управляющий генерирующей установки может использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат, которые подтверждают соблюдение соответствующего требования и которые должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

166. В отношении моделирования отклика АНЧ-УвЧ должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована способность генерирующего модуля электростанции изменить активную мощность при высокой частоте в соответствии с п.39;

2) моделирование должно выполняться с помощью ступеней и скачков повышения частоты, приводящих к достижению минимального регулирующего уровня, с учетом настроек статизма и мёртвой зоны;

3) моделирование считается успешным в том случае, если:

a) использованная модель генерирующего модуля электростанции подтверждена результатами теста на соответствие для реакции на АНЧ-УвЧ, описанного в п.140;

b) продемонстрировано соответствие требованиям, изложенным в п.39.

167. В отношении моделирования введения составляющей переходного режима тока повреждения должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована способность генерирующего модуля электростанции поставлять и вводить составляющую переходного режима тока повреждения в соответствии с пп.2) п.69;

2) моделирование считается успешным, если продемонстрировано соблюдение требований, предусмотренных в пп.2) п.69.

168. Относительно моделирования способности генерирующих модулей электростанции типа B к непрерывности в электроснабжении должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована способность генерирующего модуля к поддержанию непрерывности электроснабжения в соответствии с условиями, предусмотренными в пп.1) п.47, посредством моделирования;

2) моделирование считается успешным, если продемонстрировано соблюдение требований, предусмотренных в пп.1) п.47.

169. В отношении моделирования восстановления активной мощности после повреждения должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована способность генерирующего модуля электростанции обеспечивать восстановление активной мощности после повреждения, в соответствии с условиями, предусмотренными п.70;

2) моделирование считается успешным, если продемонстрировано соблюдение требований, предусмотренных в п.70.

Подраздел 2

Моделирование соответствия для генерирующих модулей типа C

170. В дополнение к моделированию соответствия для генерирующих модулей типа B, предусмотренному Подразделом 1 настоящего раздела, генерирующие модули типа C, подлежат моделированию соответствия, подробно описанному в п.171–176. Вместо проведения всех или части моделирований управляющий генерирующей установки может использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат, которые подтверждают соблюдение соответствующего требования, которые должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

171. В отношении моделирования отклика АНЧ-УмЧ должны применяться следующие требования:

1) способность генерирующего модуля электростанции изменить активную мощность при снижении частоты в соответствии с пп.3) п.51 должна быть продемонстрирована путем моделирования;

2) моделирование должно выполняться посредством ступеней и скачков на низкой частоте, приводящих к достижению максимальной производительности, с учетом настроек статизма и мёртвой зоны;

3) моделирование считается успешным в том случае, если:

a) использованная модель генерирующего модуля электростанции подтверждена результатами теста на соответствие для реакции на АНЧ-УмЧ, описанного в п.143;

b) продемонстрировано соответствие требованиям, изложенным в пп.3) п.51.

172. В отношении моделирования реакции АНЧ должны применяться следующие требования:

1) способность генерирующего модуля электростанции изменить активную мощность во всем частотном диапазоне в соответствии с пп.4) п.51 должна быть продемонстрирована путем моделирования;

2) моделирование должно проводиться путем моделирования ступеней и скачков частоты, достаточно больших, чтобы задействовать весь диапазон реакции активной мощности на отклонения частоты, принимая во внимание настройки статизма и мёртвой зоны.

3) моделирование считается успешным в том случае, если:

a) использованная модель генерирующего модуля электростанции подтверждена результатами теста на соответствие для реакции на АНЧ, описанного в п.144;

b) продемонстрировано соответствие требованиям, изложенным в пп.4) п.51.

173. В отношении моделирования работы в островном режиме должны применяться следующие требования:

1) должны быть продемонстрированы рабочие характеристики генерирующего модуля электростанции во время работы в островном режиме, указанные в условиях, предусмотренных пп.2) п.54;

2) моделирование считается успешным, если генерирующий модуль электростанции понижает или повышает выходную активную мощность от своей предыдущей рабочей точки до любой новой рабочей точки на диаграмме возможностей P-Q в пределах, установленных пп.2) п.54, без отключения модуля из-за повышенной или пониженной частоты.

174. В отношении моделирования способности обеспечения синтетической инерции следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована модель способности генерирующего модуля электростанции поставлять синтетическую инерцию для низкочастотного события, как изложено в пп.1) п.72;

2) моделирование считается успешным, если модель демонстрирует соответствие требованиям, предусмотренным в п.2.

175. Относительно моделирования способности выработки реактивной мощности должны применяться следующие требования:

1) должна быть продемонстрирована техническая способность генерирующего модуля электростанции поставлять емкостную и индуктивную реактивную мощность в соответствии с пп.2) и 3) п.73;

2) моделирование считается успешным, если кумулятивно выполнены следующие условия:

a) имитационная модель генерирующего модуля электростанции подтверждена результатами тестов на соответствие способности обеспечения реактивной мощности, описанных в п.146;

b) продемонстрировано соответствие требованиям, изложенным в пп.2) и 3) п.73.

176. Относительно моделирования амортизации колебаний мощности должны применяться следующие требования:

1) модель генерирующего модуля электростанции должна демонстрировать, что он может обеспечивать возможность амортизации колебаний активной мощности в соответствии с пп.6) п.73;

2) моделирование считается успешным, если модель демонстрирует соответствие требованиям, предусмотренным в пп.6) п.73.

Подраздел 3

Моделирование соответствия для генерирующих модулей типа D

177. В дополнение к моделированию соответствия для генерирующих модулей электростанции типа B и C, предусмотренному Подразделами 1 и 2 Раздела 5 Главы IV Книги II, за исключением возможности поддержания непрерывности электроснабжения генерирующих модулей типа B, упомянутой в п.168, генерирующие модули электростанции типа D подлежат моделированию соответствия способности поддержания непрерывности электроснабжения.

178. Вместо проведения всех или части моделирований, упомянутых в п.177, управляющий генерирующей установки может использовать сертификаты для оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации или аналогичный технический сертификат, которые подтверждают соблюдение соответствующего требования и которые должны быть предоставлены соответствующему системному оператору.

179. Модель генерирующего модуля электростанции должна демонстрировать, что она подходит для моделирования способности поддержания непрерывности электроснабжения в соответствии с пп.1) п.58.

180. Моделирование считается успешным, если модель демонстрирует соответствие требованиям, предусмотренным в пп.1) п.58.

Глава V

ПЕРЕХОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДЛЯ НОВЕЙШИХ ТЕХНОЛОГИЙ

Раздел 1

Новейшие технологии

181. За исключением положений раздела 2 Главы III Книги II, положения настоящего Кодекса не применяются к энергогенерирующим модулям, классифицируемым как новейшая технология в соответствии с процедурами, изложенными в этой главе.

182. Энергогенерирующий модуль должен быть классифицирован как новейшая технология в соответствии с Разделом 4 настоящей главы при следующих условиях:

1) она относится к типу А;

2) это коммерчески доступная технология для генерирующих единиц;

3) совокупный объем продаж технологии генерирующих единиц в синхронной зоне на момент подачи заявки на классификацию в качестве новейшей технологии не превышает 25% от максимального уровня совокупной максимальной мощности, установленной в соответствии с п.183.

Раздел 2

Установление предельных уровней для классификации

в качестве новейших технологий

183. Максимальный уровень совокупной максимальной мощности генерирующих единиц, классифицируемых как новейшие технологии в синхронной зоне, должен составлять 0,1% от годовой максимальной нагрузки в 2014 году в этой синхронной зоне.

184. Максимальный уровень совокупной максимальной мощности генерирующих единиц, классифицированных как новейшие технологии, рассчитывается путем умножения максимального уровня совокупной максимальной мощности генерирующих единиц, классифицированных как новейшие технологии синхронной зоны, на отношение годовой электрической энергии, произведенной в 2014 году в Республике Молдова, к общей годовой электрической энергии, произведенной в 2014 году в соответствующей синхронной зоне, к которой принадлежит Республика Молдова.

Раздел 3

Заявка на классификацию в качестве новейшей технологии

185. В течение шести месяцев после вступления в силу настоящего Кодекса производители генерирующих единиц типа А могут подать в Агентство заявку на классификацию технологии использованной в своих энергогенерирующих модулях как новейшую технологию.

186. В связи с запросом, поданным в соответствии с п.185, изготовитель должен проинформировать Агентство относительно накопленных продаж соответствующей технологии генерирующих единиц в каждой синхронной зоне на момент подачи заявки на классификацию новейшей технологии.

187. Доказательство того, что запрос, представленный в соответствии с п.185, соответствует критериям приемлемости, установленным в разделах 1 и 2 Главы V Книги II, должно быть предоставлено изготовителем.

Раздел 4

Оценка и утверждение заявок на классификацию

в качестве новейшей технологии

188. В течение 12 месяцев с момента вступления в силу настоящего Кодекса, Агентство должно принимает решение, какие генерирующие единицы следует классифицировать как новейшую технологию. Агентство вправе запросить предварительное заключение со стороны Совета по регулированию Энергетического сообщества, которое издается в течение трех месяцев после получения заявления. Решение Агентства принимает во внимание мнение Совета по регулированию Энергетического сообщества.

189. Список генерирующих единиц, утвержденных в качестве новейших технологий, публикуется Агентством.

Раздел 5

Аннулирование классификации в качестве новейшей технологии

190. С даты принятия решения Агентством в соответствии с п.188, изготовитель генерирующих единиц, классифицируемых в качестве новейшей технологии, должен представлять Агентству каждые два месяца обновленную информацию о продажах этих единиц за последние два месяца. Агентство публикует совокупную максимальную мощность генерирующих единиц, классифицированных в качестве новых технологий.

191. В случае если совокупная максимальная мощность всех генерирующих единиц, классифицированных в качестве новых технологий, подключенных к сетям, превышает предельный уровень, установленный в Разделе 2 настоящей Главы, классификация в качестве новейшей технологии должна быть аннулирована Агентством. Решение об аннулировании публикуется.

192. Генерирующие единицы, классифицируемые в качестве новейших технологий, и подключенные к сети до даты отмены этой классификации в качестве новейшей технологии, должны рассматриваться как существующие генерирующие единицы и, следовательно, должны подчиняться требованиям настоящего Кодекса только в соответствии с положениями пункта 5 и Книги V.

КНИГА III

ПОДКЛЮЧЕНИЕ МЕСТ ПОТРЕБЛЕНИЯ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

И СИСТЕМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ К ПЕРЕДАЮЩЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Глава I

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Раздел 1

Цель

193. Настоящая Книга устанавливает требования к подключению к сети для:

1) мест потребления, подключенных к передающей электрической сети;

2) распределительных установок, подключенных к передающей электрической сети;

3) систем распределения, включая замкнутые системы распределения;

4) единиц потребления, используемых местом потребления или замкнутой системой распределения для предоставления услуг регулируемого потребления соответствующим системным операторам и ОСП.

194. Настоящая Книга устанавливает обязательства для обеспечения прозрачного, недискриминационного и адекватного использования системными операторами способности мест потребления и сетей распределения.

Раздел 2

Сфера применения

195. Требования к подключению, предусмотренные настоящей Книгой, применяются к:

1) новым местам потребления, подключенным к передающей электрической сети;

2) новым распределительным установкам, подключенным к передающей электрической сети;

3) новым электрическим сетям распределения, включая новые замкнутые системы распределения;

4) новым единицам потребления, используемым местом потребления или замкнутой системой распределения для предоставления услуг регулируемого потребления соответствующим системным оператором и ОСП.

Соответствующий системный оператор отказывает в подключении нового места потребления к передающей электрической сети, новой распределительной установки к передающей электрической сети, или новой системе распределения, которая не соответствуют требованиям настоящей Книги и на которую не распространяется отступление, предоставленное Агентством в соответствии с Главой I Книги VI. Соответствующий системный оператор сообщает об этом отказе в письменной форме управляющему местом потребления, ОРС или оператору замкнутой системы распределения и Агентству, обосновывая причины, которые привели к отказу в подключении.

На основании мониторинга соответствия согласно Книге III, ОСП отказывается от услуг регулируемого потребления, которые являются предметом Раздела 1 Главы III Книги III, от новых единиц потребления, которые не соответствуют требованиям настоящей книги.

196. Настоящий Кодекс не применяется к устройствам аккумулирования электроэнергии, за исключением генерирующих единиц с гидроаккумулированием в соответствии с п.200.

197. В случае мест потребления или замкнутых систем распределения с более чем одной единицей потребления, эти рассматриваются как одна единица потребления, если они не могут работать независимо друг от друга, или более разумно рассматривать их в совокупности.

Раздел 3

Применение в случае генерирующих единиц с гидроаккумулированием

и промышленных платформ

198. Настоящая Книга не применяется к энергогенерирующим модулям с гидроаккумулированием, которые имеют режим работы как генерирования, так и гидроаккумулирования.

199. Любой энергогенерирующий модуль с гидроаккумулированием, который работает только в режиме гидроаккумулирования, подпадает под требования настоящей Книги и рассматривается как место потребления.

200. В случае промышленных платформ с интегрированной генерирующей единицей, системный оператор промышленной платформы, управляющий местом потребления, управляющий местом генерации и соответствующий системный оператор, к сети которой подключена промышленная платформа, могут установить по согласованию, в координации с ОСП, условия для отключения критического потребления от соответствующей сети. Целью соглашения является обеспечение производственных процессов промышленной платформы в случае нарушения условий в соответствующей сети.

Глава II

ПОДКЛЮЧЕНИЕ МЕСТ ПОТРЕБЛЕНИЯ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

И СИСТЕМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ К ПЕРЕДАЮЩЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Раздел 1

Общие требования

Подраздел 1

Общие требования относительно частоты

201. Места потребления, подключенные к передающей электрической сети, распределительные установки, подключенные к передающей электрической сети и к системам распределения, должны иметь возможность оставаться подключенными к этой сети и работать в частотных диапазонах и в течение периодов времени, указанных в Приложении 1.

202. Управляющий местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, или ОСР может договориться с ОСП о более широких частотных диапазонах либо более продолжительных минимальных рабочих периодах. Если с технической точки зрения возможно использование более широких диапазонов частот или более продолжительных минимальных рабочих периодов, то отказ управляющему местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, или ОСР должен быть обоснованным.

Подраздел 2

Общие требования относительно напряжения

203. Места потребления, подключенные к передающей электрической сети, распределительные установки, подключенные к передающей электрической сети, и системы распределения, подключенные к передающей электрической сети, должны оставаться подключенными к этой сети и работать в диапазонах напряжения и в течение периодов времени, указанных в Приложении 2.

204. Оборудование систем распределения, подключенное под тем же напряжением, что и напряжение точки подключения к передающей электрической сети, должно быть способным оставаться подключенным к сети и работать в диапазонах напряжения и в течение периодов времени, указанных в Приложении 2.

205. Диапазон напряжения в точке подключения выражен как отношение значения напряжения в точке подключения к эталонному значению напряжения 1 о.е. (относительные единицы). Для уровня напряжения сети 400 кВ, эталонное значение 1 о.е. составляет 400 кВ; для других уровней напряжения сети эталонное значение напряжения 1 о.е. может отличаться для каждого системного оператора в одной и той же синхронной зоне;

206. По требованию ОСП место потребления, подключенное к передающей электрической сети, распределительная установка, подключенная к передающей электрической сети, и система распределения, подключенная к передающей электрической сети, должны быть в состоянии автоматически отключаться при указанных напряжениях. Условия и параметры автоматического отключения должны быть согласованы между ОСП и управляющим местом потребления, подключенным к передающей электрической сети, или ОСР.

207. Что касается систем распределения, подключенных к передающей электрической сети с напряжением ниже 110 кВ в точке подключения, ОСП должен указать диапазон напряжения в точке подключения, который должен быть рассчитан для систем распределения, подключенных к этой передающей электрической сети. ОСП должен проектировать способность своего оборудования, подключенного к тому же напряжению, что и напряжение точки подключения к передающей электрической сети, в соответствии с этим диапазоном напряжений.

Подраздел 3

Требования относительно токов короткого замыкания

208. На основании номинальной способности элементов своей передающей сети оставаться стойкими к токам короткого замыкания, ОСП должен указать максимальный ток короткого замыкания в точке подключения, который должно быть в состоянии выдержать место потребления, подключенное к передающей электрической сети, или система распределения, подключенная к передающей электрической сети.

209. ОСП должен предоставить управляющему местом потребления, подключенным к передающей электрической сети, или оператору системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, оценку минимальных и максимальных токов короткого замыкания, которые следует ожидать в точке подключения в качестве эквивалента сети.

210. В случае незапланированного события, ОСП должен незамедлительно и не позднее, чем через неделю после незапланированного события уведомить затронутого управляющего местом потребления, подключенным к передающей электрической сети, или затронутого оператора распределительной электрической сети об изменениях, превышающих пороговое значение для максимального тока короткого замыкания, которое должно быть способно выдержать затронутое место потребления, подключенное к передающей электрической сети, или система распределения, подключенная к передающей электрической сети, из сети ОСП в соответствии с п.208.

211. Пороговое значение, установленное в п.210, должно быть либо определено управляющим местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, для своего места, либо оператором системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, для его сети.

212. В случае запланированного события, ОСП должен незамедлительно и не позднее, чем за одну неделю до запланированного события уведомить затронутого управляющего местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, или затронутого оператора распределительной электрической сети об изменениях, превышающих пороговое значение для максимального тока короткого замыкания, которое должно быть способно выдержать затронутое место потребления, подключенное к передающей электрической сети, или система распределения, подключенная к передающей электрической сети, из сети ОСП в соответствии с п.208.

213. Пороговое значение, установленное в п.212, должно быть определено либо управляющим места потребления, подключенного к передающей электрической сети, для своего места, либо оператором системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, для его сети.

214. ОСП должен запросить информацию у управляющего места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператора системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, относительно вклада к току короткого замыкания от этого места потребления или соответствующей сети. Как минимум, эквивалентные модули должны быть представлены и продемонстрированы для нулевой, положительной и отрицательной последовательностей данной сети.

215. После незапланированного события управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должен как можно скорее и не позднее, чем через неделю после незапланированного события проинформировать ОСП об изменениях в отношении своего вклада к току короткого замыкания, превышающих установленный ОСП предел.

216. Управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должен не позднее, чем за неделю до запланированного события сообщить ОСП об изменениях в отношении своего вклада к току короткого замыкания.

Подраздел 4

Требования относительно реактивной мощности

217. Места потребления, подключенные к передающей электрической сети, и системы распределения, подключенные к передающей электрической сети, должны быть способны поддерживать устойчивую работу в точке их подключения в пределах диапазона реактивной мощности, определенного ОСП, в соответствии со следующими условиями:

1) для мест потребления, подключенных к передающей электрической сети, фактический диапазон реактивной мощности, определенный ОСП для импорта и экспорта реактивной мощности, не должен превышать 48 процентов от наибольшего из значений максимальной импортной или максимальной экспортной способности (соответственно коэффициенту мощности 0,9 импорта или экспорта активной мощности), за исключением случаев, когда преимущества технической или финансовой системы продемонстрированы для мест потребления, подключенных к передающей электрической сети, управляющим мест потребления, подключенных к передающей электрической сети, и приняты ОСП;

2) для систем распределения, подключенных к передающей электрической сети, фактический диапазон реактивной мощности, определенный ОСП для импорта и экспорта реактивной мощности, не должен превышать:

a) 48 процентов (т.е. коэффициент мощности 0,9) от наибольшего из значений максимальной импортной или максимальной экспортной способности при импорте реактивной мощности (потреблении);

b) 48 процентов (т.е. коэффициент мощности 0,9) от наибольшего из значений максимальной импортной мощности или максимальной экспортной способности при экспорте реактивной мощности (производстве),

за исключением ситуаций, когда ОСП и оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, подтверждают преимущества технической или финансовой системы посредством совместного анализа;

3) ОСП и оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должны согласовать объем анализа, в котором должны быть рассмотрены возможные решения, и определить оптимальное решение для обмена реактивной мощностью между своими системами, с должным учетом конкретных характеристик систем, переменную структуру обмена энергией, двунаправленные потоки и способности производства реактивной мощности в системе распределения;

4) ОСП может установить использование систем измерения, отличных от коэффициента мощности, чтобы установить эквивалентные диапазоны для производства реактивной мощности;

5) значения требований о диапазоне поставки реактивной мощности должны быть выполнены в точке подключения;

6) путем отступления от пп.5), где точка подключения является общей для генерирующей единицы и местом потребления, эквивалентные требования должны соблюдаться в точке, определенной в соответствующих соглашениях.

218. ОСП может потребовать, чтобы системы распределения, подключенные к передающей электрической сети, имели возможность в точке подключения не экспортировать реактивную мощность (при эталонном напряжении 1 о.е.) при потоке активной мощности менее 25% от максимальной импортной способности. В случае необходимости Агентство может потребовать от ОСП обоснование своего запроса путем совместного анализа с оператором системы распределения, подключенной к передающей электрической сети. Если этот запрос не обоснован на основе совместного анализа, ОСП и оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должны согласовать необходимые требования в соответствии с результатами совместного анализа.

219. Без ущерба для пп.2) п.217, ОСП может потребовать, чтобы система распределения, подключенная к передающей электрической сети, активно контролировала обмен реактивной мощностью в точке подключения в интересах всей системы. ОСП и оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должны согласовать метод осуществления этого контроля для обеспечения обоснованного уровня безопасности поставок для обеих сторон. Обоснование включает соглашение, в которой указаны этапы и сроки выполнения требования.

220. В соответствии с п.219 оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, может потребовать, чтобы ОСП учитывал свою систему распределения, подключенную к передающей электрической сети, в отношении управления реактивной мощностью.

Подраздел 5

Требования относительно систем защиты

221. ОСП должен указывать устройства и настройки, необходимые для защиты передающей сети, в соответствии с характеристиками места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или системы распределения, подключенной к передающей электрической сети. ОСП и управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должны согласовать схемы и параметры защиты, относящиеся к места потребления, подключенного к передающей электрической сети, либо системе распределения, подключенной к передающей электрической сети.

222. Электрическая защита места потребления, подключенного к передающей электрической сети или системе распределения, подключенной к передающей электрической сети, должна иметь приоритет над эксплуатационным настроем при соблюдении безопасности в работе системы, здоровья и безопасности персонала и населения.

223. Устройства защитных систем может охватывать следующие элементы:

1) внутреннее и внешнее короткое замыкание;

2) увеличение и снижение напряжения в точке подключения к передающей электрической сети;

3) увеличение и снижение частоты;

4) защита цепи потребления;

5) защита эвакуационного трансформатора генерирующей единицы;

6) резервная защита ячейки подключения при отказе защиты и при неправильном срабатывании расцепителя (DRRI).

224. ОСП и управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должны согласовать любые изменения в соответствующих схемах защиты, относящихся к места потребления, подключенного к передающей электрической сети, либо системе распределения, подключенной к передающей электрической сети, и механизмы для схемы защиты места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или системы распределения, подключенной к передающей электрической сети.

Подраздел 6

Требования относительно контроля

225. ОСП и управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должны согласовать системы и настройки различных устройств управления места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или системе распределения, подключенной к передающей электрической сети, которые имеют отношение к безопасности системы.

226. Соглашение должно охватывать как минимум следующие элементы:

1) работа сети в островном режиме;

2) амортизация колебаний;

3) сбои в передающей сети;

4) автоматическое включение резерва (АВР);

5) быстрый автоматический перезапуск (БАП) (при однофазных неисправностях).

227. ОСП и управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должны согласовать любые изменения в схемах и настройках различных устройств управления места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или системе распределения, подключенной к передающей электрической сети, которые имеют отношение к безопасности функционирования системы.

228. Относительно приоритетов защиты и управления, управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должен согласовать настройки различных устройств управления места потребления, подключенного к передающей электрической сети, либо системе распределения, подключенной к передающей электрической сети, с последующей иерархией, организованной в порядке приоритетного убывания:

1) защита передающей сети;

2) защита места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или системы распределения, подключенной к передающей электрической сети;

3) регулировка частоты (в процессе регулировки активной мощности);

4) ограничения мощности.

Подраздел 7

Обмен информацией

229. Места потребления, подключенные к передающей электрической сети, должны быть оснащены в соответствии со стандартами, указанными ОСП, для обмена информацией между ОСП и местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, с указанием отметки времени. ОСП должен опубликовать указанные стандарты.

230. Системы распределения, подключенные к передающей электрической сети, должны быть оснащены в соответствии со стандартами, указанными ОСП, для обмена информацией между ОСП и системой распределения, подключенной к передающей электрической сети, с указанием отметки времени. ОСП должен опубликовать указанные стандарты.

231. ОСП должен указать стандарты обмена информацией. ОСП должен опубликовать точный список требуемых данных.

Подраздел 8

Отключение потребления и повторное подключение потребления

232. Все места потребления, подключенные к передающей электрической сети, и системы распределения, подключенные к передающей электрической сети, должны отвечать следующим требованиям, связанным с функциональными возможностями отключения потребления в случае снижения частоты:

1) каждый оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, и, если это определено ОСП, каждый управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, должны представить возможности, позволяющие автоматическое отключение определенной доли своего потребления при снижении частоты. ОСП может указать критерий отключения, основанный на сочетании низкого порогового значения частоты и скорости изменения частоты;

2) функциональные возможности отключения при снижении частоты должны предусматривать поэтапное отключение потребления для диапазона рабочих частот;

3) способность отключения потребления при снижении частоты должна обеспечивать работу на номинальном напряжении переменного тока ("п.т."), определяемого соответствующим системным оператором, и должна отвечать следующим требованиям:

a) частотный диапазон: как минимум от 47 до 50 Гц, с шагом регулировки 0,05 Гц;

b) время срабатывания: не более 150 мс после превышения установленного регулируемого значения частоты;

c) блокировка по критерию напряжения: блокировка функциональных возможностей должна быть способна к регулированию при нахождении напряжения в диапазоне от 30 до 90% от эталонного напряжения 1 о.е.;

d) должна позволить определение направление движения потока активной мощности в точке отключения;

4) питание напряжением переменного тока, используемое для обеспечения отключения потребления при снижении частоты, должно подаваться из сети в точке измерения сигнала частоты, как это используется для обеспечения функциональных способностей в соответствии с пп.3) п.232, с тем чтобы частота, соответствующая питаемому напряжению отключающего устройства потребления, была такой же, как и в сети.

233. В отношении устройства для отключения потребления при низком напряжении, применяются следующие требования:

1) в координации с операторами распределения, подключенными к передающей электрической транспортной сети, ОСП может определить требования к устройствам для отключения потребления при низком напряжении для распределительных установок, подключенных к передающей электрической транспортной сети;

2) в координации с управляющими мест потребления, подключенными к передающей электрической сети, ОСП может указывать требования к устройствам отключения потребления при низком напряжении для мест потребления, подключенных к передающей электрической сети;

3) на основе оценки ОСП, относительно безопасности работы системы, реализация блокировки переключателя ответвлений под нагрузкой и отключения потребления при низком напряжении должна быть обязательной для операторов системы распределения, подключенной к передающей электрической сети;

4) если ОСП решит установить устройство отключения потребления при низком напряжении, оборудование как для блокировки переключателя ответвлений под нагрузкой, так и для отключения потребления при низком напряжении должно быть установлено в координации с ОСП;

5) метод отключения потребления при низком напряжении реализуется либо через реле, либо через систему управления из диспетчерской;

6) устройства отключения потребления при низком напряжении должны иметь следующие характеристики:

a) устройства отключения потребления при низком напряжении должны контролировать напряжение всех трех фаз;

b) блокировка работы реле должна основываться на направлении движения потока активной или реактивной мощности.

234. Относительно блокировки переключателя ответвлений под нагрузкой должны применяться следующие требования:

1) если этого требует ОСП, переключатель ответвлений под нагрузкой трансформатора из системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должен блокироваться автоматически или вручную;

2) ОСП определяет технические требования к автоматической блокировке переключателя ответвлений под нагрузкой.

235. Все места потребления, подключенные к передающей электрической сети, и системы распределения, подключенные к передающей электрической сети, должны отвечать следующим требованиям, связанным с отключением или повторным подключением места потребления, подключенного к передающей электрической сети, либо системы распределения, подключенной к передающей электрической сети:

1) относительно способности повторного подключения после отключения, ОСП должен указать условия, при которых место потребления, подключенное к передающей электрической сети, или система распределения, подключенная к передающей электрической сети, имеет право на повторное подключение к передающей электрической сети. Установка систем автоматического повторного подключения подлежит предварительному утверждению со стороны ОСП;

2) относительно повторного подключения места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, место потребления, подключенное к передающей электрической сети, или система распределения, подключенная к передающей электрической сети, должна быть способна синхронизироваться для частот в диапазоне, предусмотренном Подразделом 1 Раздела 1 Главы II Книги III. ОСП и управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должны согласовать настройки устройств синхронизации до подключения места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, включая напряжение, частоту, диапазон фазового угла и отклонений напряжения и частоты;

3) место потребления, подключенное к передающей электрической сети, или распределительная установка, подключенная к передающей электрической сети, должно иметь возможность дистанционного отключения от передающей электрической сети, когда этого требует ОСП. При необходимости, оборудование для автоматического отключения для перенастройки системы для подготовки к повторному подключению потребителей должно быть указано ОСП. ОСП определяет время, необходимое для удаленного отключения.

Подраздел 9

Качество электроэнергии

236. Управляющие мест потребления, подключенных к передающей электрической сети и операторы распределения, подключенные к передающей электрической сети, убеждаются в том, чтобы их собственные установки, подключенные к сети, не генерируют определенный уровень помех или колебаний напряжения питания в точке подключения к сети. Уровень помех не превышает уровень, назначенный им со стороны ОСП. ОСП согласовывает свои требования в отношении качества электроэнергии с соответствующими требованиями соседних ОСП.

Подраздел 10

Имитационные модели

237. Места потребления, подключенные к передающей электрической сети, и системы распределения, подключенные к передающей электрической сети, должны отвечать требованиям, изложенным в п.239 и 240, касающимся используемых математических моделей или эквивалентной информации.

238. ОСП может затребовать используемые математические модели или эквивалентную информацию, показывающие поведение места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, или обеих, в стационарном и динамическом состояниях.

239. ОСП указывает содержание и формат использованных математических моделей или эквивалентных информаций. Содержание и формат должны включать:

1) условия для постоянных и динамических режимов, включая составляющую 50 Гц;

2) переходные электромагнитные моделирования в точке подключения;

3) топология и электрическая схема.

240. В целях динамического моделирования, математическая модель или эквивалентная информация, упомянутая в пп.1) п.239, должна содержать следующие подмодели или эквивалентную информацию:

1) регулирование мощности;

2) регулирование напряжения;

3) модели защиты места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или системы распределения, подключенной к передающей электрической сети;

4) различные типы потребления, более конкретно электротехнические характеристики потребления;

5) модели преобразователя.

241. Каждый соответствующий системный оператор или ОСП должен указать требования к характеристикам записей мест потребления, подключенных к передающей электрической сети, или распределительных установок, подключенных к передающей электрической сети, или обеих, чтобы сравнить реакцию модели с этими записями.

Раздел 2

Процедура уведомления

Подраздел 1

Общие положения

242. Процедура уведомления для подключения каждого нового места потребления, подключенного к передающей электрической сети, новой распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, и новой системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должно содержать:

1) уведомление о подключении под напряжение (УПН);

2) временное эксплуатационное уведомление (ВЭУ);

3) окончательное эксплуатационное уведомление (ОЭУ).

243. Каждый управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или каждый оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, к которому применимо одно или несколько требований Главы 2 Книги III, должен продемонстрировать ОСП, что он соблюдает требования, предусмотренные Главой 2 Книги III настоящего Кодекса, путем успешного завершения процедуры уведомления для подключения каждого места потребления к передающей электрической сети, каждой распределительной установки к передающей электрической сети и каждой системы распределения к передающей электрической сети, описанной в Подразделах 2-5 настоящего Раздела.

244. ОСП должен определить и опубликовать дополнительную информацию о процедуре уведомления.

Подраздел 2

Уведомление о подключении под напряжение

245. УПН дает управляющему места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператору системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, право подключить под напряжение внутреннюю сеть и вспомогательные устройства, используя установку подключения к электрической сети, установленную для точки подключения.

246. ОСП выдает УПН при условии завершения подготовительных работ, включая соглашение о настройках защиты и регулировки, относящихся к точке подключения, между ОСП и управляющим местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператором системы распределения, подключенной к передающей электрической сети.

Подраздел 3

Временное эксплуатационное уведомление

247. ВЭУ дает управляющему места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператору системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, право эксплуатировать место потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительную установку, подключенную к передающей электрической сети, или систему распределения, подключенную к передающей электрической сети, с использованием установки подключения к сети в течение ограниченного периода времени.

248. ОСП выдает ВЭУ при условии завершения процесса анализа данных и исследований, в соответствии с требованиями настоящего Подраздела.

249. Касательно анализа данных и исследований, ОСП имеет право потребовать, чтобы управляющий местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, предоставил следующее:

1) подробную декларацию соответствия с разбивкой по пунктам;

2) подробные технические данные места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, и системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, относящиеся к сетевому подключению, как указано со стороны ОСП;

3) сертификаты на оборудование, выданные уполномоченным органом по сертификации в отношении мест потребления, подключенных к передающей электрической сети, распределительных установок, подключенных к передающей электрической сети, и систем распределения, подключенных к передающей электрической сети, если они используются как часть подтверждения соответствия;

4) математические модели, используемые в моделировании, указанные в Подразделе 10 Раздела 1 настоящей Главы и согласно запросу ОСП;

5) исследования, демонстрирующие ожидаемые характеристики в постоянном и динамическом режиме, как это предусмотрено в Подразделе 2 Раздела 3 и Подразделах 1 и 2 Раздела 4 Главы IV Книги III;

6) детали предполагаемого практического метода проведения тестов на соответствие в соответствии с Разделом 2 Главы IV настоящей Книги.

250. Максимальный период, в течение которого управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети может поддерживать статус ВЭУ, составляет 24 месяца. ОСП имеет право устанавливать более короткий срок действия ВЭУ. Продление ВЭУ предоставляется только в том случае, если управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, добился существенного прогресса в достижении полного соответствия. Нерешенные вопросы должны быть четко определены в момент подачи заявления о продлении.

251. Продление периода, в течение которого управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, может сохранять статус ВЭУ, по истечении периода, установленного в п.250, может быть предоставлено, если запрос об отступлении сделан ОСП до истечения этого периода, в соответствии с процедурой отступления, предусмотренной в Главы I, Книге VI.

Подраздел 4

Окончательное эксплуатационное уведомление

252. ОЭУ дает управляющему места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператору системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, право эксплуатировать место потребления, подключенное к передающей электрической сети, распределительную установку, подключенную к передающей электрической сети, или систему распределения, подключенную к передающей электрической сети, с использованием установки подключения к сети.

253. ОСП выдает ОЭУ после предварительного устранения всех несовместимостей, выявленных во время статуса ВЭУ, и при условии завершения процесса анализа данных и исследований, в соответствии с настоящим Подразделом.

254. В целях обзора данных и исследований, управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должен представить ОСП следующее:

1) подробную декларацию соответствия с разбивкой по пунктам;

2) обновление применимых технических данных, математических моделей и исследований, как указано в пп.2), 4) и 5) п.249, включая использование фактических измеренных значений во время тестов.

255. Если обнаружена несовместимость в связи с выдачей ОЭУ, может быть разрешено отступление на основе заявки в адрес ОСП, в соответствии с процедурой отступления, описанной в Книге VI. ОЭУ выдается ОСП, если место потребления, подключенное к передающей электрической сети, распределительная установка, подключенная к передающей электрической сети, или система распределения, подключенная к передающей электрической сети, соответствует положениям отступления.

В случае отклонения запроса на отступление, ОСП имеет право отказать в разрешении работы места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительного устройства, подключенного к передающей электрической сети, или системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, до тех пор, пока управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, и ОСП не решат проблему несовместимости, и ОСП сочтет, что место потребления, подключенное к передающей электрической сети, распределительное устройство, подключенное к передающей электрической сети, или система распределения, подключенная к передающей электрической сети, соответствует положениям настоящей книги.

Если ОСП и управляющий местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, не решат проблему несовместимости в течение разумного периода времени, но в любом случае не позднее чем через шесть месяцев после уведомления об отклонении запроса об отступлении, каждая сторона может передать вопрос для решения Агентству.

Подраздел 5

Уведомление об ограниченной эксплуатации

256. Управляющие распределительной установкой, подключенной к передающей электрической сети, или операторы систем распределения, подключенных к передающей электрической сети, которым было предоставлено ОЭУ, должны незамедлительно уведомить ОСП, не позднее чем через 24 часа после инцидента, если возникнут следующие обстоятельства:

1) установка временно подвергается значительному изменению или потере мощности, что влияет на ее производительность;

2) существует неисправность оборудования, приводящие к несоблюдению соответствующих требований.

Более длительный период времени для информирования ОСП может быть согласован с управляющим местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, или с оператором системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, в зависимости от характера изменений.

257. Управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, запрашивает у ОСП уведомление об ограниченной эксплуатации (УОЭ), если управляющий места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, прогнозирует, что ситуации, описанные в п.256, продлятся более трех месяцев.

258. ОСП выдает УОЭ, содержащее следующую, четко идентифицируемую информацию:

1) нерешенные вопросы, оправдывающие предоставление УОЭ;

2) обязанности и сроки ожидаемого решения;

3) максимальный срок действия, который не должен превышать 12 месяцев. Первоначально предоставленный период может быть короче, с возможностью продления, если ОСП представил доказательства, свидетельствующие о существенном прогрессе в достижении полного соответствия.

259. ОЭУ приостанавливается в течение срока действия УОЭ в отношении пунктов, для которых было выдано УОЭ.

260. Дальнейшее продление срока действия УОЭ может быть предоставлено по запросу об отступлении, адресованному к ОСП, до истечения этого периода, в соответствии с процедурой отступления, описанной в Книге VI.

261. ОСП имеет право отказать в разрешении на эксплуатацию места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, или системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, по истечении срока действия УОЭ. В таких случаях ОЭУ автоматически становится недействительным.

262. Если ОСП не предоставляет продление срока действия УОЭ в соответствии с п.260, или если он отказывается разрешить эксплуатирование места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, или системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, когда УОЭ утрачивает свое действие согласно п.261, управляющий местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, может передать вопрос для решения в Агентство в течение шести месяцев после уведомления о решении ОСП.

Глава III

ПОДКЛЮЧЕНИЕ ЕДИНИЦ ПОТРЕБЛЕНИЯ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ МЕСТОМ ПОТРЕБЛЕНИЯ

ИЛИ ЗАМКНУТОЙ СИСТЕМОЙ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ, ДЛЯ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ УСЛУГ

РЕГУЛИРУЕМОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ СЕТЕВЫМ ОПЕРАТОРАМ

Раздел 1

Общие требования

Подраздел 1

Основные положения

263. Услуги регулируемого потребления, предоставляемые системным операторам, должны различаться по следующим категориям:

1) дистанционно управляемые для:

a) регулировки активной мощности в контексте регулируемого потребления;

b) регулировки реактивной мощности в контексте регулируемого потребления;

c) управлении сетевыми перегрузками с помощью регулируемого потребления;

2) автономно управляемые:

a) реакция потребления на отклонения частоты сети;

b) очень быстрое регулирование активной мощности потребления.

264. Места потребления и замкнутые системы распределения могут предоставлять услуги регулируемого потребления соответствующим системным операторам и ОСП. Заказные потребительские услуги могут включать в себя, совместно или по отдельности, изменение потребления в сторону увеличения или уменьшения.

265. Категории, упомянутые в п.263, не являются эксклюзивными, и настоящий Кодекс не препятствует развитию других категорий. Настоящий Кодекс не распространяется на услуги регулируемого потребления, предоставляемые другим организациям, помимо соответствующих системных операторов или ОСП.

Подраздел 2

Особые положения для единиц потребления с регулировкой активной

мощности регулируемого потребления, регулировкой реактивной мощности

регулируемого потребления и управлением сетевыми перегрузками

с помощью регулируемого потребления

266. Места потребления и замкнутые системы распределения могут предлагать соответствующим системным операторам и ОСП регулировку активной мощности регулируемого потребления, регулировку реактивной мощности регулируемого потребления и управление сетевыми перегрузками с помощью регулируемого потребления.

267. Единицы потребления с регулировкой активной мощности регулируемого потребления, регулировкой реактивной мощности регулируемого потребления и управлением сетевыми перегрузками с помощью регулируемого потребления должны соответствовать следующим требованиям, по отдельности или, если они не являются частью места потребления, подключенного к передающей электрической сети, вместе, как часть агрегирования мест потребления через третью сторону:

1) быть способными работать в диапазонах частот, указанных в п.201, и в расширенном диапазоне, указанном в п.202;

2) быть способными работать в диапазонах напряжений, указанных в Подразделе 2 Раздела 1 Главы II Книги III, при условии, что они подключены к уровню напряжения 110 кВ и выше;

3) быть способными работать в диапазоне напряжения нормальной работы системы в точке подключения, указанной соответствующим системным оператором, при условии, что они подключены к уровню напряжения ниже 110 кВ. Этот диапазон должен учитывать существующие стандарты и до утверждения в соответствии с Разделом 3 Книги I должен быть предметом консультации с соответствующими заинтересованными сторонами в соответствии с п.20;

4) быть способными регулировать потребление мощности из сети в диапазоне, равном диапазону по договору, заключенному ОСП прямо или косвенно, через третью сторону;

5) быть оборудованным для получения распоряжений, прямо или косвенно, через третьих лиц, от соответствующего системного оператора или ОСП, чтобы изменить свой запрос и передать необходимую информацию. Соответствующий системный оператор должен опубликовать технические спецификации, утвержденные для такой передачи информации. Для единиц потребления, подключенных к уровню напряжения ниже 110 кВ, эти спецификации перед утверждением в соответствии с Разделом 3 Книги I должны быть предметом консультации с соответствующими заинтересованными сторонами в соответствии с п.20;

6) быть способными корректировать свое потребление мощности в течение периода времени, определенного соответствующим системным оператором или ОСП. Для единиц потребления, подключенных к уровню напряжения ниже 110 кВ, эти спецификации перед утверждением в соответствии с Разделом 3 Книги I должны быть предметом консультации с соответствующими заинтересованными сторонами в соответствии с п.20;

7) быть способными к полному выполнению распоряжения, выданного соответствующим системным оператором или ОСП, для изменения своей потребляемой мощности до пределов обеспечения электрической защиты, если только не согласован договорный метод с соответствующим системным оператором или ОСП для замены их участия (в том числе вклада мест совокупного потребления через третьих лиц);

8) после того, как произошло изменение в потребляемой мощности и в течение запрашиваемой модификации, изменять только используемый запрос, для предоставления услуги, если этого требует соответствующий системный оператор или ОСП, до пределов обеспечения электрической защиты, если только не согласован договорный метод с соответствующим системным оператором или ОСП для замены их участия (в том числе вклада мест совокупного потребления через третьих лиц). Распоряжения об изменении потребления мощности могут иметь немедленные или отсроченные эффекты;

9) уведомить соответствующего системного оператора или ОСП об изменении способности регулируемого потребления. Соответствующий системный оператор или ОСП должны указать условия уведомления;

10) если соответствующий системный оператор или ОСП, прямо или косвенно, через третью сторону, дают распоряжение об изменении потребляемой мощности, разрешать изменение части своего потребления в ответ на распоряжение соответствующего системного оператора или ОСП, в пределах, согласованных с управляющим местом потребления или оператором замкнутой системы распределения, и в соответствии с настройками единицы потребления;

11) иметь возможность не отключаться от системы из-за скорости изменения частоты вплоть до значения, указанного ОСП. Что касается возможности оставаться подключенным к системе, значение скорости изменения частоты рассчитывается за период времени 500 мс. Для единиц потребления, подключенных к уровню напряжения ниже 110 кВ, эти спецификации перед утверждением в соответствии с Разделом 3 Книги I должны быть предметом консультации с соответствующими заинтересованными сторонами в соответствии с п.20;

12) если изменение потребляемой мощности определяется с помощью управления частотой или напряжением или обоими способами, а также с помощью сигнала предварительного оповещения, отправляемого соответствующим системным оператором или ОСП, быть оборудованными для получения, прямо или косвенно, через третью сторону, распоряжений от соответствующего системного оператора или ОСП, чтобы измерить значение частоты или напряжения, или и того, и другого для управления отключением потребления и для передачи информации. Соответствующий системный оператор должен уточнить и опубликовать технические спецификации оборудования, утвержденные для такой передачи информации. Для единиц потребления, подключенных к уровню напряжения ниже 110 кВ, эти спецификации перед утверждением в соответствии с Разделом 3 Книги I должны быть предметом консультации с соответствующими заинтересованными сторонами в соответствии с п.20.

268. Для регулирования напряжения с отключением и повторным подключением статических компенсирующих устройств, каждое место потребления, подключенное к передающей электрической сети, или каждая замкнутая система распределения, подключенная к передающей электрической сети, должна иметь возможность напрямую или косвенно подключать или отключать статическое компенсирующее устройство, по отдельности или совместно, как часть агрегации мест потребления через третью сторону, в ответ на распоряжение, переданное ОСП, или в условиях, предусмотренных договором между ОСП и управляющим местом потребления или оператором замкнутой системы распределения.

Подраздел 3

Особые положения для единиц потребления, обеспечивающих

ответ потребления на изменение частоты

269. Места потребления и замкнутые системы распределения могут предоставлять соответствующим системным операторам и ОСП контроль потребления в зависимости от изменения частоты.

270. Единицы потребления, обеспечивающие регулируемое потребление в зависимости от отклонения частоты по отдельности или, если они не являются частью места потребления, подключенного к передающей электрической сети, вместе, как часть агрегирования мест потребления через третью сторону должны соответствовать следующим требованиям:

1) способными работать в диапазонах частот, указанных в п.201, и в расширенном диапазоне, указанном в п.202;

2) способными работать в диапазонах напряжений, указанных в Подразделе 2 Раздела 1 Главы II Книги III, при условии, что они подключены к уровню напряжения 110 кВ и выше;

3) способными работать в диапазоне напряжения нормальной работы системы в точке подключения, указанной соответствующим системным оператором, при условии, что они подключены к напряжению ниже 110 кВ. Этот диапазон должен учитывать существующие стандарты и до утверждения в соответствии с Разделом 3 Книги I должен быть предметом консультации с соответствующими заинтересованными сторонами в соответствии с п.20;

4) быть оборудованными системой регулировки, которая нечувствительна в пределах мёртвой полосы рядом с номинальной системной частотой 50,00 Гц, ширина которой должна быть указана ОСП в координации с ОСП из синхронной зоны. Для единиц потребления, подключенных к уровню напряжения ниже 110 кВ, эти спецификации перед утверждением в соответствии с Разделом 3 Книги I должны быть предметом консультации с соответствующими заинтересованными сторонами в соответствии с п.20;

5) быть способными при возвращении к частоте в пределах мёртвой полосы, указанной в пп.4) п.270, инициировать случайную задержку до пяти минут, прежде чем возобновить нормальную работу. Максимальное отклонение частоты от номинального значения 50,00 Гц, на которое нужно реагировать, должно быть определено ОСП по согласованию с ОСП из синхронной зоны. Для единиц потребления, подключенных к уровню напряжения ниже 110 кВ, эти спецификации перед утверждением в соответствии с Разделом 3 Книги I должны быть предметом консультации с соответствующими заинтересованными сторонами в соответствии с п.20. Потребление увеличивается или снижается для частоты системы выше или, соответственно, ниже мёртвой полосы с номинальной частотой (50,00 Гц);

6) быть оборудованными регулятором, который измеряет фактическую частоту системы. Измерения должны обновляться не реже, чем каждые 0,2 секунды;

7) способными обнаруживать отклонение системной частоты на 0,01 Гц для обеспечения комплексного линейного и пропорционального реагирования в системе в отношении чувствительности управления частотой системы в контексте регулировки потребления и точности измерения частоты и последующего изменения потребления. Единица потребления должна быть способна к быстрому обнаружению и реагированию на изменения частоты системы, которые должны быть определены ОСП в координации с ОСП из синхронной зоны. Допускается компенсация частоты в случае измерений в стационарных условиях допустимым до 0,05 Гц.

Подраздел 4

Особые положения относительно единиц потребления с очень быстрым

регулированием активной мощности потребления

271. ОСП по согласованию с соответствующим системным оператором может договориться с управляющим местом потребления или оператором замкнутой системы распределения (включая третью сторону, но не ограничиваясь этим) о договоре на поставку очень быстрого регулирования активной мощности потребления.

272. Если соглашение, упомянутое в п.271, имеет место, в данном договоре указываются:

1) изменение активной мощности, связанное с такой мерой, как скорость изменения частоты для этой части ее запроса;

2) принцип работы этой системы регулировки и соответствующие афферентные параметры производительности;

3) время реагирования для очень быстрого регулирования активной мощностью, которое не должно превышать двух секунд.

Раздел 2

Процедура уведомления

Подраздел 1

Основные положения

273. Процедура уведомления для единиц потребления, используемых местом потребления или замкнутой системой распределения для предоставления услуг регулируемого потребления операторам сети, должна различаться для:

1) единиц потребления места потребления или закрытой системы распределения, подключенной к уровню напряжения 1000 В или ниже;

2) единиц потребления места потребления или закрытой системы распределения, подключенной к уровню напряжения свыше 1000 В.

274. Каждый управляющий местом потребления или каждый оператор замкнутой системы распределения, предоставляющий услуги регулируемого потребления соответствующему системному оператору или ОСП, подтверждает системному оператору или ОСП, прямо либо косвенно, через третью сторону, свою способность соответствовать техническим требованиям проектирования и эксплуатации, упомянутым в Разделе 1 Главы III Книги III.

275. Каждый управляющий местом потребления или каждый оператор замкнутой системы распределения заранее уведомляет соответствующего системного оператора или ОСП, прямо либо косвенно, через третью сторону, о любом решении прекратить предоставление услуги регулируемого потребления или навсегда отказаться от единицы потребления с регулируемым потреблением. Эта информация может быть объединена в соответствии со спецификациями соответствующего системного оператора или ОСП.

276. Соответствующий системный оператор должен определить и предать гласности дополнительную информацию о процедуре уведомления.

Подраздел 2

Процедуры для единиц потребления места потребления или закрытой

системы распределения, подключенной к уровню напряжения до 1000 В

277. Процедура оперативного уведомления для единицы потребления места потребления или закрытой системы распределения, подключенной к уровню напряжения 1000 В или ниже, должна содержать документ об установке.

278. Образец документа об установке должен быть предоставлен соответствующим системным оператором, а содержание согласовано с ОСП, прямо или косвенно, через третью сторону.

279. Основываясь на документе об установке, управляющий местом потребления или оператор замкнутой системы распределения прямо или косвенно, через третье лицо должен предоставить информацию соответствующему системному оператору или ОСП. Эта информация должна быть предоставлена до того, как на рынке появится предложение, сделанное единицей потребления в отношении регулируемого потребления. Требования, предусмотренные в документе об установке, должны различать разные типы подключений и различные категории услуг регулируемого потребления.

280. Для последующих единиц потребления с регулируемым потреблением должны быть представлены отдельные документы об установке.

281. Содержимое документа об установке каждой единицей потребления может быть агрегировано соответствующим системным оператором или ОСП.

282. Документ об установке должен содержать следующую информацию:

1) местоположение, в котором место потребления с регулируемым потреблением подключено к сети;

2) максимальная мощность установки с регулируемым потреблением в кВт;

3) тип услуг регулируемого потребления;

4) сертификат единицы потребления и сертификат оборудования, относящегося к услуге регулируемого потребления, или, при их отсутствии, эквивалентная информация;

5) контактные данные управляющего места потребления, оператора замкнутой системы распределения или третьей стороны, которая агрегирует единицы потребления места потребления или замкнутой системы распределения.

Подраздел 3

Процедуры для единиц потребления места потребления или закрытой

системы распределения, подключенной к уровню напряжения свыше 1000 В

283. Процедура уведомления для единицы потребления места потребления или закрытой системы распределения, подключенной к уровню напряжения свыше 1000 В, должна содержать документ регулируемого потребления (далее – ДРП). Соответствующий системный оператор в координации с ОСП определяет требуемое содержание для ДРП. Этот документ должен содержать декларацию о соответствии, содержащую информацию, предусмотренную Разделами 2, 3 и 4 Главы IV Книги III настоящего Кодекса в отношении единиц потребления и замкнутых систем распределения, но требования, касающиеся соответствия для мест потребления и замкнутых систем распределения, предусмотренные Разделами 2, 3 и 4 Главы IV Книги III настоящего Кодекса, могут быть упрощены до одной стадии уведомления, а также могут быть сокращены. Управляющий местом потребления или оператор замкнутой системы распределения должен предоставить требуемую информацию и передать ее соответствующему системному оператору или ОПС. Для последующих единиц потребления с регулируемым потреблением должны быть представлены отдельные ДРП.

284. На основании ДРП соответствующий системный оператор выдает ОЭУ управляющему места потребления или оператору замкнутой системы распределения.

Глава IV

СООТВЕТСТВИЕ

Раздел 1

Основные положения

Подраздел 1

Ответственность управляющего места потребления,

оператора системы распределения или оператора

замкнутой системы распределения

285. Управляющие местами потребления, подключенными к передающей электрической сети, и ОСР, убеждаются в соответствие своих мест потребления, подключенных к передающей электрической сети, распределительных установок, подключенных к передающей электрической сети, или систем распределения требованиям, предусмотренным в настоящем Кодексе. Управляющий местом потребления или оператор замкнутой системы распределения, предоставляющий услуги регулируемого потребления соответствующему системному оператору и ОСП, убеждается, что единица потребления соответствует требованиям, предусмотренным настоящим Кодексом.

286. В случаях, когда требования настоящего Кодекса применимы к единицам потребления, используемым местом потребления или замкнутой системой распределения для предоставления услуги регулируемого потребления соответствующим системным операторам и ОСП, управляющий местом потребления или оператор замкнутой системы распределения может делегировать третьим сторонам, полностью или частично, такие задачи, как связь с соответствующим системным оператором или ОСП и получение документации, демонстрирующей соответствие, от управляющего места потребления, от ОСП или от оператора замкнутой системы распределения.

Третьи стороны должны рассматриваться как отдельные пользователи с правом составлять соответствующую документацию и демонстрировать соответствие своих агрегированных станций потребления или своих агрегированных замкнутых систем распределения положениям настоящего Кодекса. Места потребления и замкнутые системы распределения, предоставляющие услуги регулируемого потребления соответствующим системным операторам и ОСП, могут действовать коллективно через третьи стороны.

287. В тех случаях, когда обязательства выполняются через третьи стороны, третьи стороны должны только информировать соответствующего системного оператора об изменениях во всех предоставляемых услугах с учетом местоположения отдельных услуг.

288. Если требования определены соответствующим ОСП или предназначены для работы системы ОСП, альтернативные тесты или требования для принятия результатов тестов для этих требований могут быть согласованы с ОСП.

289. Любое намерение изменить технические возможности места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, системы распределения или единицы потребления, которые влияют на соблюдение требований, предусмотренных в Разделах 2-4 Главы IV Книги III, должно быть доведено до сведения соответствующего системного оператора, прямо или косвенно, через третье лицо, до того, как будет произведено такое изменение, в сроки, предусмотренные соответствующим системным оператором.

290. Любые эксплуатационные инциденты или сбои места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительного устройства, подключенного к передающей электрической сети, системы распределения или единицы потребления, которые влияют на соблюдение требований, предусмотренных в Разделах 2-4 Главы IV Книги III, должны быть доведены до сведения соответствующего системного оператора, прямо или косвенно, через третье лицо, в кратчайшие сроки после возникновения такого инцидента.

291. Любое планирование тестов и процедур испытаний для проверки соответствия места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительного устройства, подключенного к передающей электрической сети, системы распределения или единицы потребления, требованиям настоящего Кодекса должно быть доведено до сведения соответствующего системного оператора в сроки, предусмотренные соответствующим системным оператором, должно быть утверждено соответствующим системным оператором до начала реализации мероприятий.

292. Соответствующий системный оператор может участвовать в таких тестах и может регистрировать характеристики места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, системы распределения и единицы потребления.

Подраздел 2

Задачи соответствующего системного оператора

293. Соответствующий системный оператор должен оценивать соответствие места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительного устройства, подключенного к передающей электрической сети, системы распределения или единицы потребления требованиям настоящего Кодекса в течение всего срока службы места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительного устройства, подключенного к передающей электрической сети, системы распределения или единицы потребления. Управляющий местом потребления, ОСР или оператор замкнутой системы распределения должен быть проинформирован о результатах этой оценки.

Соответствие единицы потребления, используемой местом потребления или замкнутой системой распределения для предоставления услуги регулируемого потребления соответствующим системным операторам и ОСП, должно оцениваться ОСП вместе с соответствующим системным оператором и, при необходимости, в координации с третьей стороной, участвующей в агрегации мест потребления.

294. Соответствующий системный оператор имеет право потребовать, чтобы управляющий места потребления, ОСР или оператор замкнутой системы распределения провел тесты на соответствие и моделирование соответствия согласно повторному плану либо общей схеме или после любого отказа, модификации или замены любого оборудования, которое может повлиять на соответствие требованиям настоящего Кодекса места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительного устройства, подключенного к передающей электрической сети, системы распределения или единицы потребления.

Управляющий местом потребления, ОСР или оператор замкнутой системы распределения должен быть проинформирован о результатах этих тестов на соответствие и моделирования соответствия.

295. Соответствующий системный оператор должен опубликовать список информации и документов, которые должны быть предоставлены, а также требования, которые должны быть соблюдены управляющим места потребления, ОСР или оператором замкнутой системы распределения в рамках процесса соответствия. Список должен содержать как минимум следующую информацию, документы и требования:

1) все документы и сертификаты, которые должны быть предоставлены управляющим места потребления, ОСР или оператором замкнутой системы распределения;

2) подробная информация о технических данных, требуемых от места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, системы распределения или единицы потребления, в отношении подключения к сети или работы сети;

3) требования к моделям для исследования стационарных и динамических систем;

4) график предоставления системных данных, необходимых для проведения исследований;

5) исследования, проведенные управляющим местом потребления, ОСР или оператором замкнутой системы распределения для демонстрации ожидаемых характеристик в установившемся и динамическом режиме, в соответствии с требованиями, изложенными в разделах 2, 3 и 4 настоящей главы;

6) условия и процедуры, в том числе область применения, для регистрации сертификатов на оборудование;

7) условия и процедуры использования управляющим местом потребления, ОСР или оператором замкнутой системы распределения соответствующих сертификатов на оборудование, выданных уполномоченным органом по сертификации.

296. Соответствующий системный оператор должен опубликовать распределение обязанностей между управляющим местом потребления, ОСР или оператором замкнутой системы распределения и системным оператором по тестированию на соответствие, моделированию и мониторингу.

297. Соответствующий системный оператор может полностью или частично делегировать выполнение мониторинга соответствия третьим сторонам. В таких случаях соответствующий системный оператор продолжает обеспечивать соблюдение п.22–25, включая принятие на себя обязательств по обеспечению конфиденциальности перед преемником.

298. Если тесты на соответствие или моделирование соответствия не могут быть выполнены в соответствии с соглашением между соответствующим системным оператором и управляющим местом потребления, ОСР или оператором замкнутой системы распределения по причинам, относящимся к соответствующему системному оператору, то соответствующий системный оператор не должен необоснованно задерживать уведомление, упомянутое в разделах 2 и 3 Главы IV Книги III.

Раздел 2

Тесты на соответствие

Подраздел 1

Общие положения для тестирования на соответствия

299. Тестирование характеристик места потребления, подключенного к электрической транспортной сети, распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, или единицы потребления с регулировкой активной мощности регулируемого потребления, с регулировкой реактивной мощности регулируемого потребления или с управлением сетевыми перегрузками с помощью регулируемого потребления, должно быть нацелено на демонстрацию соблюдения требований, предусмотренных настоящим Кодексом.

300. Без ущерба для минимальных требований для проведения тестов на соответствие, установленных в настоящем Кодексе, соответствующий системный оператор имеет следующие права:

1) разрешить управляющему места потребления, ОСР или оператору замкнутой системы распределения провести серию альтернативных тестов при условии, что эти тесты являются эффективными и достаточными для демонстрации того, что место потребления или системы распределения соответствует требованиям настоящего Кодекса;

2) требовать от управляющего местом потребления, ОСР или оператора замкнутой системы распределения проведения дополнительных или альтернативных тестов в тех случаях, когда информация, предоставляемая соответствующему системному оператору в отношении тестирования на соответствие согласно с положениями Подразделов 2–6 настоящего раздела, является недостаточной для демонстрации соответствия требованиям настоящего Кодекса.

301. Управляющий места потребления, ОСР или оператор замкнутой системы распределения несет ответственность за проведение тестов в соответствии с условиями, изложенными в Разделе 2 Главы IV Книги III. Соответствующий системный оператор должен сотрудничать и не задерживать без оснований проведение тестов.

302. Соответствующий системный оператор может участвовать в тестировании на соответствие либо на месте, либо дистанционно из диспетчерской системного оператора. Для этой цели управляющий местом потребления, ОСР или оператор замкнутой системы распределения должен предоставить контрольное оборудование, необходимое для регистрации всех соответствующих тестовых сигналов и измерений, а также убеждаться, чтобы представители управляющего местом потребления, ОСР или оператора замкнутой системы распределения присутствовали на месте в течение всего периода тестирования. Сигналы, указанные соответствующим системным оператором, должны быть представлены, если для выбранных тестов системный оператор желает использовать свое собственное оборудование для регистрации характеристик. Соответствующий системный оператор по своему усмотрению принимает решение о своем участии.

Подраздел 2

Тесты на соответствие для отключения и повторного подключения

распределительных установок, подключенных к передающей

электрической сети

303. Распределительные установки, подключенные к передающей электрической сети, должны соответствовать требованиям по отключению и повторному подключению, указанным в Подразделе 8 Раздела 1 Главы II Книги III, и должны быть подвергнуты указанным ниже тестам на соответствие.

304. Относительно тестирования возможности повторного подключения после случайного отключения, вызванного сбоем в работе сети, повторное подключение должно быть выполнено с помощью процедуры повторного подключения, предпочтительно с помощью автоматизации, разрешенной ОСП.

305. Относительно теста на синхронизацию, должны быть продемонстрированы технические возможности синхронизации распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети. Этот тест должен проверить настройки устройств синхронизации. Этот тест должен охватывать следующие аспекты: напряжение, частота, диапазон фазового угла, отклонение напряжения и частоты.

306. Относительно тестирования возможности дистанционного отключения, должна быть продемонстрирована техническая возможность распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, для дистанционного отключения от системы передачи в точке или в точках подключения, когда этого требует ОСП, и в течение времени, указанного ОСП.

307. Относительно тестирования отключения потребления при падении частоты, должна быть продемонстрирована, как это предусмотрено в Подразделе 8 Раздела 1 Главы II Книги III, техническая возможность распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, предусматривающая отключение потребления в случае снижения частоты для какого-то процента потребления, определенной ОСП в координации с соседними ОСП. Касательно теста отключения потребления при падении частоты, должна быть продемонстрирована, согласно п.232 и п.233, техническая возможность распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, работать от источника переменного тока с номинальным напряжением. ОСП определяет это значение напряжения переменного тока.

308. Относительно теста отключения потребления при низком напряжении, должно быть продемонстрировано, согласно п.233, что распределительная установка, подключенная к передающей электрической сети, имеет техническую способность блокировать в одно действие переключатель ответвлений под нагрузкой, предусмотренный в п.234.

309. Вместо части тестов, предусмотренных п.303, может быть использован сертификат оборудования при условии, что соответствующий сертификат будет предоставлен ОСП.

Подраздел 3

Тесты на соответствие для обмена информацией с распределительными

установками, подключенными к передающей электрической сети

310. Касательно обмена информацией между ОСП и оператором системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, в режиме реального времени или периодически, должна быть продемонстрирована техническая способность распределительного устройства, подключенного к передающей электрической сети, соответствовать стандарту обмена информацией, установленному в соответствии с п.231.

311. Вместо части тестов, предусмотренных п.310, может быть использован сертификат оборудования при условии, что соответствующий сертификат будет предоставлен ОСП.

Подраздел 4

Тесты на соответствие для отключения и повторного подключения

мест потребления, подключенных к передающей электрической сети

312. Места потребления, подключенные к передающей электрической сети, должны соответствовать требованиям по отключению и повторному подключению, указанным в Подразделе 8 Раздела 1 Главы II Книги III, и должны быть подвергнуты указанным ниже тестам на соответствие.

313. Относительно тестирования возможности повторного подключения после случайного отключения, вызванного сбоем в работе сети, повторное подключение должно быть выполнено с помощью процедуры повторного подключения, предпочтительно с помощью автоматизации, разрешенной ОСП.

314. Касательно теста на синхронизацию, должны быть продемонстрированы технические возможности синхронизации места потребления, подключенного к передающей электрической сети. Этот тест должен проверить настройки устройств синхронизации. Этот тест должен охватывать следующие аспекты: напряжение, частота, диапазон фазового угла, отклонение напряжения и частоты.

315. Касательно тестирования возможности дистанционного отключения, должна быть продемонстрирована техническая возможность места потребления, подключенного к передающей электрической сети, для дистанционного отключения от системы передачи в точке или в точках подключения, когда этого требует ОСП, и в течение времени, указанного ОСП.

316. Относительно теста отключения потребления при падении частоты, должна быть продемонстрирована, согласно п.232 и п.233, техническая способность места потребления, подключенного к передающей электрической сети, работать от источника переменного тока с номинальным напряжением. ОСП определяет это значение напряжения переменного тока.

317. Касательно теста отключения потребления при низком напряжении, должно быть продемонстрировано, согласно п.233, что место потребления, подключенное к передающей электрической сети, имеет техническую способность блокировать в одно действие переключатель ответвлений под нагрузкой, предусмотренный в п.234.

318. Вместо части тестов, предусмотренных п.310, может быть использован сертификат оборудования при условии, что соответствующий сертификат будет предоставлен для ОСП.

Подраздел 5

Тесты на соответствие для обмена информацией

с местами потребления, подключенными

к передающей электрической сети

319. Относительно обмена информацией между ОСП и управляющим места потребления, подключенного к передающей электрической сети, в режиме реального времени или периодически, должна быть продемонстрирована техническая способность места потребления, подключенного к передающей электрической сети, соответствовать стандарту обмена информацией, установленному в соответствии с п.231.

320. Вместо части тестов, предусмотренных п.310, может быть использован сертификат оборудования при условии, что соответствующий сертификат будет предоставлен ОСП.

Подраздел 6

Тестирование на соответствие для единиц потребления с регулировкой

активной мощности регулируемого потребления, регулировкой

реактивной мощности регулируемого потребления и

управлением сетевыми перегрузками с помощью

регулируемого потребления

321. Относительно теста модификации потребления мощности:

1) по отдельности или совместно как части агрегации потребления через третье лицо, должна быть продемонстрирована техническая способность единицы потребления, используемого места потребления или замкнутой системы распределения, для обеспечения регулировки активной мощности регулируемого потребления, регулировки реактивной мощности регулируемого потребления или управления сетевыми перегрузками с помощью регулируемого потребления для изменения его потребляемой мощности после получения распоряжения от соответствующего системного оператора или ОСП, в пределах диапазона, продолжительности и периода времени, ранее согласованных и установленных в соответствии Подразделом 2 Раздела 1 Главы III Книги III;

2) тест должен проводиться либо в соответствии с распоряжением, либо, альтернативно, путем имитации получения распоряжения от соответствующего системного оператора или ОСП и корректировки потребления мощности места потребления или замкнутой системы распределения;

3) тест считается успешным, если выполняются условия, указанные соответствующим системным оператором или ОСП в соответствии с пп.4), 6), 7), 8), 11) и 12) п.267;

4) Вместо части тестов, предусмотренных пп.2) п.321, может быть использован сертификат оборудования при условии, что соответствующий сертификат будет предоставлен соответствующему системному оператору или ОСП.

322. Относительно теста отключения и повторного подключения статических компенсирующих устройств:

1) по отдельности или совместно как части агрегации мест потребления через третье лицо, должна быть продемонстрирована техническая возможность единицы потребления, используемой управляющим места потребления или оператором замкнутой системой распределения, для обеспечения регулировки активной мощности регулируемого потребления, регулировки реактивной мощности регулируемого потребления или управления сетевыми перегрузками с помощью регулируемого потребления для отключения или повторного подключения (или того и другого) статических компенсирующих устройств после получения распоряжения от соответствующего системного оператора или ОСП, в течение предусмотренного периода времени в соответствии Подразделом 2 Раздела 1 Главы III Книги III;

2) тест должен проводиться путем моделирования получения распоряжения от соответствующего системного оператора или ОСП и последующего отключения статического компенсирующего устройства, а также путем моделирования получения распоряжения от соответствующего системного оператора или ОСП и последующего повторного подключения соответствующего места;

3) тест считается успешным, если выполняются условия, указанные соответствующим системным оператором или ОСП в соответствии с пп.4), 6), 7), 8), 11) и 12) п.268.

Раздел 3

Моделирование соответствия

Подраздел 1

Общие положения для моделирования соответствия

323. Моделирование технических характеристик места потребления, подключенного к электрической транспортной сети, распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, или единицы потребления с очень быстрым регулированием активной мощности потребления внутри места потребления или внутри замкнутой системы распределения, должно продемонстрировать, соблюдены ли требования, предусмотренные настоящим Кодексом.

324. Моделирование проводится при следующих обстоятельствах:

1) требуется новое подключение к передающей электрической сети;

2) в соответствии с Подразделом 4 Раздела 1 Главы III Книги III был заключен договор на новую единицу потребления, используемой местом потребления или замкнутой системой распределения, для обеспечения очень быстрого регулирования активной мощности потребления для ОСП;

3) происходит дальнейшее развитие, замена или модернизация оборудования;

4) предполагаемое несоответствие соответствующего системного оператора требованиям настоящего Кодекса.

325. Без ущерба минимальным требованиям, установленным в настоящем Кодексе для проведения моделирования соответствия, соответствующий системный оператор имеет следующие права:

1) разрешить управляющему местом потребления, ОСР или оператору замкнутой системы распределения провести серию альтернативных моделирований при условии, что они являются эффективными и достаточными для демонстрации того, что место потребления или системы распределения соответствует требованиям настоящего Кодекса;

2) требовать от управляющего местом потребления, ОСР или оператора замкнутой системы распределения выполнения дополнительных или альтернативных моделирований в тех случаях, когда информация, предоставляемая соответствующему системному оператору в отношении моделирования соответствия согласно положениям Подразделов 2–4 настоящего раздела, является недостаточной для демонстрации соответствия требованиям настоящей книги.

326. Управляющий местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должен предоставить отчет с результатами моделирования отдельно для каждого места потребления, подключенного к передающей электрической сети, либо отдельно для каждой системы распределения, подключенной к передающей электрической сети. Управляющий местом потребления, подключенного к передающей электрической сети, или оператор системы распределения, подключенной к передающей электрической сети, должен создать и предоставить утвержденную математическую модель для определенного места потребления, подключенного к передающей электрической сети, или для определенной распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети. Типы имитационных моделей моделирования предоставлены в п.237 и п.238.

327. Соответствующий системный оператор имеет право проверить соответствие места потребления или системы распределения требованиям настоящего Кодекса путем выполнения собственных имитационных моделей соответствия на основе предоставленных отчетов по моделированию, имитационных моделей и результатов измерений для проверки соответствия.

328. Соответствующий системный оператор должен предоставить управляющему местом потребления, ОСР или оператору замкнутой системы распределения технические данные и имитационную модель сети в мере, необходимой для проведения требуемого моделирования в соответствии с Подразделами 2–4 настоящего раздела.

Подраздел 2

Моделирования соответствия для распределительных установок,

подключенных к передающей электрической сети

329. Относительно моделирования способности реактивной мощности распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети:

1) для расчета потребления реактивной мощности в условиях различных нагрузок и условиях генерации должна использоваться имитационная модель потока нагрузки в установившемся режиме сети системы распределения, подключенной к передающей электрической сети;

2) комбинация минимальной и максимальной нагрузки в установившемся режиме и условий генерации, определяющих наименьшее и наивысшее потребление реактивной мощности, должна быть частью моделирования;

3) в соответствии с Подразделом 4 Раздела 1 Главы II Книги III частью моделирования должен быть расчет экспорта реактивной мощности при потоке активной мощности менее 25% от максимальной возможности импорта в точке подключения.

330. ОСП может указать метод моделирования соответствия для активной настройки реактивной мощности, изложенный в п.219.

331. Моделирование считается успешно выполненным, если результаты демонстрируют соответствие требованиям, предусмотренным Подразделом 4 Раздела 1 Главы II Книги III.

Подраздел 3

Моделирования соответствия для мест потребления,

подключенных к передающей электрической сети

332. Касательно моделирования возможностей реактивной мощности места потребления, подключенного к передающей электрической сети без распределенного производства:

1) должна быть продемонстрирована способность места потребления, подключенного к передающей электрической сети без распределенного производства, обеспечивать реактивную мощность в точке подключения;

2) для расчета потребления реактивной мощности в условиях различных нагрузок должна использоваться имитационная модель потока нагрузки места потребления, подключенного к передающей электрической сети. Условия минимальной и максимальной нагрузки, приводящие к наименьшему и наивысшему потреблению реактивной мощности в точке подключения, должны быть частью моделирования;

3) моделирование считается успешно выполненным, если результаты демонстрируют соответствие требованиям, предусмотренным в п.217 и п.218.

333. Относительно моделирования возможностей реактивной мощности места потребления, подключенного к передающей электрической сети с распределенным производством:

1) для расчета потребления реактивной мощности в условиях различных нагрузок и условиях генерации должна использоваться имитационная модель потока нагрузки места потребления, подключенного к передающей электрической сети;

2) комбинация минимальной и максимальной нагрузки и условий генерации, определяющих наименьшую и наибольшую возможность реактивной мощности, должна быть частью моделирования;

3) моделирование считается успешно выполненным, если результаты демонстрируют соответствие требованиям, предусмотренным в п.217 и п.218.

Подраздел 4

Моделирование соответствия для единиц потребления с очень

быстрым регулированием активной мощности потребления

334. Модель единицы потребления, используемая управляющим местом потребления или оператором замкнутой системы распределения для обеспечения очень быстрого регулирования активной мощности потребления, должна демонстрировать техническую возможность единицы потребления обеспечивать очень быстрое регулирование активной мощности потребления при падении частоты, в условиях, изложенных в Подразделе 4 Раздела 1 Главы III Книги III.

335. Моделирование считается успешно выполненным, если результаты демонстрируют соответствие требованиям, предусмотренным Подразделом 4 Раздела 1 Главы III Книги III.

Раздел 4

Мониторинг соответствия

Подраздел 1

Мониторинг соответствия для распределительных установок,

подключенных к передающей электрической сети

336. Касательно мониторинга соответствия требованиям относительно реактивной мощности, применимых к распределительным установкам, подключенным к передающей электрической сети:

1) распределительная установка, подключенная к передающей электрической сети, должна быть оснащена оборудованием, необходимым для измерения активной мощности и реактивной мощности, в соответствии с Подразделом 4 Раздела 1 Главы II Книги III;

2) соответствующий системный оператор должен установить программу мониторинга соответствия.

Подраздел 2

Мониторинг соответствия для мест потребления,

подключенных к передающей электрической сети

337. Касательно мониторинга соответствия требованиям относительно реактивной мощности, применимых к местам потребления, подключенным к передающей электрической сети:

1) место потребления, подключенное к передающей электрической сети, должно быть оснащено оборудованием, необходимым для измерения активной мощности и реактивной мощности, в соответствии с Подразделом 3 Раздела 1 Главы II Книги II;

2) соответствующий системный оператор должен установить программу мониторинга соответствия.

КНИГА IV

ТРЕБОВАНИЯ К ПОДКЛЮЧЕНИЮ К СЕТИ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЛИНИЙ

ПОСТОЯННОГО ТОКА И ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОДУЛЕЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ,

ПОДКЛЮЧЕННЫХ К ПОСТОЯННОМУ ТОКУ

Глава I

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

338. В настоящей Книге изложены требования к подключению к сети высоковольтных линий постоянного тока (HVDC), генерирующих модулей электростанции, подключенных к постоянному току. Следовательно, это помогает обеспечить справедливые условия конкуренции на внутреннем рынке электроэнергии, обеспечить безопасность функционирования системы и интеграцию возобновляемых источников электроэнергии, а также содействовать облегчению торговле электроэнергией. В настоящей Книге изложены обязательства по обеспечению того, чтобы системные операторы надлежащим образом используют возможности систем HVDC и модулей ГМППТ, прозрачным и недискриминационным образом.

339. Требования настоящей Книги применяются к:

1) системам HVDC, которые подключают синхронные зоны или зоны регулирования, включая схемы "back-to-back";

2) системам HVDC, которые подключают генерирующие модули электростанции к передающей сети или к распределительной сети, в соответствии с п.340;

3) системам HVDC, интегрированным в зону регулирования и подключенным к передающей сети;

4) системам HVDC, интегрированным в зону регулирования и подключенным к распределительной сети, когда оператор системы передачи (ОСП) демонстрирует наличие трансграничного воздействия. Соответствующий ОСП должен учитывать долгосрочное развитие сети в этой оценке.

340. Соответствующие системные операторы в сотрудничестве с ОСП предлагают Агентству для утверждения применение настоящего Кодекса к модулям ГМППТ с одной точкой подключения к передающей сети или к распределительной сети, которая не является частью синхронной зоны в соответствии с Разделом 3 Книги I. Все другие модули электростанции, которые подключены к переменному току, но подключаются к постоянному току в синхронной зоне, считаются модулями ГМППТ и попадают под действие настоящей Книги.

341. Раздел 1 Главы V, Подразделы 3 и 4 Раздела 1, Разделы 2 и 3 Главы VI настоящей Книги, а также Глава IV Книги VI не применяются к системам HVDC в зоне регулирования, указанным в пп.3) и 4) п.339, когда:

1) система HVDC имеет по меньшей мере одну станцию ​​преобразования HVDC, принадлежащую ОСП;

2) система HVDC принадлежит субъекту, который осуществляет контроль над соответственным системным оператором;

3) система HVDC принадлежит субъекту, прямо или косвенно контролируемому субъектом, который осуществляет контроль над соответственным системным оператором.

342. Требования к подключению для систем HVDC, предусмотренные в Главе II настоящей Книги, применяются к точкам подключения переменного тока этих систем, за исключением требований, изложенных в п.396, 397 и п.407, которые применяется к другим точкам подключения, и п.366, который применяется к клеммам станций преобразования HVDC.

343. Требования к подключению для модулей ГМППТ и станций преобразования HVDC терминалов, предусмотренные в Главе III настоящей Книги, не применяются к точке интерфейса HVDC этих систем, за исключением требований, изложенных в пп.1) п.428 и п.450, которые применяются в точке подключения синхронной зоны, в которой обеспечивается частотная характеристика.

344. Соответствующий системный оператор отказывает в подключении систем HVDC и ГМППТ, которые не соответствуют требованиям, предусмотренным настоящим Кодексом, и на которые не распространяется отступление, предоставленное Агентством на основании Книги VI. Соответствующий системный оператор информирует об этом отказе посредством обоснованного заявления управляющего системой HVDC и ГМППТ, и Агентство.

345. Настоящие правила не применяются к системам HVDC, точка подключения которых ниже 110 кВ, если только ОСП не продемонстрирует наличие трансграничного воздействия. В упомянутой выше оценке ОСП должен учитывать долгосрочное развитие сети.

Глава II

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПОДКЛЮЧЕНИЮ HVDC

Раздел 1

Требования применительно к регулировке активной мощности

и поддержанию частоты

Подраздел 1

Диапазоны частоты

346. Система HVDC должна иметь возможность оставаться подключенной к электрической сети и поддерживать работу в частотных диапазонах и периодах времени, указанных в Таблице 1 Приложения 3 для диапазона мощности короткого замыкания, как предусмотрено в п.410.

347. ОСП и управляющий системой HVDC могут договориться о более широких диапазонах частот или более продолжительных минимальных периодах работы, если это необходимо для поддержания или восстановления эксплуатационной безопасности. Если более широкие диапазоны частоты или более длительные минимальные периоды времени для работы экономически и технически осуществимы, управляющий системой HVDC не должен необоснованно отказываться от такой договоренности.

348. Без ущерба для п.346, система HVDC должна иметь возможность автоматического отключения на частотах, указанных ОСП.

349. ОСП может указывать максимально допустимое сокращение выходной мощности относительно рабочей точки, если частота составляет менее 49 Гц.

Подраздел 2

Способность устойчивости к скорости изменения частоты,

способность регулировки активной мощности, диапазон

регулировки и значение градиента

350. Система HVDC должна быть в состоянии оставаться подключенной к сети и в рабочем состоянии, если частота сети изменяется со скоростью от –2,5 до +2,5 Гц/с (измеренной в любой момент как среднее значение скорости изменения частоты в последнюю 1 с).

Подраздел 3

Способность регулирования активной мощности,

диапазон регулирования и значение градиента

351. Относительно возможности регулировки передаваемой активной мощности:

1) в случае распоряжения, передаваемого ОСП, система HVDC должна допускать корректировку активной мощности, передаваемой до максимальной пропускной способности в каждом направлении.

ОСП имеет следующие права:

a) может указывать максимальное и минимальное значение шага изменения передаваемой активной мощности;

b) может указывать минимальную пропускную способность активной электрической мощности HVDC для каждого направления, при котором не запрошена пропускная способность активной мощности;

c) должен указывать максимальный период задержки, в течение которого система HVDC может корректировать передаваемую активную мощность после получения запроса от ОСП;

2) ОСП должен уточнить, каким образом система HVDC должна иметь возможность изменять активную мощность, передаваемую в случае сбоя в одной или нескольких сетях переменного тока, к которым она подключена. Если первоначальная задержка до начала изменения превышает 10 миллисекунд после получения триггерного сигнала от ОСП, это должно быть разумно обосновано управляющим системой HVDC перед ОСП;

3) ОСП может указать, что система HVDC должна иметь возможность быстрого реверсирования активной мощности. Реверсирование мощности должно быть возможным от максимальных пределов пропускной способности активной мощности в одном направлении до максимальной пропускной способности активной мощности в противоположном направлении, так быстро, как это технически возможно, и обосновано владельцем системы HVDC перед ОСП, если оно длится более двух секунд;

4) для систем HVDC, связывающих различные зоны регулирования или синхронные зоны, система HVDC должна быть оснащена функциями регулирования, которые позволяют ОСП изменять передаваемую активную мощность, в целях трансграничной балансировки.

352. Система HVDC должна позволять корректировать значение градиента активной мощности, в пределах своих технических возможностей в соответствии с инструкциями, передаваемыми ОСП. В случае изменения активной мощности в соответствии с пп.2) и 3) п.351, значение градиента не корректируется.

353. Если ОСП устанавливает этот аспект, в сотрудничестве с ОСП из соседних стран, функции регулирования системы HVDC должны включать корректирующие меры, включая остановку градиента и блокировку АНЧ, АНЧ-УвЧ и АНЧ-УмЧ, а также регулировку частоты. Критерии запуска и блокировки должны быть определены ОСП при условии, что уведомлено Агентство.

Подраздел 4

Искусственная инерция

354. Если это указано ОСП, система HVDC должна иметь способность поставлять искусственную инерцию в ответ на изменения частоты, активируемую в низкочастотном или высокочастотном режиме, путем быстрой корректировки активной мощности, вводимой или выводимой из сети переменного тока, чтобы ограничить скорость изменения частоты. Требование должно включать, как минимум, результаты исследований, проведенных ОСП для определения необходимости установления минимального значения инерции.

355. Принцип этой системы регулировки и соответствующие афферентные параметры производительности должны быть согласованы между ОСП и управляющим системой HVDC.

Подраздел 5

Регулировка частоты, требования, применимые в ответ на отклонения

частоты, в ответ на отклонения частоты – повышение частоты

и в ответ на отклонения частоты – понижение частоты

356. Требования, применимые в ответ на отклонения частоты, в ответ на отклонения частоты – повышение частоты и в ответ на отклонения частоты – понижение частоты, должны быть определены в соответствии с Приложением 4.

Подраздел 6

Регулировка частоты

357. Если это указано OST, система HVDC должна быть снабжена независимым режимом регулировки для изменения активной мощности станции преобразования HVDC в соответствии с частотами во всех точках подключения системы HVDC, в целях поддержания стабильности частоты систем.

358. ОСП определяет принцип работы, соответствующие афферентные параметры производительности и критерии активации для регулировки частоты, упомянутые в п.357.

Подраздел 7

Максимальная потеря активной мощности

359. Система HVDC должна быть сконфигурирована таким образом, чтобы потеря активной мощности, вводимой в синхронную зону, ограничивалась значением, заданным ОСП для ее зоны регулировки частоты и мощности, основанной на воздействии системы HVDC на электроэнергетическую систему.

360. Если система HVDC соединяет две или более зоны регулировки, соответствующие ОСП должны проконсультироваться друг с другом, чтобы установить скоординированное значение максимальной потери ввода активной энергии, как указано в п.359, принимая во внимание общее воздействие для различных зон.

Раздел 2

Требования применительно к регулировке реактивной мощности

и поддержанию напряжения

Подраздел 1

Диапазоны напряжения

361. Без ущерба для Подраздела 1 Раздела 3 Главы II настоящей книги, станция преобразования HVDC должна иметь возможность оставаться подключенной к сети, работая при максимальном значении тока в системе HVDC, в пределах пределов сетевого напряжения в точке подключения, выраженного напряжением в точке подключения, относящимся к номинальному напряжению 1 о.е., и в периоды времени, указанные в таблицах 4 и 5 Приложения 4. Установка номинального напряжения 1 о.е. выполняется совместно соответствующими системными операторами из соседних стран. После консультации с соответствующими системными операторами из соседних стран, ОСП устанавливает для станций преобразования HVDC рабочие требования в диапазонах напряжений и для периодов времени, которые применяются в синхронной зоне континентальной Европы.

362. Управляющий системой HVDC и соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП могут договориться о более высоких пределах напряжения или минимальных периодах работы, превышающих указанные в п.361, чтобы обеспечить оптимальное использование технических возможностей системы HVDC, если это необходимо для поддержания или восстановления эксплуатационной безопасности. Если более широкие диапазоны напряжения или более длительные минимальные периоды времени для работы экономически и технически осуществимы, управляющий системой HVDC не должен необоснованно отказываться от такой договоренности.

363. Станция преобразования HVDC должна быть способна автоматически отключаться при напряжениях в точке подключения, указанных соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП. Условия и параметры автоматического отключения должны быть согласованы между соответствующим системным оператором, по согласованию с ОСП и управляющим системой HVDC.

364. Для точек подключения при номинальном напряжении переменного тока 1 о.е., которые не включены в пределы, предусмотренные в Приложении 5, соответствующий системный оператор совместно с ОСП устанавливает требования, применимые в точках подключения.

Подраздел 2

Вклад в формировании тока короткого замыкания

во время повреждений

365. Если указано соответствующим системным оператором в координации с ОСП, система HVDC должна иметь возможность поставлять составляющую переходного режима тока повреждения в точке подключения в случае симметричных (трехфазных) повреждений.

366. В случае, когда система HVDC должна иметь возможность, упомянутую в п.365, соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП должен указать следующее:

1) режим и момент, когда определяется отклонение напряжения, а также прекращение отклонения напряжения;

2) характеристики переходной составляющей тока повреждения;

3) временную последовательность и точность составляющей переходного режима тока повреждения, которая может включать несколько этапов.

367. Соответствующий системный оператор по согласованию с ОСП может включить требование о введении асимметричного тока в случае асимметричных повреждений (однофазных или двухфазных).

Подраздел 3

Способность поставки реактивной мощности

368. Соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП должен установить требования относительно способности поставки реактивной мощности в точках подключения в контексте меняющегося напряжения. Предложение для этих требований включает диаграмму U-Q/P_max, в пределах которой станция преобразования HVDC должна быть в состоянии поставлять реактивную мощность до ее максимальной пропускной способности активной мощности.

369. Диаграмма U-Q/P_max, упомянутая в п.368, соблюдает следующие принципы:

1) контур U-Q/P_max не должен превышать контур диаграммы U-Q/P_max, представленный внутренним контуром на рисунке Приложения 6, и не должен иметь прямоугольную форму;

2) размеры контура диаграммы U-Q/P_max должны располагаться в пределах, установленных для каждой синхронной зоны в таблице, приведенной в Приложении 6;

3) позиционирование контура диаграммы P-Q/P_max должно вписываться в фиксированный внешний контур рисунка в Приложении 6.

370. Система HVDC должна иметь возможность перемещаться в любую рабочую точку на диаграмме U-Q/P_max в пределах интервалов времени, указанных соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП.

371. При работе на активной мощности ниже максимального значения пропускной способности активной мощности HVDC (P < P_max) станция преобразования HVDC должна быть способна работать в любой возможной рабочей точке, как указано соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП и в соответствии с реактивной мощностью, установленной диаграммой U-Q/P_max, указанным в п.368–370.

Подраздел 4

Обмен реактивной мощностью с сетью

372. Управляющий системой HVDC убеждается, чтобы реактивная мощность станции преобразования HVDC, которой обменивается сеть в точке подключения, была ограничена значениями, указанными соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП.

373. Изменение реактивной мощности, вызванное работой станции преобразования HVDC в режиме регулирования реактивной мощности, упомянутом в п.374, не должно приводить к скачку напряжения, превышающему значение, допустимое в точке подключения. Соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП устанавливает это максимально допустимое значение изменения напряжения.

Подраздел 5

Режим регулирования реактивной мощности

374. Станция преобразования HVDC должна иметь возможность работать в одном или нескольких из следующих режимов настройки, как указано соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП:

1) режим регулировки напряжения;

2) режим регулирования реактивной мощности;

3) режим регулирования коэффициента мощности.

375. Станция преобразования HVDC должна иметь возможность работать в дополнительных режимах регулирования, указанных соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП.

376. Относительно режима регулирования напряжения, каждая станция преобразования HVDC должна быть способна вносить свой вклад в регулирование напряжения в точке подключения, используя свои мощности, соблюдая при этом положения Подразделов 3 и 4 Раздела 2 Главы II Книги IV, в соответствии со следующими характеристиками регулирования:

1) эталонное напряжение в точке подключения должно быть обеспечено таким образом, чтобы покрывался определенный рабочий интервал, непрерывно или ступенчато, соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП;

2) регулирование напряжения может приводиться в действие с мёртвой зоной или без нее около эталонного значения, которое можно выбрать из диапазона от нуля до ± 5% от напряжения сети, согласованного в относительных единицах 1 о.е. Мёртвая зона должна регулироваться поэтапно, как указано соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП;

3) после изменения ступеней напряжения, станция преобразования HVDC должна быть в состоянии:

a) реализовать 90% изменения реактивной в течение времени t₁, предусмотренного системным оператором по согласованию с ОСП. Время t₁ должно находиться в диапазоне 0,1–10 секунд;

b) быть ограниченным значением, указанным градиентом активного изменения скорости в течение времени t₂, предусмотренного соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП. Время t₂ должно находиться в диапазоне 1–60 секунд, с определенным допуском в установившемся режиме, выраженным в % от максимального значения реактивной мощности;

4) режим регулирования напряжения включает способность изменения результирующей реактивной мощности на основе комбинации модифицированного эталонного значения напряжения и другого дополнительного компонента требуемой реактивной мощности. Градиент должен быть указан для временного интервала и значения изменения (ступени), как предусмотрено соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП.

377. Относительно режима регулирования реактивной мощности, соответствующий системный оператор указывает изменение реактивной мощности в МВАр или в процентах (%) от максимального значения реактивной мощности, а также соответствующую точность в точке подключения, используя способности системы HVDC и соблюдая в то же время положения Подразделов 3 и 4 настоящего Раздела.

378. Касательно режима управления коэффициентом мощности, станция преобразования HVDC должна иметь возможность регулировать коэффициент мощности в точке подключения до целевого значения, соблюдая положения Подразделов 3 и 4 настоящего Раздела. Значения, указанные в справочной информации, должны быть доступны с шагом, не превышающим максимально допустимое значение, установленное соответствующим системным оператором.

379. Соответствующий системный оператор, в сотрудничестве с ОСП, должен указать все необходимое оборудование, чтобы позволить дистанционный выбор режимов регулировки и эталонных значений.

Подраздел 6

Приоритет вклада активной или реактивной мощности

380. Учитывая способности системы HVDC, упомянутые в соответствии с настоящим Кодексом, ОСП должен определить, имеет ли приоритет вклад активной мощности или вклад реактивной мощности во время работы на увеличенном или сниженном напряжении либо во время повреждений, для которых требуется возможность поддержания непрерывности электроснабжения. Если приоритет отдается вкладу активной мощности, ее поставка устанавливается в течение периода времени от начала повреждения, как определено ОСП.

Подраздел 7

Качество электроэнергии

381. Владелец системы HVDC должен убедиться, чтобы его собственная система сетевого подключения не определяла уровень искажения или колебания напряжения питания в сети, в точке подключения, выше уровня, указанного соответствующим оператором системы в сотрудничестве с ОСП. Процесс, необходимый для проведения исследований и предоставления соответствующих данных всеми пользователями сети, а также выявленные и внедренные меры по смягчению последствий должны соответствовать процедуре, изложенной в Подразделе 2 Раздела 4 Главы II настоящей книги.

Раздел 3

Требования к способности поддержания

непрерывности электроснабжения

Подраздел 1

Способность поддержания непрерывности электроснабжения

382. В соответствии с положениями Подраздела 1 Раздела 2 Главы II настоящей книги ОСП должен указать диаграмму зависимости напряжения от времени, как это предусмотрено в Приложении 7, с учетом изменения напряжения во времени, предусмотренного для генерирующих модулей электростанции в соответствии с Книгой II настоящего Кодекса. Эта диаграмма применяется в точках подключения в условиях повреждения, при которых станция преобразования HVDC должна быть способна оставаться подключенной к сети в стабильном рабочем состоянии после восстановления системы, после устранения повреждения. Диаграмма эволюции напряжения во времени выражает нижний предел фактической траектории напряжений на клеммах для уровня напряжения сети в точке подключения во время симметричного сбоя как функции времени до, во время и после сбоя. Любое прохождение через повреждение, превышающее t_rec2, устанавливается ОСП в соответствии с Подразделом 7 раздела 2 настоящей главы.

383. По запросу управляющего системой HVDC соответствующий системный оператор предоставляет предаварийные и послеаварийные условия, как это предусмотрено в п.408–410 относительно:

1) минимальной мощности доаварийного режима короткого замыкания в каждой точке подключения, выраженной в МВА;

2) рабочей точки предаварийного режима станции преобразования HVDC, выраженной в выходной активной мощности и выходной реактивной мощности в точке подключения, и напряжении в точке подключения;

3) минимальной мощности послеаварийного режима короткого замыкания в каждой точке подключения, выраженной в МВА.

В качестве альтернативы, соответствующий системный оператор может предоставить общие значения для вышеуказанных условий, полученные из типичных случаев.

384. Станция преобразования HVDC должна быть способна оставаться подключенной к сети и продолжать стабильно работать, когда фактическое изменение межфазных напряжений сети в точке подключения во время симметричной неисправности, учитывая предаварийные и послеаварийные условия из п.408–410, остаётся выше нижнего предела, указанного в графике Приложения 5, исключая случаи, когда схема защиты от внутренних электрических неисправностей требует отключения станции преобразования HVDC от сети. Схемы защиты и настройки для внутренних электрических неисправностей должны быть спроектированы таким образом, чтобы они не ставили под угрозу способность поддержания непрерывности электроснабжения при неисправностях.

385. OST может устанавливать пределы напряжения (U_block) в точках подключения к сети при определенных условиях сети, при которых система HVDC может быть заблокирована. Блокировка означает сохранение в состоянии сетевого подключения без вклада активной и реактивной мощности в течение некоторого периода времени, который должен быть как можно более коротким с технической точки зрения, и который устанавливается совместно OST и администратором системы HVDC.

386. В соответствии с п.415–417, защита при низком напряжении устанавливается управляющим системой HVDC на максимально возможную техническую мощность станции преобразования HVDC. Соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП может установить более низкие мощности в соответствии с п.415–417.

387. OST устанавливает способности поддержанию непрерывности электроснабжения в случае асимметричных дефектов.

Подраздел 2

Восстановление мощности после повреждения

388. ОСП устанавливает уровень и график времени восстановления активной мощности, которую система HVDC должна быть способна обеспечить в соответствии с Подразделом 1 настоящего раздела.

Подраздел 3

Быстрое восстановление после повреждения при постоянном токе

389. Системы HVDC, включая воздушные линии электропередачи постоянного тока, должны обеспечивать быстрое восстановление после переходных неисправностей, возникающих в системе HVDC. Детали этой способности подлежат координации и соглашениям по схемам и условиям защиты и настроек, указанных в п.415–419.

Раздел 4

Требования к управлению и контролю

Подраздел 1

Подключение под напряжение и синхронизация

станций преобразования HVDC

390. Если соответствующий системный оператор не указал иное в инструкциях, во время подключения под напряжение или синхронизации станции преобразования HVDC к сети переменного тока или при подключении станции преобразования HVDC под напряжением к системе HVDC, станция преобразования HVDC должна иметь способность ограничивать любые изменения уровня напряжения в постоянном режиме, установленного соответствующим системным оператором по согласованию с ОСП. Указанный уровень не должен превышать 5% от напряжения предварительной синхронизации.

391. Соответствующий системный оператор по согласованию с ОСП указывает максимальную амплитуду, продолжительность и диапазон измерения переходных напряжений.

Подраздел 2

Взаимодействие между системами HVDC и другими

электростанциями или оборудованием

392. Если несколько станций преобразования HVDC или других установок и оборудования находятся в непосредственной близости, ОСП может указать, требуется ли исследование определенной области и в определенном объеме, чтобы продемонстрировать, что не будет происходить никаких отрицательных взаимодействий. В случае выявления негативных взаимодействий, исследования должны выявить потенциальные меры по смягчению последствий, которые необходимо предпринять для обеспечения соответствия требованиям настоящего Кодекса.

393. Исследования проводятся управляющим системой HVDC с участием всех других сторон, определенных ОСП в качестве имеющих отношение к каждой точке подключения. ОСП несет ответственность за проведение исследований в соответствии с настоящим Подразделом. Все стороны должны быть проинформированы о результатах исследований.

394. Все стороны, определенные ОСП в качестве имеющих отношение для каждой точки подключения, включая ОСП, вносят свой вклад в исследования и предоставляют все соответствующие данные и модели, которые разумно необходимы для достижения цели этих исследований. ОСП собирает эту информацию и, в случае необходимости, передает ее стороне, ответственной за исследования, в соответствии с п.22–25.

395. ОСП должен оценивать результаты исследований на основе области их применения и их объема, как это предусмотрено в п.392. При необходимости ОСП может потребовать от управляющего системой HVDC провести дополнительные исследования в соответствии с областью применения и в объеме, указанных в соответствии с п.392.

396. ОСП может просматривать или воспроизводить исследования полностью или частично. Управляющий системой HVDC должен предоставить ОСП все соответствующие данные и модели, которые позволяют проводить исследование.

397. Необходимые меры по смягчению, определенные исследованиями, проведенных в соответствии с п.393–396 и оцененные ОСП, должны быть приняты управляющим системы HVDC в качестве части подключения новых станций преобразования HVDC.

398. ОСП может указывать временные значения производительности, связанные с событиями, относящимися к отдельной системе HVDC или нескольким обычно затрагиваемым системам HVDC. Это положение может быть предусмотрено для защиты целостности как оборудования ОСП, так и пользователей сети в соответствии с национальным кодексом.

Подраздел 3

Способность амортизации колебаний мощности

399. Система HVDC должна быть в состоянии вносить вклад в амортизации колебания мощности в подключенных сетях переменного тока. Система регулирования системы HVDC не должна уменьшать амортизацию колебаний мощности.

400. ОСП устанавливает диапазон частот колебаний, которые система регулирования положительно амортизирует, и условия сети при возникновении этого события, которые, по крайней мере, оправдывает исследования оценки динамической стабильности, проведенные ОСП для определения пределов стабильности и потенциальных проблем стабильности в их передающих системах.

401. Выбор настроек параметров регулирования устанавливается совместно ОСП и управляющим системой HVDC.

Подраздел 4

Амортизационная способность подсинхронных

торсионных взаимодействий

402. Касательно амортизации подсинхронных торсионных взаимодействий (АПТВ), оборудование HVDC должно быть способно вносить вклад в электрическое амортизирование колебаний торсионной частоты.

403. ОСП определяет требуемый объем исследований АПТВ и предоставляет, насколько это возможно, входные параметры в отношении оборудования и условий соответствующей системы в своей сети. Исследования АПТВ предоставляются управляющим системой HVDC. В исследованиях выявляются возможные условия, при которых существуют АПТВ, и предлагают необходимые процедуры смягчения. ОСП несет ответственность за проведение исследований в соответствии с настоящим Подразделом. Все стороны должны быть проинформированы о результатах исследований.

404. Все стороны, определенные ОСП в качестве имеющих отношение для каждой точки подключения, включая ОСП, вносят свой вклад в исследования и предоставляют все соответствующие данные и модели, которые разумно необходимы для достижения цели этих исследований. ОСП собирает эту информацию и, в случае необходимости, передает ее стороне, ответственной за исследования, в соответствии с п.22–25.

405. ОСП оценивает результат исследований АПТВ. При необходимости ОСП может потребовать от управляющего системой HVDC провести дальнейшие исследования в соответствии АПТВ с областью применения и в том же объеме.

406. ОСП может просматривать или воспроизводить исследование. Управляющий системой HVDC должен предоставить ОСП все соответствующие данные и модели, которые позволяют проводить исследование.

407. Требуемые меры по смягчению, определенные в исследованиях, проведенных в соответствии с п.406 или 405 и оцененные ОСП, должны быть приняты управляющим системой HVDC в качестве части подключения новых станций преобразования HVDC.

Подраздел 5

Характеристики электрической сети

408. Соответствующий системный оператор должен уточнить и опубликовать метод и предаварийные и послеаварийные условия, по крайней мере, для расчета минимальной и максимальной мощности короткого замыкания в точках подключения.

409. Система HVDC должна быть способна работать в диапазоне мощности короткого замыкания и сетевых характеристиках, указанных соответствующим системным оператором.

410. Каждый соответствующий системный оператор предоставляет управляющему системой HVDC сетевые эквиваленты, описывающие поведение сети в точке подключения, позволяя владельцам систем HVDC проектировать свою систему с точки зрения, по крайней мере, но не исключительно, гармоник и динамической устойчивости на протяжении всего жизненного цикла системы HVDC.

Подраздел 6

Стабильность работы системы HVDC

411. Система HVDC должна быть способна находить стабильные рабочие точки с минимальным изменением потока активной мощности и уровня напряжения во время и после любой запланированной или незапланированной модификации системы HVDC или сети переменного тока, к которой она подключена. ОСП должен указать изменения условий в системе, при которых системы HVDC остаются в стабильном рабочем состоянии.

412. Управляющий системой HVDC должен убедиться, что включение или отключение станции преобразования HVDC, в рамках системы HVDC с несколькими или интегрированными клеммами, не приводит к переходным напряжениям в точке подключения, которые превышают предел, указанный ОСП.

413. Система должна быть спроектирована таким образом, чтобы выдерживать переходные повреждения на высоковольтных линиях переменного тока в сети, примыкающей или близкой к системе HVDC, и не приводить к отключению от сети оборудования системы HVDC из-за автоматического повторного включения линий в сеть.

414. Управляющий системой HVDC предоставляет соответствующему системному оператору информацию об устойчивости системы HVDC к неисправностям системы переменного тока.

Раздел 5

Требования к соответствующим устройствам и настройкам

Подраздел 1

Схемы и настройки электрических защит

415. Соответствующий системный оператор определяет, в координации с ОСП, необходимые схемы защиты и настройки с учетом характеристик системы HVDC. Схемы защиты, относящиеся к системе HVDC и сетевой системе, а также настройки, относящиеся к системе HVDC, должны быть скоординированы и согласованы между соответствующим системным оператором, ОСП и управляющим системой HVDC. Схемы защиты и настройки для внутренних электрических неисправностей должны быть спроектированы таким образом, чтобы не ставить под угрозу производительность системы HVDC в соответствии с настоящим Кодексом.

416. Электрические защиты системы HVDC приоритетны над эксплуатационным контролем, принимая во внимание безопасность систем, здоровье и безопасность персонала и населения, а также снижение количества аварий системы HVDC.

417. Изменения в схемах защиты или их настройках, относящихся к системе HVDC и сети, согласовываются между соответствующим системным оператором, ОСП и управляющим системой HVDC, прежде чем они будут внедрены управляющим системой HVDC.

Подраздел 2

Иерархизация защиты и контроля

418. Схема управления защиты и контроля, указанная управляющим системой HVDC и состоящая из различных режимов управления, включая настройки конкретных специфических параметров, должна быть скоординирована и согласована между ОСП, соответствующим системным оператором и управляющим системой HVDC.

419. Относительно иерархии защиты и настройки, управляющий системой HVDC должен организовать устройства защиты и настройки в соответствии со следующей иерархией в порядке убывания важности, если ОСП не определит иное, по согласованию с соответствующим системным оператором:

1) защита сети и системы HVDC;

2) регулирование активной мощности для поддержки в случае аварии;

3) искусственная инерция, при необходимости;

4) автоматические корректирующие действия, как это предусмотрено в п.353;

5) АНЧ-УвЧ и АНЧ-УмЧ;

6) АНЧ и регулирование частоты;

7) ограничение относительно градиента мощности.

Подраздел 3

Модификации схем и настроек систем защиты и управления

420. Должна быть возможность изменения на станции преобразования HVDC параметров различных режимов управления и настроек защиты системы HVDC, если этого требует соответствующий системный оператор или ОСП, в соответствии с пунктом 422.

421. Изменения в схемах или настройках параметров различных режимов управления и защиты системы HVDC, включая процедуру, должны быть скоординированы и согласованы между ОСП и управляющим системой HVDC.

422. Должна быть возможность дистанционного изменения режимов регулирования и передачи, а также соответствующих предписанных значений системы HVDC, как предусмотрено соответствующим системным оператором, в сотрудничестве с ОСП.

Раздел 6

Требования к восстановлению электроэнергетической системы

423. ОСП может получить квоту для обеспечения возможности автономного пуска от владельца системы HVDC.

424. В случае если одна из преобразовательных станций находится под напряжением, система HVDC с возможностью автономного пуска должна быть в состоянии подавать питание на коллекторную шину от трансформаторной станции переменного тока, к которой подключена другая станция преобразования, в течение срока после закрытия системы HVDC, установленного ОСП. Система HVDC должна быть способна синхронизироваться в частотном диапазоне, указанном в Подразделе 1 Раздела 1 Главы II Книги IV, и в пределах напряжения, указанных ОСП, или в соответствии с указаниями в Подразделе 1 Раздела 2 Главы II Книги IV, в зависимости от обстоятельств. ОСП может предусматривать более широкие интервалы напряжения и частоты, когда это необходимо для восстановления эксплуатационной безопасности.

425. ОСП и управляющий системой HVDC согласуют мощность и способности запуска без источника напряжения в сети, а также операционную процедуру оперативных действий.

Глава III

ТРЕБОВАНИЯ К МОДУЛЯМ ГМППТ И СТАНЦИЯМ

ПРЕОБРАЗОВАНИЯ HVDC ТЕРМИНАЛОВ

Раздел 1

Требования к модулям ГМППТ

Подраздел 1

Область применения

426. Требования, применимые к генерирующим установкам в соответствии с Главой II Книги II, применяются к модулям ГМППТ, на которые распространяются особые требования, изложенные в Подразделах 4–8 настоящего Раздела. Эти требования применяются к точке интерфейса HVDC между модулем ГМППТ и системами HVDC. Классификация из Раздела 2 Главы II Книги II применяется к модулям ГМППТ.

Подраздел 2

Требования относительно стабильности частоты

427. Относительно реагирования на отклонения частоты:

1) модуль ГМППТ должен быть способным принимать быстрый сигнал от точки подключения из синхронной зоны, в которой поставляется ответ на отклонения частоты, и быть способным обрабатывать этот сигнал в течение 0,1 секунды с момента выдачи сигнала до обработки сигнала активации реагирования. Частота должна измеряться в точке подключения в синхронной области, где поставляется ответ на отклонение частоты;

2) Модули ГМППТ, подключенные через системы HVDC, которые соединяются более чем с одной областью регулирования, должны иметь способность обеспечивать скоординированное регулирование частоты, как предусмотрено ОСП.

428. Относительно частотных диапазонов и реагирования на отклонения частоты:

1) модуль ГМППТ должен иметь способность оставаться подключенным к сети станции преобразования HVDC терминалов и работать в частотных диапазонах и в периоды времени, предусмотренные в Приложении 8 для номинальной системы 50 Гц. В случае использования номинальной частоты, отличной от 50 Гц или частоты, изменяемой по проекту, при условии согласования с ОСП, применимые диапазоны частот и периоды времени должны быть указаны ОСП с учетом особенностей системы и требований, установленных в Приложении 8;

2) ОСП и управляющий модулем ГМППТ могут совместно устанавливать более широкие диапазоны частот или более длительные минимальные периоды работы, чтобы обеспечить оптимальное использование технических возможностей модуля ГМППТ, если это необходимо для поддержания или восстановления эксплуатационной безопасности. Если более широкие диапазоны частоты или более длительные минимальные периоды времени для работы экономически и технически осуществимы, управляющий модулем ГМППТ не должен необоснованно отказываться от такой договоренности;

3) соблюдая положения пп.1) п.428, модуль ГМППТ должен иметь возможность автоматического отключения на определенных частотах, если это предусмотрено ОСП. Условия и параметры автоматического отключения должны быть согласованы между ОСП и управляющим модулем ГМППТ.

429. Относительно способности устойчивости к скорости изменения частоты, модуль ГМППТ должен быть способен оставаться подключенным к сети станции преобразования HVDC терминалов и в рабочем состоянии, если частота системы изменяется со скоростью до ±2 Гц/с (измеренной в любой момент как среднее значение скорости изменения частоты в последнюю секунду) в точке интерфейса модуля ГМППТ на станции преобразования HVDC терминалов для номинальной системы 50 Гц.

430. Модули ГМППТ должны иметь способность ограниченного реагирования на возрастающие отклонения частоты (АНЧ-УвЧ) в соответствии с п.39, при условии реагирования на быстрый сигнал, как указано в п.427 для номинальной системы 50 Гц.

431. Для номинальной системы 50 Гц способность модулей ГМППТ поддерживать постоянную мощность определяется в соответствии с п.40.

432. Для номинальной системы 50 Гц способность модуля регулирования мощности ГМППТ определяется в соответствии с пп.1) п.51. Должно быть разрешено ручное регулирование, если не используются дистанционные устройства автоматического регулирования.

433. Модули ГМППТ должны иметь способность реагировать на ограничения частоты – снижение частоты (АНЧ-УмЧ) в соответствии с пп.3) п.51, при условии реагирования на быстрый сигнал, как указано в п.427 для номинальной системы 50 Гц.

434. Модули ГМППТ должны иметь способность реагировать на частоту, который определяется в соответствии с пп.4) п.51, при условии реагирования на быстрый сигнал, как указано в п.427 для номинальной системы 50 Гц.

435. Для номинальной системы 50 Гц способность восстановления частоты модуля ГМППТ определяется в соответствии с пп.5) п.51.

436. В случае использования номинальной частоты, отличной от 50 Гц или частоты, изменяемой согласно проекту, либо системное напряжение постоянного тока, при условии согласования с ОСП, способности, перечисленные в п.429–435 и афферентные параметры, относящиеся к этим способностям, определяются ОСП.

Подраздел 3

Требования к реактивной мощности и напряжению

437. Относительно диапазонов напряжения:

1) модуль ГМППТ должен иметь способность оставаться подключенным к сети станции преобразования HVDC терминалов и работать в диапазонах напряжения (в относительных единицах) и в периоды времени, указанные в таблицах 9 и 10 Приложения 9. Диапазон напряжения и применимые указанные периоды времени должны быть выбраны на основе эталонного напряжения 1 о.е.;

2) Соответствующий системный оператор, ОСП и управляющий модулем ГМППТ могут совместно устанавливать более широкие диапазоны напряжения или более длительные минимальные периоды работы, чтобы обеспечить оптимальное использование технических возможностей модуля ГМППТ, если это необходимо для поддержания или восстановления эксплуатационной безопасности. Если более широкие диапазоны напряжения или более длительные минимальные периоды времени для работы экономически и технически осуществимы, управляющий модулем ГМППТ не должен необоснованно отказываться от такой договоренности;

3) для модулей ГМППТ, имеющих точку интерфейса HVDC в сети станции преобразования HVDC терминалов, соответствующий системный оператор, в сотрудничестве с ОСП, может указать напряжения в точке интерфейса HVDC, в которой модуль ГМППТ должен иметь способность автоматического отключения. Условия и параметры автоматического отключения должны быть согласованы между соответствующим системным оператором, ОСП и управляющим модулем ГМППТ;

4) для точек интерфейса при напряжениях переменного тока, не включенных в область применения приложения 9, соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП должен указать требования, применимые к точке подключения;

5) в случае использования частот, отличных от номинального 50 Гц, при условии согласования с ОСП, диапазоны напряжений и периоды времени, указанные соответствующим системным оператором, в сотрудничестве с ОСП, должны быть пропорциональны значениям, указанным в таблицах 9 и 10 из Приложения 9.

438. Относительно способности модулей ГМППТ обеспечивать реактивную мощность:

1) если управляющий модулем ГМППТ может достичь двустороннего соглашения с владельцами систем HVDC, которые подключают модуль МГППТ в одной точке подключения к сети переменного тока, он должен соответствовать всем приведенным ниже требованиям:

a) должен иметь способность посредством дополнительных установок или оборудованием, программным обеспечением, поставлять реактивную мощность, предписанную соответствующим системным оператором, в координации с ОСП, в соответствии с пп.2), и должен:

- иметь способность поставлять реактивную мощность для некоторых или всего оборудования в соответствии с пп.2), уже установленного как часть подключения модуля ГМППТ к сети переменного тока во время первоначального подключения и ввода в эксплуатацию;

- продемонстрировать и впоследствии прийти к соглашению с соответствующим системным оператором и ОСП о том, как будет поставляться реактивная мощность, когда модуль ГМППТ подключен к более чем одной точке подключения в сети переменного тока, или к сети станции преобразования HVDC терминалов подключен либо другой модуль ГМППТ, либо система HVDC, с другим владельцем. Это соглашение включает в себя договор, в соответствии с которым управляющий модулем ГМППТ (или любой последующий владелец) обязуется финансировать и устанавливать способность выработки реактивной мощности, предусмотренные настоящим Подразделом для своих модулей, во время, указанное соответствующим системным оператором, в сотрудничестве с ОСП. Соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП информирует управляющего модулем ГМППТ о дате завершения любого осуществляемого проекта, который потребует от управляющего модулем ГМППТ установки полной способности выработки реактивной мощности;

b) соответствующий Системный оператор в сотрудничестве с OCП должен учитывать сроки переоснащения способности выработки реактивной мощности в модуле ГМППТ при определении момента времени, к которому должно произойти переоснащение этой способности для выработки реактивной мощности. Календарь проекта должен быть предоставлен управляющим модуля ГМППТ при подключении к сети переменного тока;

2) модули ГМППТ должны соответствовать следующим требованиям относительно стабильности напряжения, либо во время подключения, либо позже, в соответствии с соглашением, упомянутым в пп.1):

a) касательно способности выработки реактивной мощности при максимальной пропускной способности передачи электрической мощности системы HVDC, модули ГМППТ должны соответствовать требованиям к способности поставки реактивной мощности, установленным соответствующим оператором системы в координации с ОСП в контексте напряжения переменного тока. Соответствующий оператор системы устанавливает диаграмму U-Q/_Pmax, которая может принимать любую форму в пределах, установленных в таблице 11 Приложения 8, в которых модуль ГМППТ должен иметь возможность поставлять реактивную мощность при максимальной пропускной способности реактивной мощности системы HVDC. Соответствующий системный оператор, в координации с ОСП, должен учитывать долгосрочное развитие сети при определении этих значений, а также потенциальные затраты для модулей электростанции, обеспечивающих возможность выработки реактивной мощности при увеличенном напряжении и потреблении реактивной мощности при сниженных напряжениях.

В случае, когда план развития передающих электрических сетей на 10 лет, разработанный в соответствии со ст.34 Закона об электроэнергии предусматривает, что модуль ГМППТ будет подключен к переменному току в синхронной зоне, ОСП может указать, что:

- модуль ГМППТ должен иметь способности, предусмотренные в пп.2) и 3) п.69, а также п.73 для соответствующей синхронной зоны, установленные во время первоначального подключения к сети переменного тока и ввода в эксплуатацию модуля ГМППТ;

- управляющий модулем ГМППТ должен продемонстрировать соответствующему системному оператору и ОСП, как будут обеспечиваться способности поставлять реактивную мощность, предусмотренные в пп.2) и 3) п.69, а также п.73, для соответствующей синхронной зоны, если модуль ГМППТ подключается к переменному току в синхронной зоне, и впоследствии достичь соглашения по этому вопросу;

b) касательно способности поставки реактивной мощности, соответствующий системный оператор может указать дополнительную реактивную мощность, которая должна быть поставлена, если точка подключения модуля ГМППТ не расположена ни на высоковольтных клеммах повышающего трансформатора, ни на клеммах генератора, если нет повышающего трансформатора. Эта дополнительная реактивная мощность должна компенсировать обмен реактивной мощности высоковольтной линии или высоковольтного кабеля между клеммами высокого напряжения повышающего трансформатора модуля ГМППТ или клеммами альтернатора, при отсутствии повышающего трансформатора, и точкой подключения, и должна быть поставлена ​​управляющим соответствующей линии или кабеля.

439. Относительно определения приоритетов вклада в активную мощность для модулей ГМППТ, соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП должен указать, какой вклад имеет приоритет во время отказов, для которых требуется возможность поддержания непрерывности электроснабжения. Если приоритет отдается вкладу активной мощности, ее поставка устанавливается в течение периода времени от начала сбоя, как определено соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП.

Подраздел 4

Требования относительно регулирования

440. Во время синхронизации модуля ГМППТ с сетью переменного тока модуль ГМППТ должен иметь способность ограничивать изменения напряжения до уровня устойчивого состояния, указанного соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП. Указанный уровень не должен превышать 5% от напряжения предварительной синхронизации. Соответствующий системный оператор по согласованию с ОСП должен указать максимальную амплитуду, продолжительность и диапазон измерения переходных напряжений.

441. Управляющий модулем ГМППТ поставляет выходные сигналы в соответствии с указаниями соответствующего системного оператора по сотрудничеству с ОСП.

Подраздел 5

Характеристики сети

442. Касательно характеристик сети, для модулей ГМППТ применяются следующие условия:

1) Соответствующий системный оператор должен уточнить и опубликовать метод и предаварийные и послеаварийные условия для расчета минимальной и максимальной мощности короткого замыкания в точке интерфейса HVDC;

2) Модуль ГМППТ должен иметь способность стабильно работать в пределах минимально-максимального диапазона мощности короткого замыкания и в пределах характеристик точки интерфейса HVDC, указанных соответствующим системным оператором, в сотрудничестве с ОСП;

3) каждый соответствующий системный оператор и владелец системы HVDC предоставляет управляющему модулем ГМППТ эквиваленты сети, представляющие систему, позволяя владельцам модулей ГМППТ проектировать свою собственную систему с точки зрения гармоник.

Подраздел 6

Требования относительно защиты

443. Схемы и настройки электрической защиты модулей ГМППТ определяются в соответствии с пп.2) п.49, где электрическая сеть означает электрическую сеть синхронной зоны. Схемы защиты должны быть разработаны с учетом производительности системы, сетевых характеристик, а также технических характеристик технологии генераторных модулей электростанции и должны быть установлены совместно с соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП.

444. Иерархия защиты и настройки модулей ГМППТ определяются в соответствии с пп.3) п.49, если сеть относится к электрической сети синхронной зоны, и согласуются с соответствующим системным оператором в сотрудничестве с ОСП.

Подраздел 7

Качество электроэнергии

445. Владельцы модулей ГМППТ должны убедиться, что их собственные установки сетевого подключения не определяют уровень искажения или колебания напряжения питания в сети, в точке подключения, выше уровня, указанного соответствующим оператором системы в сотрудничестве с ОСП. Необходимый вклад пользователей сети в исследования, включающего, помимо прочего, существующие модули ГМППТ и существующие системы HVDC, не может быть неоправданно опровергнут. Процесс, необходимый для проведения исследований и предоставления соответствующих данных всеми пользователями сети, а также выявленные и внедренные меры по смягчению последствий должны соответствовать процедуре, изложенной в Подразделе 2 Раздела 4 Главы II настоящей книги.

Подраздел 8

Общие требования к эксплуатации системы,

применимые к модулям ГМППТ

446. Касательно общих требований к эксплуатации системы, ко всем модулям ГМППТ применяются п.49, п.55 и п.59.

Раздел 2

Требования к станциям преобразования HVDC терминалов

Подраздел 1

Область применения

447. Требования Главы II Книги IV и Подразделов 1 и 2 Раздела 1 Главы III Книги IV применимы к станциям преобразования HVDC терминалов с учетом определенных требований, предусмотренных Подразделами 2–5 настоящего Раздела.

Подраздел 2

Требования относительно стабильности частоты

448. В случае если в сети, соединяющей модули ГМППТ, используется номинальная частота, отличная от 50 Гц или частота, изменяемая согласно проекту, при условии согласования с ОСП, Раздел 2 Главы I Книги II применяется к станции преобразования HVDC терминалов с применимыми диапазонами частот и периодами времени, указанными ОСП с учетом особенностей системы и требований, установленных в Приложении 3.

449. Касательно реагирования на отклонения частоты, управляющий станцией преобразования HVDC терминалов и управляющий модулем ГМППТ согласовывают технические средства передачи сигнала в соответствии с п.138. По запросу ОСП система HVDC должна иметь возможность обеспечить частоту сети в точке подключения в качестве сигнала. Для системы HVDC, которая соединяет генерирующий модуль электростанции, корректировка реагирования активной мощности в зависимости от частоты ограничивается возможностью модулей ГМППТ.

Подраздел 3

Требования к реактивной мощности и напряжению

450. Относительно диапазонов напряжения:

1) станция преобразования HVDC терминалов должна иметь способность оставаться подключенной к сети станции преобразования HVDC терминалов и работать в диапазонах напряжения (в относительных единицах) и в периоды времени, указанные в таблицах 12 и 13 Приложения 10. Диапазон напряжения и применимые указанные периоды времени должны быть выбраны на основе эталонного напряжения 1 о.е.;

2) более широкие диапазоны напряжений или более продолжительные минимальные периоды времени для работы могут быть согласованы между соответствующим системным оператором, в координации с ОСП, и управляющим модулем ГМППТ, в соответствии с Подразделом 3 Раздела 1 Главы II Книги IV;

3) для точек интерфейса при напряжениях переменного тока, не включенных в область применения таблиц 12 и 13 Приложения 10, соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОСП должен указать требования, применимые к точке подключения;

4) в случае использования частот, отличных от номинальных 50 Гц, при условии согласования с ОСП, диапазоны напряжений и периоды время, указанные соответствующим системным оператором, в сотрудничестве с ОСП, должны быть пропорциональны значениям, указанным в Приложении 10.

451. Станция преобразования HVDC терминалов должна отвечать следующим требованиям относительно стабильности напряжения в точках подключения с точки зрения способностей реактивной мощности:

1) соответствующий системный оператор в координации с ОСП должен установить требования относительно способностей поставки реактивной мощности для различных уровней напряжения. При установлении этих требований соответствующий системный оператор в сотрудничестве с ОПС определяет диаграмму U-Q/P_max любой формы, в пределах которой станция преобразования HVDC терминалов должна иметь способность поставлять реактивную мощность при максимальной пропускной способности активной мощности системы HVDC;

2) диаграмма U-Q/P_max должна быть определена соответствующим системным оператором в координации с ОСП. Диаграмма U-Q/P_max должна находиться в пределах диапазона Q/P_max и стационарного напряжения, указанного в таблице 3 Приложения 10, а положение контура диаграммы U-Q/P_max должно находиться в пределах фиксированного внешнего контура, указанного в Приложении 6. Соответствующий системный оператор, по согласованию с ОСП, учитывает долгосрочное развитие сети при установке этих интервалов.

Подраздел 4

Характеристики сети

452. Относительно характеристик сети, управляющий станции преобразования HVDC должен предоставить соответствующие данные любому владельцу модуля ГМППТ, в соответствии с Подразделом 5 Раздела 1 Главы III настоящей книги.

Подраздел 5

Качество электроэнергии

453. Владельцы станций преобразования HVDC терминалов должны убедиться, что их собственные установки сетевого подключения не определяют уровень искажения или колебания напряжения питания в сети, в точке подключения, выше уровня, указанного соответствующим оператором системы в сотрудничестве с ОСП. Необходимый вклад пользователей сети в исследования, включающего, помимо прочего, существующие модули ГМППТ и существующие системы HVDC, не может быть неоправданно опровергнут. Процесс, необходимый для проведения исследований и предоставления соответствующих данных всеми пользователями сети, а также выявленные и внедренные меры по смягчению последствий должны соответствовать процедуре, изложенной в Подразделе 2 Раздела 4 Главы II настоящей книги.

Глава IV

ОБМЕН ИНФОРМАЦИЕЙ И КООРДИНАЦИЯ

Раздел 1

Эксплуатация систем HVDC

454. Относительно операционных инструментов, каждая единица преобразования HVDC системы HVDC должна быть оснащена автоматическим регулятором, способным принимать команды от соответствующего системного оператора и от ОСП. Этот автоматический регулятор должен иметь возможность согласованно управлять единицами преобразования HVDC системы HVDC координированном методом. Соответствующий системный оператор задает иерархию автоматической настройки для каждой единицы преобразования HVDC.

455. Автоматический регулятор системы HVDC, упомянутый в п.454, должен иметь способность отправлять соответствующему системному оператору следующие типы сигналов:

1) операционные сигналы, которые передают, по крайней мере, следующие:

a) сигналы запуска;

b) измеренное значение напряжения переменного тока и переменного тока;

c) измеренное значение переменного тока и постоянного тока;

d) измеренное значение активной и реактивной мощности в части переменного тока;

e) измеренное значение мощности постоянного тока;

f) работа на уровне единицы преобразования HVDC в преобразователе типа HVDC с несколькими полюсами;

g) элементы и статус топологии;

h) диапазоны активной мощности АНЧ, АНЧ-УвЧ и АНЧ-УмЧ;

2) сигналы тревоги, которые передают, по крайней мере, следующие:

a) аварийная блокировка;

b) блокировка градиентов;

c) быстрое изменение направления активной мощности.

456. Автоматический регулятор системы HVDC, упомянутый в п.454 должен иметь способность принимать от соответствующего системного оператора следующие типы сигналов:

1) операционные сигналы, которые передают, по крайней мере, следующие:

a) команда запуска;

b) предписанные значения активной мощности;

c) настройки реагирования на отклонения частоты;

d) реактивная мощность, напряжение или аналогичные предписанные значения;

e) режимы регулирования реактивной мощности;

f) регулирование амортизации колебаний мощности;

g) искусственная инерция;

2) сигналы тревоги, которые передают, по крайней мере, следующие:

a) команда аварийной блокировки;

b) команда блокировки градиента;

c) направление потока активной мощности;

d) команда быстрого изменения направления активной мощности.

457. Для каждого сигнала соответствующий системный оператор может определить качество предоставленного сигнала.

Раздел 2

Параметры и настройки

458. Предписанные параметры и значения основных функций регулирования системой HVDC должны быть согласованы между управляющим системой HVDC и соответствующим системным оператором в координации с ОСП. Заданные параметры и значения реализуются в иерархии регулирования, которое позволяет при необходимости изменить их. Этими основными функциями регулирования по крайней мере являются:

1) искусственная инерция, если это применимо в соответствии с Подразделом 4 Раздела 1 Главы II и Подразделом 4 Раздела 1 Главы III настоящей книги;

2) ответы на частотные характеристики (АНЧ, АНЧ-УвЧ и АНЧ-УмЧ), упомянутые в Подразделах 5–7 Раздела 1 Главы II настоящей книги;

3) регулирование частоты, если применимо, упомянутое в Подразделе 6 Раздела 1 Главы II настоящей книги;

4) режим регулирования реактивной мощности, если это применимо, в соответствии с Подразделом 5 Раздела 1 Главы III настоящей книги;

5) способность ослабления колебаний мощности, упомянутая в Подразделе 3 Раздела 4 Главы II настоящей книги;

6) способность амортизации подсинхронных торсионных взаимодействий, упомянутая в Подразделе 3 Раздела 4 Главы II настоящей книги;

Раздел 3

Регистрация сбоев и мониторинг

459. Система HVDC должна быть оснащена устройством, обеспечивающим регистрацию неисправностей и мониторинг динамического поведения в системе следующих параметров для каждой из своих станций преобразования HVDC:

1) напряжение переменного и постоянного тока;

2) переменный ток и постоянный ток;

3) активную мощность;

4) реактивную мощность;

5) частоту.

460. Соответствующий системный оператор может указать качество предоставленных параметров измерения, которое должно соблюдаться системой HVDC, при условии, что будет дано разумное уведомление.

461. Информация, касающаяся оборудования для регистрации неисправностей, упомянутого в п.459, включая аналоговые и цифровые каналы, настройки, включая критерии запуска и доли выборки, должна быть согласована между управляющим системой HVDC, соответствующим системным оператором и ОСП.

462. Все оборудование для мониторинга динамического поведения системы должно включать критерий запуска, основанный на колебаниях, установленный системным оператором в координации с ОСП, с целью выявления слабо амортизированных колебаний мощности;

463. Система мониторинга качества поставки и динамического поведения системы должна включать в себя положения, касающиеся электронного доступа к информации управляющего системой HVDC и соответствующего системного оператора. Протоколы связи для зарегистрированных данных должны быть согласованы между управляющим системой HVDC, соответствующим системным оператором и ОСП.

Раздел 4

Имитационные модели

464. Соответствующий системный оператор, в координации с ОСП, может потребовать от владельца системы HVDC предоставить имитационные модели, которые адекватно отражают поведение системы HVDC, как в условиях моделирования установившегося или динамического режима (основной частотной составляющей), так и во временном электромагнитном моделировании. Формат, в котором должны быть предоставлены модели и документация по структуре моделей и электрической схеме, устанавливается соответствующим системным оператором в координации с ОСП.

465. В целях моделирования динамического режима, поставляемые модели должны содержать как минимум следующие подмодели, но не ограничиваться ими, в зависимости от наличия упомянутых компонентов:

1) модели единиц преобразования HVDC;

2) модели компонентов переменного тока;

3) модели сетей постоянного тока;

4) регулирование напряжения и мощности;

5) специальные элементы регулирования, если применимо, например, функция амортизации колебаний мощности (POD), регулирование амортизирования подсинхронных торсионных взаимодействий (SSTI);

6) регулирование многочисленных клемм, при необходимости;

7) модели защиты системы HVDC, как это было согласовано между ОСП и управляющим системой HVDC.

466. Управляющий системой HVDC проверяет модели в отношении результатов тестов на соответствие, проведенных в соответствии с Главой VI настоящей книги, и отчет об этой проверке направляется ОСП. Затем эти модели используются с целью проверки соответствия требованиям настоящего Кодекса, включая, помимо прочего, моделирование соответствия, как предусмотрено в Главе VI настоящей книги, а также в исследованиях для непрерывной оценки при планировании и эксплуатации системы.

467. Владелец системы HVDC должен представить записи системы HVDC соответствующему системному оператору или ОСП, если требуется, чтобы сравнить модели с этими записями.

468. По запросу соответствующего системного оператора или ОСП владелец системы HVDC должен предоставить эквивалентную модель системы регулирования, когда неблагоприятные взаимодействия регулирования могут возникнуть со станциями преобразования HVDC и другими электрическими соединениями в непосредственной близости. Эквивалентная модель должна содержать все данные, необходимые для реалистичного моделирования негативных взаимодействий регулирования.

Глава V

ПРОЦЕДУРА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО УВЕДОМЛЕНИЯ

ДЛЯ ПОДКЛЮЧЕНИЯ

Раздел 1

Подключение новых систем HVDC

Подраздел 1

Основные положения

469. Управляющий системой HVDC должен продемонстрировать соответствующему системном оператору, что он соблюдает требования, указанные в Главах II–IV настоящей Книги в соответствующей точке подключения, путем успешного завершения процедуры эксплуатационного уведомления о работе для подключения системы HVDC в соответствии с Подразделами 2–5 настоящего Раздела.

470. Соответствующий системный оператор устанавливает любые подробные положения процедуры эксплуатационного уведомления и публикует эту информацию.

471. Процедура эксплуатационного уведомления для подключения новой системы HVDC включает:

1) уведомление о подключении под напряжение (УПН);

2) временное эксплуатационное уведомление (ВЭУ);

3) окончательное эксплуатационное уведомление (ОЭУ);

4) уведомление об ограниченной эксплуатации (УОЭ).

472. Соответствующий системный оператор каждые три месяца доводит до сведения ОСП информацию (тип, установленную мощность, точку подключения, соблюдение положений Книги IV) в отношении всех подключенных, эксплуатируемых или выведенных из употребления установок HVDC со времени последнего отчета.

473. От соответствующих системных операторов требуется наличие необходимой инфраструктуры для передачи/приема данных, касающихся подключенных установок HVDC, в формате и количестве, запрошенном ОСП.

Подраздел 2

Уведомление о подключении под напряжение для систем HVDC

474. УПН дает управляющему системой HVDC право подключать под напряжение внутреннюю сеть и вспомогательные устройства и подключать их к сети в установленных точках подключения.

475. Соответствующий системный оператор выдает УПН при условии завершения подготовки и соблюдения требований, установленных соответствующим системным оператором в рамках соответствующих оперативных процедур. Эта подготовка должна включать в себя соглашение о параметрах защиты и регулирования применяемых в точках подключения между соответствующим системным оператором и управляющим системой HVDC.

Подраздел 3

Временное эксплуатационное уведомление для систем HVDC

476. ВЭУ дает право владельцу системы HVDC или единицы преобразования HVDC эксплуатировать систему HVDC или единицу преобразования HVDC с использованием подключений к сети для точек подключения в течение ограниченного периода времени.

477. Соответствующий системный оператор выдает ВЭУ при условии завершения процесса анализа данных и исследования.

478. В целях завершения процесса анализа данных и исследования, управляющий системой HVDC или управляющий единицей преобразования HVDC, по запросу соответствующего системного оператора, предоставляет следующие элементы:

1) подробную декларацию соответствия с разбивкой по пунктам;

2) подробные технические данные системы HVDC, имеющие отношение к сетевому подключению, которые указаны в отношении точек подключения, как это было установлено соответствующим системным оператором, в координации с ОСП;

3) сертификаты на оборудование системы HVDC или единиц преобразования HVDC, если они используются как часть подтверждения соответствия;

4) имитационные модели или точная копия системы регулирования в соответствии с Разделом 4 Главы IV настоящей Книги и со спецификациями соответствующего системного оператора в координации с ОСП;

5) исследования, демонстрирующие ожидаемые характеристики в установившемся и динамическом режиме, в соответствии с главами II, III и IV настоящей книги;

6) подробности моделирования соответствия, ожидаемого в соответствии с Подразделом 2 Раздела 2 Главы VI Книги IV;

7) подробная информация о предполагаемом практическом методе завершения тестов на соответствие на основании главы IV настоящей книги.

479. Кроме случаев, относящихся к применению п.480, максимальный период, в течение которого управляющий системой HVDC или управляющий единицы преобразования HVDC может поддерживать статус ВЭУ, не должен превышать 24 месяцев. Соответствующий системный оператор имеет право устанавливать более короткий срок действия ВЭУ. Срок действия ВЭУ должен быть доведен до сведения Агентства. Продление ВЭУ предоставляется только в том случае, если управляющий системой HVDC добился существенного прогресса в достижении полного соответствия. На момент продления ВЭУ нерешенные вопросы должны быть четко определены.

480. Максимальный период, в течение которого управляющий системой HVDC или управляющий единицей преобразования HVDC может поддерживать статус ВЭУ, может быть продлен на 24 месяца после запроса об отступлении, адресованного соответствующему системному оператору в соответствии с процедурой, описанной в Книге VI. Заявка подается до истечения 24-месячного срока.

Подраздел 4

Окончательное эксплуатационное уведомление для систем HVDC

481. ОЭУ дает управляющему системой HVDC право эксплуатировать систему HVDC или единицы преобразования HVDC с использованием точек подключения в сети.

482. Соответствующий системный оператор выдает ОЭУ после предварительного устранения всех несовместимостей, выявленных во время статуса ВЭУ, и при условии завершения процесса анализа данных и исследований.

483. В целях завершения процесса анализа данных и исследования управляющий системой HVDC, по требованию соответствующего системного оператора, в координации с ОСП, предоставляет следующие элементы:

1) подробную декларацию соответствия с разбивкой по пунктам;

2) обновление применимых технических данных, имитационных моделей, точная копия системы регулирования и исследований, упомянутых в Подразделе 3 настоящего Раздела, включая использование фактических значений, измеренных в ходе тестирования.

484. В случае выявления несовместимости в процессе предоставления статуса ОЭУ отступление может быть предоставлено после запроса, адресованного соответствующему системному оператору, в соответствии с Главами II и III Раздела VI. Соответствующий оператор системы выдает ОЭУ, если система HVDC соответствует положениям отступления.

В случае отклонения запроса об отступлении соответствующий системный оператор имеет право отказать в разрешении эксплуатации системы HVDC или единиц HVDC, владелец которых представил отклоненный запрос об отступлении, до тех пор, пока управляющий системой HVDC и соответствующий системный оператор не устранят несовместимость и соответствующий системный оператор не сочтет, что система HVDC соответствует положениям настоящего Кодекса.

Если соответствующий системный оператор и управляющий системой HVDC не решат проблему несовместимости в течение разумного периода времени, но в любом случае не позднее чем через шесть месяцев после уведомления об отклонении запроса об отступлении, каждая сторона может передать вопрос для решения Агентству.

Подраздел 5

Уведомление об ограниченной эксплуатации для систем HVDC

485. Управляющие системами HVDC, которым был предоставлен статус ОЭУ, должны немедленно уведомить соответствующего системного оператора при следующих обстоятельствах:

1) система HVDC временно претерпевает значительные изменения или имеет потерю мощности из-за внедрения одного или нескольких существенных изменений для ее производительности;

2) неисправности оборудования, приводящие к несоблюдению соответствующих требований.

486. Управляющий системой HVDC запрашивает у соответствующего системного оператора УОЭ, если управляющий системой HVDC обоснованно ожидает, что обстоятельства, описанные в п.485, продлятся более трех месяцев.

487. Соответствующий системный оператор выдает УОЭ, содержащее следующую, четко идентифицируемую информацию:

1) нерешенные вопросы, оправдывающие предоставление УОЭ;

2) обязанности и календарь сроков ожидаемого решения данных проблем;

3) максимальный срок действия, который не должен превышать 12 месяцев. Первоначально предоставленный период может быть короче, с возможностью продления, если соответствующий системный оператор представил доказательства, свидетельствующие о существенном прогрессе в достижении полного соответствия.

488. ОЭУ приостанавливается в течение срока действия УОЭ в отношении пунктов, для которых было выдано УОЭ.

489. Дальнейшее продление срока действия УОЭ может быть предоставлено по запросу об отступлении, в адрес соответствующего системного оператора до истечения этого периода, в соответствии с положениями Глав II и III Книги VI.

490. Соответствующий оператор системы может запретить эксплуатацию системы HVDC, если УОЭ истекает, и ситуация, которая привела к его изданию, сохраняется. В таких случаях ОЭУ автоматически становится недействительным.

491. Если соответствующий системный оператор не предоставляет продление срока действия УОЭ в соответствии с п.489, или если он отказывается разрешить эксплуатирование системы HVDC, когда УОЭ больше не действует в соответствии с п.490, управляющий системой HVDC может передать вопрос для решения в Агентство в течение шести месяцев после уведомления о решении соответствующего системного оператора.

Раздел 2

Подключение новых модулей ГМППТ

Подраздел 1

Основные положения

492. Положения настоящей главы применяются исключительно к новым модулям ГМППТ.

493. Управляющий модулем ГМППТ должен продемонстрировать соответствующему системном оператору, что он соответствует требованиям, указанным в главе III настоящей Книги в соответствующей точке подключения, путем успешного завершения процедуры эксплуатационного уведомления о работе для подключения модуля ГМППТ в соответствии с Подразделами 1 и 2 Раздела 1 Главы VI Книги IV.

494. Соответствующий системный оператор должен установить дополнительные детали процедуры эксплуатационного уведомления и опубликовать эту информацию.

495. Процедура эксплуатационного уведомления для подключения нового модуля ГМППТ включает:

1) уведомление о подключении под напряжение (УПН);

2) временное эксплуатационное уведомление (ВЭУ);

3) окончательное эксплуатационное уведомление (ОЭУ).

4) уведомление об ограниченной эксплуатации (УОЭ).

Подраздел 2

Уведомление о подключении под напряжение для модулей ГМППТ

496. УПН дает управляющему модулем ГМППТ право подключить под напряжение внутреннюю сеть и вспомогательные устройства, используя установку подключения к сети, установленную для точки подключения.

497. Соответствующий системный оператор выдает УПН при условии завершения подготовки и соблюдения требований, установленных соответствующим системным оператором, включая соглашение о параметрах защиты и регулировки, применяемых в точках подключения между соответствующим системным оператором и управляющим модуля МГППТ.

Подраздел 3

Временное эксплуатационное уведомление для модулей ГМППТ

498. ВЭУ дает право управляющему модулем ГМППТ эксплуатировать модуль ГМППТ и генерировать электроэнергию с использованием установки подключения к электрической сети в течение ограниченного периода времени.

499. Соответствующий системный оператор выдает ПЭУ при условии завершения процесса анализа данных и исследования.

500. Относительно анализа данных и исследований, управляющий модулем ГМППТ по требованию соответствующего системного оператора предоставляет следующие элементы:

1) подробную декларацию соответствия с разбивкой по пунктам;

2) подробные технические данные модуля ГМППТ, имеющие отношение к сетевому подключению, которые указаны в отношении точек подключения, как это было установлено соответствующим системным оператором, в координации с ОСП;

3) сертификаты на оборудование модуля ГМППТ, если они используются как часть подтверждения соответствия;

4) имитационные модели, как указано в Разделе 4 Главы IV Книги IV, и запрошенные соответствующим системным оператором, в координации с ОСП;

5) исследования, демонстрирующие ожидаемые характеристики в установившемся и динамическом режимах, в соответствии с положениями Главы III настоящей Книги;

6) подробную информацию о тестах соответствия, в соответствии с Разделом 3 Главы VI настоящей Книги.

501. Кроме случаев, относящихся к применению п.502, максимальный период, в течение которого управляющий модулем ГМППТ может поддерживать статус ВЭУ, не должен превышать 24 месяцев. Соответствующий системный оператор имеет право устанавливать более короткий срок действия ВЭУ. Срок действия ВЭУ должен быть доведен до сведения Агентства. Продление ВЭУ предоставляется только в том случае, если управляющий модулем ГМППТ добился существенного прогресса в достижении полного соответствия. На момент продления ВЭУ любые нерешенные вопросы должны быть четко определены.

502. Максимальный период, в течение которого управляющий модулем ГМППТ может поддерживать статус ВЭУ, может быть продлен на 24 месяца после запроса об отступлении, адресованного соответствующему системному оператору в соответствии с процедурой, описанной в Книге VI.

Подраздел 4

Окончательное эксплуатационное уведомление для модулей ГМППТ.

503. ОЭУ дает право управляющему модулем МГППТ эксплуатировать модуль МГППТ с использованием установки подключения к сети.

504. Соответствующий системный оператор выдает ОЭУ после предварительного устранения всех несовместимостей, выявленных во время статуса ВЭУ, и при условии завершения процесса анализа данных и исследований, в соответствии с настоящим Кодексом.

505. В целях завершения процесса анализа данных и исследований, управляющий модулем МГППТ по требованию соответствующего системного оператора должен представить следующие элементы:

1) подробную декларацию соответствия с разбивкой по пунктам;

2) обновление применимых технических данных, имитационных моделей и исследований, как указано в п.500, включая использование фактических измеренных значений во время тестов.

506. В случае выявления несовместимости в процессе предоставления статуса ОЭУ отступление может быть предоставлено после запроса, адресованного соответствующему системному оператору, в соответствии с процедурой отступления, описанной в Книге VI. Соответствующий оператор системы выдает ОЭУ, если модуль ГМППТ соответствует положениям отступления. В случае отклонения запроса об отступлении соответствующий системный оператор имеет право отказать в разрешении эксплуатации модуля ГМППТ до тех пор, пока управляющий модулем МГППТ и соответствующий системный оператор не устранят несовместимость и соответствующий системный оператор не сочтет, что модуль ГМППТ соответствует положениям настоящего Кодекса.

Подраздел 5

Уведомление об ограниченной эксплуатации для модулей ГМППТ

507. Управляющие модулями ГМППТ, которым был предоставлен статус ОЭУ, должны немедленно уведомить соответствующего системного оператора при следующих обстоятельствах:

1) модуль ГМППТ временно претерпевает значительные изменения или имеет потерю мощности из-за внедрения одного или нескольких существенных изменений для ее производительности;

2) неисправности оборудования, приводящие к несоблюдению соответствующих требований.

508. Управляющий модулем ГМППТ запрашивает у соответствующего системного оператора уведомление об ограниченной эксплуатации (УОЭ), если предвидится, что ситуации, подробно описанные в п.507, продлятся более трех месяцев.

509. ОСП выдает УОЭ, содержащее следующую, четко идентифицируемую информацию:

1) нерешенные вопросы, оправдывающие предоставление УОЭ;

2) обязанности и сроки ожидаемого решения данных проблем;

3) максимальный срок действия, который не должен превышать 12 месяцев. Первоначально предоставленный период может быть короче, с возможностью продления, если соответствующий системный оператор представил доказательства, свидетельствующие о существенном прогрессе в достижении полного соответствия.

510. ОЭУ приостанавливается в течение срока действия УОЭ в отношении пунктов, для которых было выдано УОЭ.

511. Дальнейшее продление срока действия УОЭ может быть предоставлено по запросу об отступлении, сделанном соответствующему системному оператору до истечения этого периода, в соответствии с процедурой отступления, описанной в Книге VI.

512. Соответствующий оператор системы может запретить эксплуатацию модуля ГМППТ, если УОЭ истекает, и ситуация, которая привела к его изданию, сохраняется. В таких случаях ОЭУ автоматически становится недействительным.

Глава VI

СООТВЕТСТВИЕ

Раздел 1

Мониторинг соответствия

Подраздел 1

Общие положения для тестирования на соответствия

513. Тестирование рабочих характеристик систем HVDC и модулей ГМППТ должно быть направлено на демонстрацию соблюдения требований настоящего Кодекса.

514. Без ущерба для минимальных требований для проведения тестов на соответствие, установленных в настоящем Кодексе, соответствующий системный оператор имеет следующие права:

1) разрешить управляющему системой HVDC или модулем ГМППТ провести альтернативный набор тестов при условии, что эти тесты являются эффективными и достаточными для демонстрации того, что система HVDC или модуль ГМППТ соответствует требованиям настоящего Кодекса;

2) требовать от управляющего системой HVDC или модулем ГМППТ проведения дополнительных или альтернативных наборов тестов в тех случаях, когда информации, предоставленной соответствующему системному оператору в отношении тестов на соответствие согласно положениям Раздела 2 Главы VI, недостаточно для демонстрации соответствия требованиям настоящей книги;

515. Управляющий системой HVDC или модулем ГМППТ несет ответственность за проведение испытаний в соответствии с условиями, изложенными в Разделе 2 Главы VI. Соответствующий системный оператор должен сотрудничать и не задерживать без оснований проведение тестов.

516. Соответствующий системный оператор может участвовать в тестировании на соответствие либо на месте, либо дистанционно из диспетчерской системного оператора. Для этой цели управляющий системой HVDC или модулем ГМППТ должен предоставить контрольное оборудование, необходимое для регистрации всех соответствующих тестовых сигналов и измерений, а также обеспечить, чтобы представители управляющего системой HVDC или модуля ГМППТ были доступны на месте в течение всего периода тестирования. Сигналы, указанные соответствующим системным оператором, должны предоставляться, если для выбранных тестов системный оператор желает использовать свое собственное оборудование для регистрации характеристик. Соответствующий системный оператор по своему усмотрению принимает решение о своем участии.

Подраздел 2

Общие положения для моделирования соответствия

517. Моделирование рабочих характеристик систем HVDC и модулей ГМППТ должно быть направлено на демонстрацию соблюдения требований настоящего Кодекса.

518. Без ущерба минимальным требованиям, установленным в настоящем Кодексе для проведения моделирования соответствия, соответствующий системный оператор вправе:

1) разрешить управляющему системой HVDC или модулем ГМППТ выполнить альтернативный набор моделей при условии, что эти модели являются эффективными и достаточными для демонстрации того, что система HVDC или модуль ГМППТ соответствует требованиям настоящего Кодекса или национального законодательства;

2) требовать от управляющего системой HVDC или модулем ГМППТ выполнения дополнительных или альтернативных наборов моделей в тех случаях, когда информации, предоставленной соответствующему системному оператору в отношении моделирования соответствия согласно положениям Раздела 3 Главы VI, недостаточно для демонстрации соответствия требованиям настоящей Книги.

519. Чтобы продемонстрировать соответствие положениям настоящего кода, управляющий системой HVDC и управляющий модулем ГМППТ должны предоставить отчет о результатах моделирования. Управляющий системой HVDC и управляющий модулем ГМППТ разрабатывают и предоставляют имитационную модель, действительную для конкретной системы HVDC или модуля ГМППТ. Тип имитационных моделей предусмотрен в Подразделе 1 Раздела 1 Главы III и в Разделе 1 Главы IV настоящей книги.

520. Соответствующий системный оператор имеет право проверить соответствие системы HVDC и модуля ГМППТ требованиям настоящего Кодекса путем выполнения собственных имитационных моделей соответствия на основе предоставленных отчетов по моделированию, имитационных моделей и результатов измерений для проверки соответствия.

521. Соответствующий системный оператор должен предоставить управляющему системой HVDC и управляющему модулем ГМППТ технические данные и имитационную модель сети в мере, необходимой для проведения требуемого моделирования в соответствии с Разделом 3 Главы VI Книги IV.

Подраздел 3

Ответственность управляющего системой HVDC

или управляющего модулем ГМППТ

522. Управляющий системой HVDC должен убедиться, чтобы система HVDC и станции преобразования HVDC соответствовали требованиям, предусмотренным в настоящем Кодексе. Соответствие должно поддерживаться в течение всего жизненного цикла установки.

523. Управляющий модулем ГМППТ должен убедиться, чтобы модуль ГМППТ соответствовал требованиям, изложенным в настоящем Кодексе. Соответствие должно поддерживаться в течение всего жизненного цикла установки.

524. Планируемые изменения технических способностей системы HVDC, станций преобразования HVDC или модуля ГМППТ которые могут повлиять на их соответствие требованиям, предусмотренным в настоящем Кодексе, должны быть доведены до сведения соответствующего системного оператора управляющим системой HVDC или модулем ГМППТ до начала соответствующих изменений.

525. Любые инциденты или сбои в работе системы HVDC, станции преобразования HVDC или модуля ГМППТ, которые оказывают влияние на их соответствие требованиям, предусмотренным в настоящем Кодексе, должны быть доведены до сведения соответствующего системного оператора управляющим системой HVDC или модулем ГМППТ без задержки, как можно скорее после возникновения соответствующего инцидента.

526. Любой график испытаний и любые процедуры, предусмотренные для проверки соответствия системы HVDC, станции преобразования HVDC или модуля станция преобразования HVDC требованиям настоящего Кодекса, должны быть доведены до сведения соответствующего системного оператора управляющим системой HVDC или модулем ГМППТ своевременно и до их запуска и должны быть одобрены соответствующим системным оператором.

527. Должны быть приняты необходимые меры для облегчения участия в этих тестах соответствующего системного оператора, который может регистрировать технические характеристики систем HVDC, станций преобразования HVDC или модулей ГМППТ.

Подраздел 4

Задачи соответствующего системного оператора

528. Соответствующий системный оператор должен оценивать соответствие системы HVDC, станции преобразования HVDC или модуля ГМППТ требованиям настоящего Кодекса в течение всего жизненного цикла системы HVDC, станции преобразования HVDC или модуля ГМППТ. Управляющий системой HVDC или управляющий модулем ГМППТ должен быть проинформирован о результатах этой оценки.

529. По требованию соответствующего системного оператора, управляющий системой HVDC или модулем ГМППТ выполняет тесты на соответствие и моделирование соответствия не только во время процедур уведомления в соответствии с Главой V настоящей Книги, но и регулярно в течение всего жизненного цикла системы HVDC, станции преобразования HVDC или модуля ГМППТ, в соответствии с расписанием или общей схемой для регулярного тестирования и моделирования, по требованию или после любого дефекта, изменения либо замены оборудования, которое может повлиять на соответствие требованиям настоящего Кодекса. Управляющий системой HVDC или управляющий модулем ГМППТ должен быть проинформирован о результатах этих тестов на соответствие и моделирования соответствия.

530. Соответствующий системный оператор должен опубликовать список информации и документов, которые должны быть предоставлены, а также требования, которые должны быть соблюдены управляющим системой HVDC или модулем ГМППТ в рамках процесса соответствия. Этот список должен содержать как минимум следующую информацию, документы и требования:

1) все документы и сертификаты, которые должны быть предоставлены управляющим системой HVDC или управляющим модулем ГМППТ;

2) подробная информация о технических данных системы HVDC, станции преобразования HVDC или модуля ГМППТ, важных для подключения к сети;

3) требования к моделям для исследования стационарных и динамических систем;

4) график предоставления системных данных, необходимых для проведения исследований;

5) исследования, проведенные управляющим системой HVDC или управляющим модулем ГМППТ, чтобы продемонстрировать ожидаемые характеристики в установившемся и динамическом режиме в соответствии с требованиями, изложенными в Главах II, III и IV;

6) условия и процедуры, в том числе область применения, для регистрации сертификатов на оборудование;

7) условия и процедуры, в соответствии с которыми управляющий модулем ГМППТ использует сертификаты оборудования, выданные уполномоченным органом по сертификации.

531. Соответствующий системный оператор должен опубликовать распределение обязанностей между управляющим системой HVDC или управляющим модулем ГМППТ и системным оператором относительно проведения тестов на соответствие, моделирования соответствия и мониторинга соответствия.

532. Соответствующий системный оператор может полностью или частично делегировать выполнение мониторинга соответствия третьим сторонам. В таких случаях соответствующий системный оператор продолжает обеспечивать соблюдение п.22–25, принимая на себя обязательства по обеспечению конфиденциальности перед преемником.

533. Соответствующий системный оператор не должен необоснованно отказывать в любом эксплуатационном уведомлении в соответствии с Главой V Книги IV, если тесты или моделирования соответствия не могут быть выполнены в соответствии с соглашением между соответствующим системным оператором и управляющим системы HVDC или управляющим модулем ГМППТ по причинам, находящимся исключительно под контролем соответствующего системного оператора.

534. Соответствующий системный оператор должен предоставить ОСП по его запросу результаты тестов на соответствие и моделирования соответствия, упомянутые в этом разделе.

Раздел 2

Тесты на соответствие

Подраздел 1

Тесты на соответствие для систем HVDC

535. Вместо части тестов, указанных ниже, могут быть использованы сертификаты оборудования при условии, что они будут предоставлены соответствующему системному оператору.

536. Относительно теста возможности обеспечивать реактивную мощность:

1) должна быть продемонстрирована техническая способность модуля преобразования HVDC или станции преобразования HVDC с точки зрения поставки емкостной и индуктивной реактивной мощности в соответствии с Подразделом 3 Раздела 2 Главы II настоящей Книги;

2) тест относительно способности поставки реактивной мощности должен проводиться при максимальной реактивной мощности, как индуктивной, так и емкостной, и должен проверять следующие параметры:

a) работа с минимальной пропускной способностью активной мощности HVDC;

b) работа с максимальной пропускной способностью активной мощности HVDC;

c) работа при заданных значениях активной мощности между минимальным и максимальным значениями пропускной способности активной мощности HVDC;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) блок преобразования HVDC или станция преобразования HVDC работали не менее часа при максимальной реактивной мощности, как индуктивной, так и емкостной, для каждого параметра, указанного в пп.2);

b) продемонстрирована способность модуля преобразования HVDC или станции преобразования HVDC переходить к любому заданному значению реактивной мощности в применимом диапазоне в соответствии с заданными целями производительности соответствующей системы регулирования реактивной мощности;

c) не происходит никаких защитных действий в рабочих пределах, определенных диаграммой возможности реактивной мощности.

537. В отношении тестирования режима регулирования напряжения:

1) должна быть продемонстрирована способность модуля преобразования HVDC или станции преобразования HVDC работать в режиме регулирования напряжения в условиях, предусмотренных п.376;

2) тест для режима регулирования напряжения проверяет следующие параметры:

a) градиент и мёртвая зона, реализованные статической характеристикой;

b) точность регулирования;

c) нечувствительность регулирования;

d) время активации реактивной мощности;

3) тест считается успешным, если кумулятивно выполнены следующие условия:

a) скорректированные диапазон регулирования, статизм и мёртвая зона соответствуют согласованным или определенным характеристическим параметрам, изложенным в п.376;

b) нечувствительность регулирования напряжения не превышает 0,01 о.е.;

c) после скачкообразного изменения напряжения 90% изменения выходной реактивной мощности было достигнуто в периоды и с допусками, указанными в п.376.

538. В отношении тестирования регулирования реактивной мощности:

1) должна быть продемонстрирована способность модуля преобразования HVDC или станции преобразования HVDC работать в режиме регулирования реактивной мощности в условиях, предусмотренных п.377;

2) тест для режима регулирования реактивной мощности должен дополнять тест на способность доставки реактивной мощности;

3) тест для режима регулирования реактивной мощности проверяет следующие параметры:

a) диапазон и шаг заданного значения реактивной мощности;

b) точность регулирования;

c) время активации реактивной мощности;

4) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) диапазон и шаг заданного значения реактивной мощности обеспечиваются в соответствии с п.377;

b) точность регулирования удовлетворяет условиям, указанным в п.376.

539. Относительно теста для режима регулирования коэффициента мощности:

1) должна быть продемонстрирована способность модуля преобразования HVDC или станции преобразования HVDC работать в режиме регулирования коэффициента мощности в условиях, предусмотренных п.378;

2) тест для режима регулирования коэффициента мощности проверяет следующие параметры:

a) диапазон заданных значений коэффициента мощности;

b) точность регулирования;

c) ответ реактивной мощности, вызванный ступенчатым изменением активной мощности;

3) тест считается успешным, если кумулятивно выполнены следующие условия:

a) диапазон и шаг заданного значения коэффициента мощности обеспечиваются в соответствии с п.378;

b) время активации реактивной мощности в результате ступенчатого изменения активной мощности не превышает требования, изложенного в п.378;

c) точность регулирования удовлетворяет условиям, указанным в п.378.

540. В отношении тестирования отклика АНЧ:

1) необходимо продемонстрировать техническую способность системы HVDC постоянно модулировать активную мощность в течение всего рабочего периода в интервале между максимальной пропускной способностью активной мощности HVDC и минимальной пропускной способностью активной мощности HVDC, чтобы способствовать регулированию частоты, а также проверить стационарные параметры регулирования, такие как статизм и мёртвая зона, и динамические параметры, включая надежность во время реагирования на изменение скачка частоты и быстрые изменения частоты;

2) тест должен проводиться путем моделирования ступеней и скачков частоты, достаточно больших, чтобы активировать не менее 10% общего диапазона реагирования на частоту активной мощности во всех направлениях, принимая во внимание настройки статизма и мёртвой зоны. Должны быть введены имитированные сигналы отклонения частоты в контроллер модуля преобразования HVDC или станции преобразования HVDC;

3) тест считается успешным, если кумулятивно выполнены следующие условия:

a) время активации полного диапазона реагирования активной мощности на отклонения частоты в результате изменения шага частоты не должно быть больше, чем предусмотрено в Приложении 4;

b) незатухающие колебания не возникают после реагирования на изменение скачка;

c) начальное время задержки соответствует значениям Приложения 4;

d) настройки статизма доступны в диапазоне, установленном в Приложении 4, а мёртвая зона (порог) не превышает значения, предусмотренного в Приложении 4;

e) нечувствительность реагирования активной мощности на отклонения частоты в любой соответствующей рабочей точке не превышает требований, предусмотренных в Приложении 4.

541. В отношении тестирования отклика АНЧ-УвЧ:

1) должна быть продемонстрирована техническая способность системы HVDC постоянно модулировать активную мощность, чтобы способствовать регулированию частоты в случае значительного увеличения частоты в системе, а также необходимо проверить стационарные параметры регулирования, такие как статизм и мёртвая зона, и динамические параметры, включая ответ на изменение скачка частоты;

2) тест должен проводиться путем моделирования ступеней и скачков частоты, достаточно больших, чтобы вызвать изменение активной мощности по меньшей мере на 10% всего рабочего интервала для активной мощности, принимая во внимание настройки статизма и мёртвой зоны. Должны быть введены имитированные сигналы отклонения частоты в контроллер модуля преобразования HVDC или станции преобразования HVDC;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) результаты испытаний как для динамических, так и для статических параметров соответствуют требованиям, указанным в Приложении 4;

b) незатухающие колебания не возникают после реагирования на изменение скачка.

542. В отношении тестирования отклика АНЧ-УмЧ:

1) необходимо продемонстрировать техническую способность системы HVDC постоянно модулировать активную мощность на всем рабочем интервале в рабочих точках, расположенных ниже максимальной пропускной способности активной мощности HVDC, чтобы способствовать регулированию частоты в случае сильного снижения частоты в системе;

2) тест должен проводиться путем моделирования точек нагрузки с соответствующей активной мощностью, с низкочастотными ступенями и скачками, достаточно большими, чтобы вызвать изменение активной мощности по меньшей мере на 10% всего рабочего интервала для активной мощности, принимая во внимание настройки статизма и мёртвой зоны. Должны быть введены имитированные сигналы отклонения частоты в контроллер модуля преобразования HVDC или станции преобразования HVDC;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) результаты тестов как для динамических, так и для статических параметров соответствуют требованиям, указанным в Приложении 4;

b) незатухающие колебания не возникают после реагирования на изменение скачка.

543. В отношении теста для регулирования активной мощности:

1) должна быть продемонстрирована техническая способность системы HVDC постоянно модулировать активную мощность на всем рабочем интервале в соответствии с пп.1) и 4) п.351;

2) тест проводится путем отправки ручных и автоматических инструкций со стороны ОСП;

3) тест считается успешным, если кумулятивно выполнены следующие условия:

a) система HVDC продемонстрировала, что работает стабильно;

b) время регулирования активной мощности короче крайнего срока, установленного в пп.1) п.351;

c) был продемонстрирован динамический ответ системы HVDC на получение инструкций для целей обмена или распределения резервов либо для участия в процессах защиты от нестабильности, если она может соответствовать требованиям для этих продуктов, согласно указаниям ОСП.

544. В отношении теста для изменения градиента активной мощности:

1) должна быть продемонстрирована техническая способность системы HVDC корректировать градиент изменения активной мощности в соответствии с п.352;

2) тест должен выполнять ОСП, который отправляет инструкции относительно изменения градиента;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) скорректирован градиент изменения активной мощности;

b) система HVDC продемонстрировала, что работает стабильно во время периодов изменения активной мощности.

545. Относительно тестирования возможности автономного пуска, если применимо:

1) должна быть продемонстрирована техническая способность системы HVDC подавать питание на коллекторную шину трансформаторной подстанции переменного тока с терминалов, к которым она подключена, в течение периода времени, установленного ОСП в соответствии с п.424;

2) тест должен выполняться, когда система HVDC запускается из остановочного состояния;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) должно быть продемонстрировано, что система HVDC способна подавать питание на коллекторную шину трансформаторной электростанции переменного тока с терминалов, к которым она подключена;

b) система HVDC работает из стабильной рабочей точки на согласованной мощности, в соответствии с процедурой, предусмотренной в разделе 425.

Подраздел 2

Тест на соответствие модулей МГППТ и единиц

преобразования HVDC терминалов

546. Вместо части тестов, указанных ниже, могут быть использованы сертификаты оборудования при условии, что они будут предоставлены соответствующему системному оператору.

547. Относительно теста на возможность модулей ГМППТ обеспечивать реактивную мощность:

1) должна быть продемонстрирована техническая возможность модулей ГМППТ поставлять емкостную и индуктивную реактивную мощность в соответствии с п.438;

2) тест должен проводиться при максимальной реактивной мощности, как индуктивной, так и емкостной, и должен проверять следующие параметры:

a) 30 минут работы при более чем 60% максимальной производительности;

b) 30 минут работы в диапазоне 30–50% от максимальной производительности;

c) 60 минут работы в диапазоне 10–20% от максимальной производительности;

3) тест считается успешным, если кумулятивно выполнены следующие условия:

a) модуль ГМППТ работал как минимум требуемый период времени при максимальной реактивной мощности, как индуктивной, так и емкостной, для каждого параметра, указанного в пп.2);

b) должна быть продемонстрирована возможность модуля ГМППТ переходить к любому заданному значению реактивной мощности в применимом диапазоне в соответствии с заданными целями производительности соответствующей системы регулирования реактивной мощности;

c) не происходит никаких защитных действий в рабочих пределах, определенных диаграммой возможности реактивной мощности.

548. Относительно теста на возможность модулей преобразования HVDC терминалов обеспечивать реактивную мощность:

1) должна быть продемонстрирована техническая возможность модуля преобразования HVDC или станции преобразования HVDC обеспечивать емкостную и индуктивную реактивную мощность в соответствии с п.451;

2) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) блок преобразования HVDC или станция преобразования HVDC функционировали не менее часа при максимальной реактивной мощности, как индуктивной, так и емкостной, при:

- минимальной пропускной способности активной мощности HVDC;

- максимальной пропускной способности активной мощности HVDC;

- в активной рабочей точке между соответствующими минимальным и максимальным уровнями;

b) должна быть продемонстрирована способность модуля преобразования HVDC или станции преобразования HVDC переходить к любому заданному значению реактивной мощности в согласованном или установленном диапазоне в соответствии с заданными целями производительности соответствующей системы регулирования реактивной мощности;

c) не происходит никаких защитных действий в рабочих пределах, определенных диаграммой возможности реактивной мощности.

549. В отношении тестирования режима регулирования напряжения:

1) должна быть продемонстрирована возможность модуля ГМППТ работать в режиме регулирования напряжения, в условиях, предусмотренных в Подразделе 2 Раздела 3 Главы II Книги II;

2) тест для режима регулирования напряжения проверяет следующие параметры:

a) градиент и мёртвая зона, реализованные статической характеристикой;

b) точность регулирования;

c) нечувствительность регулирования;

d) время активации реактивной мощности;

3) тест считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) диапазон регулирования, скорректированный статизм и мёртвая зона соответствуют согласованным или определенным характеристическим параметрам, в соответствии с пп.4) п.73;

b) нечувствительность регулирования напряжения не превышает 0,01 о.е., в соответствии с пунктом пп.4) п.73;

c) после скачкообразного изменения напряжения 90% изменения выходной реактивной мощности было достигнуто в периоды и с допусками, указанными в пп.4) п.73.

550. В отношении тестирования режима регулирования реактивной мощности:

1) должна быть продемонстрирована возможность модуля ГМППТ работать в режиме регулирования реактивной мощности, в условиях, предусмотренных в лит.c) пп.4) п.73;

2) тест для режима регулирования реактивной мощности должен дополнять тест на способность поставки реактивной мощности;

3) тест для режима регулирования реактивной мощности проверяет следующие параметры:

a) диапазон и шаг заданного значения реактивной мощности;

b) точность регулирования;

c) время активации реактивной мощности;

4) тест считается успешным, если кумулятивно выполнены следующие условия:

a) диапазон и шаг заданного значения реактивной мощности обеспечиваются в соответствии с пп.4) п.73;

b) точность регулирования удовлетворяет условиям, указанным в пп.4) п.73;

551. Касательно теста для режима регулирования коэффициента мощности:

1) должна быть продемонстрирована возможность модуля ГМППТ работать в режиме регулирования коэффициента реактивной мощности, в условиях, предусмотренных в лит.d) пп.4) п.73;

2) тест для режима регулирования коэффициента мощности проверяет следующие параметры:

a) диапазон заданных значений коэффициента мощности;

b) точность регулирования;

c) ответ реактивной мощности, вызванный ступенчатым изменением активной мощности;

3) тест считается успешным, если кумулятивно выполнены следующие условия:

a) диапазон и шаг заданного значения коэффициента мощности обеспечиваются в соответствии с пп.4) п.73;

b) время активации реактивной мощности в результате ступенчатого изменения активной мощности не превышает требования, изложенного в пп.4) п.73;

c) точность регулирования соблюдает условиям, указанных в пп.4) п.73.

552. Касательно тестов, упомянутых в п.549–551, ОСП может выбрать для испытаний не более двух из трех вариантов регулирования для тестирования.

553. Касательно отклика АНЧ-УвЧ модуля ГМППТ, тесты должны выполняются в соответствии с п.140.

554. Касательно отклика АНЧ-УмЧ модуля ГМППТ, тесты должны выполняются в соответствии с п.143.

555. Касательно регулирования активной мощности модуля ГМППТ, тесты должны выполняются в соответствии с п.142.

556. Касательно отклика АНЧ модуля ГМППТ, тесты должны выполняются в соответствии с п.144.

557. Касательно регулирования восстановления частоты модуля ГМППТ, тесты должны выполняются в соответствии с п.132.

558. Касательно отклика на быстрые сигналы модуля ГМППТ, тест считается успешным, если модуль МГМППТ может продемонстрировать свой ответ в течение интервала времени, указанного в пп.1) п.427.

559. Касательно тестов для модулей ГМППТ, где сеть переменного тока не имеет номинальной частоты 50 Гц, соответствующий системный оператор в координации с ОСП должен согласовать требуемые тесты на соответствие с управляющим модулей ГМППТ.

Раздел 3

Моделирование соответствия

Подраздел 1

Моделирование соответствия для систем HVDC

560. Вместо части моделей, указанных ниже, могут быть использованы сертификаты оборудования при условии, что они будут предоставлены соответствующему системному оператору.

561. В отношении моделирования введения составляющей переходного режима тока повреждения:

1) управляющий модулем преобразования HVDC или станцией преобразования HVDC должен моделировать введение составляющей переходного режима тока повреждения в условиях, предусмотренных п.365–367;

2) моделирование считается успешным при условии, что демонстрируется соблюдение требований, установленных в соответствии с п.365–367.

562. В отношении моделирования возможности поддержания непрерывности электроснабжения с минимальным уровнем напряжения:

1) управляющий системой HVDC должен моделировать возможность поддержания непрерывности электроснабжения, в соответствии с условиями, предусмотренными в Подразделе 1 Раздела 3 Главы II Книги IV;

2) моделирование считается успешным при условии, что демонстрируется соблюдение требований, установленных в Подразделе 1 Раздела 3 Главы II Книги IV.

563. В отношении моделирования восстановления активной мощности после повреждения:

1) управляющий системой HVDC моделирует восстановление активной мощности после повреждения, в условиях, предусмотренных п.388;

2) моделирование считается успешным при условии, что демонстрируется соблюдение требований, установленных в соответствии с п.388.

564. Касательно моделирования возможности обеспечивать реактивную мощность:

1) управляющий модулем преобразования HVDC или станцией преобразования HVDC должен моделировать возможность обеспечивать емкостную и индуктивную реактивную мощность в соответствии с п.369–371;

2) моделирование считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) должна быть продемонстрирована техническая способность модуля преобразования HVDC или станции преобразования HVDC с точки зрения обеспечения емкостной и индуктивной реактивной мощности в соответствии с Подразделом 3 Раздела 2 Главы II настоящей Книги;

b) должно быть продемонстрировано соблюдение требований, предусмотренных п.369–371.

565. Относительно моделирования для регулирования амортизирования колебаний должны применяться следующие требования:

1) управляющий системой HVDC должен продемонстрировать эффективность своей системы регулирования (функции POD) в отношении амортизирования колебаний мощности в условиях, предусмотренных п.399–401;

2) корректировка должна привести к улучшению смягчения реагирования соответствующей активной мощности системы HVDC в сочетании с функцией POD по сравнению с ответом активной мощности системы HVDC без POD;

3) моделирование считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) функция POD смягчает существующие колебания мощности системы HVDC в диапазоне частот, заданном ОСП. Этот частотный диапазон включает локальную частоту системы HVDC и ожидаемые колебания сети;

b) передача изменения активной мощности системы HVDC, как указал ОСП, не приводит к незатухающим колебаниям реактивной или активной мощности системы HVDC.

566. Касательно моделирования для изменения активной мощности в случае неисправностей:

1) управляющий системой HVDC должен моделировать возможность быстрого изменения активной мощности в соответствии с пп.2) п.351;

2) моделирование считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) система HVDC продемонстрировала, что работает стабильно при следовании предварительно заданной последовательности изменения активной мощности;

b) первоначальный срок корректировки активной мощности короче значения, указанного в пп.2) п.351, или обоснованно оправдано, если он продолжительнее.

567. Касательно моделирования быстрого изменения направления активной мощности, в зависимости от обстоятельств:

1) управляющий системой HVDC должен моделировать возможность быстро реверсировать активную мощность в соответствии с пп.3) п.351;

2) моделирование считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) система HVDC продемонстрировала, что работает стабильно;

b) первоначальный срок корректировки активной мощности короче значения, указанного в пп.3) п.351, или обоснованно оправдано, если он продолжительнее.

Подраздел 2

Моделирование соответствия модулей ГМППТ и

единиц преобразования HVDC терминалов

568. Модули ГМППТ подлежат моделированию соответствия, подробно описанному в настоящем Подразделе. Вместо части моделей, описанных ниже, могут быть использованы сертификаты оборудования при условии, что они будут предоставлены соответствующему системному оператору.

569. В отношении моделирования введения составляющей переходного режима тока повреждения:

1) управляющий модулем ГМППТ должен моделировать возможность введения составляющей переходного режима тока повреждения в условиях, предусмотренных пп.2) п.69;

2) моделирование считается успешным при условии, что демонстрируется соблюдение требований, установленных в пп.2) п.69.

570. В отношении моделирования восстановления активной мощности после повреждения:

1) управляющий модулем ГМППТ должен моделировать возможность восстановления активной мощности после повреждения, в условиях, предусмотренных пп.1) п.70;

2) моделирование считается успешным при условии, что демонстрируется соблюдение требований, установленных в пп.1) п.70.

571. Касательно моделирования для способности модулей ГМППТ обеспечивать реактивную мощность:

1) управляющий модулем ГМППТ должен моделировать способность реактивной емкостной и индуктивной мощности, в условиях, предусмотренных п.438;

2) моделирование считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) имитационная модель модуля ГМППТ подтверждена результатами тестов на соответствие для возможности обеспечения реактивной мощности, описанных в п.547;

b) продемонстрировано соответствие требованиям, изложенным в п.438.

572. Касательно моделирования для способности модулей преобразования HVDC терминалов обеспечивать реактивную мощность применимы следующие требования:

1) управляющий модулем преобразования HVDC терминалов или станцией преобразования HVDC терминалов должен моделировать способность поставлять реактивную емкостную и индуктивную мощность в соответствии с п.451;

2) моделирование считается успешным, если выполнены следующие условия:

a) имитационная модель модуля преобразования HVDC терминалов или станции преобразования HVDC терминалов подтверждена результатами теста на соответствие для способности реактивной мощности, описанного в п.548;

b) продемонстрировано соответствие требованиям, изложенным в п.451.

573. Относительно моделирования для регулирования амортизации колебаний должны применяться следующие требования:

1) управляющий модулем ГМППТ должен моделировать возможность амортизации колебаний мощности в условиях, указанных в пп.6) п.73;

2) моделирование считается успешным при условии, что демонстрируется соблюдение требований, установленных в пп.6) п.73.

574. В отношении моделирования возможности поддержания непрерывности электроснабжения с минимальным уровнем напряжения:

1) управляющий модулем ГМППТ должен моделировать возможность поддержания непрерывности электроснабжения, в условиях, указанных в пп.1) п.58;

2) моделирование считается успешным при условии, что демонстрируется соблюдение требований, установленных в пп.1) п.58.

КНИГА V

АНАЛИЗ ЗАТРАТ И ПРИБЫЛЕЙ

Глава I

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАТРАТ И ПРИБЫЛЕЙ В ПРИМЕНЕНИИ ТРЕБОВАНИЙ

К СУЩЕСТВУЮЩИМ ЭНЕРГОГЕНЕРИРУЮЩИМ МОДУЛЯМ,

СУЩЕСТВУЮЩИМ МЕСТАМ ПОТРЕБЛЕНИЯ, ПОДКЛЮЧЕННЫМ

К ПЕРЕДАЮЩЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ, СУЩЕСТВУЮЩИМ

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ УСТАНОВКАМ, ПОДКЛЮЧЕННЫМ К ПЕРЕДАЮЩЕЙ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ, СУЩЕСТВУЮЩИМ СИСТЕМАМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

И СУЩЕСТВУЮЩИМ ЕДИНИЦАМ ПОТРЕБЛЕНИЯ, СИСТЕМАМ HVDC

ИЛИ СУЩЕСТВУЮЩИМ МОДУЛЯМ ГМППТ

575. До применения любого требования, предусмотренного настоящим Кодексом, к существующим энергогенерирующим модулям, существующим местам потребления, подключенным к передающей электрической сети, существующим распределительным установкам, подключенным к передающей электрической сети, существующим системам распределения и существующим единицам потребления, существующим системам HVDC или модулям ГМППТ в соответствии с п.7, ОСП должен провести качественное сравнение затрат и прибылей, связанных с рассматриваемым требованием. Это сравнение должно учитывать альтернативы, доступные в сети или на рынке. ОСП может приступить к проведению количественного анализа затрат и прибылей в соответствии с п.576–579, только если качественное сравнение показывает, что вероятные прибыли превышают вероятные затраты. Если затраты считаются высокими или прибыль считается низкой, ОСП не должен продолжать работу.

576. После подготовительного этапа, проведенного в соответствии с п.575, ОСП должен провести количественный анализ затрат и прибылей любого рассматриваемого требования для применения к существующим энергогенерирующим модулям, существующим местам потребления, подключенным к передающей электрической сети, существующим распределительным установкам, подключенным к передающей электрической сети, существующим системам распределения и существующим единицам потребления, существующим системам HVDC или модулям ГМППТ, которые продемонстрировали потенциальные преимущества в результате подготовительного этапа в соответствии с п.575.

577. В течение трех месяцев после завершения анализа затрат и прибылей ОСП должен обобщить выводы в отчете, который:

1) включает анализ затрат и прибылей и рекомендации относительно метода действия;

2) включает предложение о переходном периоде для применения требования к существующим энергогенерирующим модулям, существующим местам потребления, подключенным к передающей электрической сети, существующим распределительным установкам, подключенным к передающей электрической сети, существующим системам распределения и существующим единицам потребления, существующим системам HVDC или модулям МГППТ. Этот переходный период не должен превышать двух лет с даты принятия решения Агентством относительно применимости требования;

3) подлежит публичной консультации в соответствии с п.20–21.

578. Не позднее, чем через шесть месяцев после окончания публичной консультации ОСП должен подготовить отчет, объясняющий результаты консультации и выдвигающий предложение о применимости рассматриваемого требования. Отчет и предложение должны быть переданы Агентству, а управляющие электрических установок или, где применимо, третьи стороны, должны быть проинформированы о его содержании.

579. Предложение, внесенное ОСП Агентству согласно п.578, должно включать следующие элементы:

1) процедуру уведомления для демонстрации внедрения этих требований управляющим электрической установки;

2) переходный период для внедрения требований, которые должны учитывать специфику электрической установки, как указано в п.30, и любые основные препятствия для эффективного внедрения модификации/переоснащения оборудования.

Глава II

ПРИНЦИПЫ АНАЛИЗА ЗАТРАТ И ПРЕИМУЩЕСТВ

580. Управляющие генерирующих установок, мест потребления, ОСР и операторы закрытых систем распределения, владельцы систем HVDC и модулей ГМППТ, должны помогать и участвовать в анализе затрат и прибылей, проводимом в соответствии с Главой I настоящей Книги и Главой III Книги VI, и предоставлять необходимые данные в соответствии с запросом соответствующего системного оператора или ОСП в течение трех месяцев после получения запроса, если иное не оговорено ОСП. Для подготовки анализа затрат и преимуществ управляющим или потенциальным управляющим генерирующей установкой, местом потребления, ОСР, оператором закрытых систем распределения, владельцы систем HVDC и модулей ГМППТ, с целью оценки возможного отступления в соответствии с Главой II Книги VI ОСП и ОСР, включая операторов замкнутых систем распределения, должны помогать и вносить вклад в анализ затрат и прибылей, а также предоставить необходимые данные в соответствии с запросом управляющего или потенциального управляющего генерирующей установкой, места потребления, ОСР, оператором закрытых систем распределения, владельцами систем HVDC и модулей ГМППТ в течение трех месяцев после получения запроса, если иное не оговорено управляющим или потенциальным управляющим генерирующей установкой, места потребления ОСР, оператором закрытых систем распределения, владельцами систем HVDC и модулей ГМППТ.

581. Анализ затрат и прибылей должен соответствовать следующим принципам:

1) ОСП, соответствующий системный оператор, управляющий электрической установкой или потенциальные управляющие электрическими установками должны основывать свой анализ затрат и прибылей на одном или нескольких из следующих принципов расчета:

a) чистая приведенная стоимость;

b) рентабельность инвестиций;

c) норма прибыли;

d) срок окупаемости инвестиций;

2) ОСП, соответствующий системный оператор, управляющий электрической установкой или потенциальные управляющие электрическими установками также должны количественно оценить социально-экономические выгоды с точки зрения улучшения надёжности поставок электроэнергии и включать, по крайней мере:

a) связанное с этим уменьшение вероятности потери поставки в течение периода модификации;

b) масштабы и вероятная продолжительность таких потерь производства;

c) часовые затраты когда происходят потери производства;

3) ОСП, соответствующий системный оператор, управляющий электрической установкой или потенциальные управляющие электрическими установками должны количественно оценить прибыли для внутреннего рынка электроэнергии, для трансграничной торговли и интеграции возобновляемых источников энергии, включая, по крайней мере:

a) ответ на отклонения частоты активной мощности;

b) балансировочные ресурсы;

c) поставка реактивной мощности;

d) управление перегрузками;

e) защитные меры;

4) ОСП должен дать количественную оценку затрат на применение необходимых правил к существующим электрическим установкам, включая, по крайней мере:

a) прямые затраты, понесенные при внедрении одного требования;

b) сопутствующие расходы, связанные с потерей возможности;

c) расходы, связанные с последующими изменениями в обслуживании и эксплуатации.

КНИГА VI

ОТСТУПЛЕНИЯ

Глава I

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

582. Агентство может, по запросу соответствующего системного оператора или ОСП, управляющего либо потенциального управляющего генерирующей установкой, управляющего либо потенциального управляющего места потребления, ОСР/оператора, либо потенциального оператора закрытой системы распределения, владельца системы HVDC, или модуля ГМППТ, либо потенциального владельца, предоставлять ему отступления от одного или нескольких положений настоящего Кодекса в соответствии с настоящей Книгой.

583. После консультации с соответствующими системными операторами, управляющими генерирующих установок электрической энергии, управляющими местами потребления, ОСР/операторами закрытой системы распределения, владельцами системы HVDC или модуля ГМППТ и другими заинтересованными сторонами, которые, по мнению Агентства, могут быть затронуты настоящим Кодексом, Агентство должно установить критерии предоставления отступлений в соответствии с Главами II–IV настоящей Книги. Агентство публикует соответствующие критерии на своей официальной веб-странице и передает их Секретариату Энергетического сообщества в течение девяти месяцев после вступления в силу настоящего Кодекса. Секретариат Энергетического сообщества может потребовать от Агентства изменить критерии, если он сочтет, что они не соответствуют настоящему Кодексу. Эта возможность пересмотра и изменения критериев отступления не должна влиять на уже предоставленные отступления, которые будут применяться до истечения срока действия в соответствии с решением о предоставлении отступления.

584. Агентство вправе пересматривать и изменять не чаще одного раза в год критерии предоставления отступлений в соответствии с п.582, если считает это необходимым в связи с изменением обстоятельств, связанных с развитием системных требований, Любые изменения этих критериев не должны применяться к отступлениям, в отношении которых уже сделан запрос.

585. Агентство вправе принять решение о том, не должны ли электрические установки, в отношении которых была подана заявка на отступление в соответствии с Главами II–IV настоящей Книги, соответствовать требованиям настоящего Кодекса, от которых было запрошено отступление, со дня подачи заявления до вынесения решения Агентством.

Глава II

ЗАПРОС НА ОТСТУПЛЕНИЕ, СФОРМУЛИРОВАННЫЙ УПРАВЛЯЮЩИМ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ

УСТАНОВКОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, УПРАВЛЯЮЩИМ МЕСТА ПОТРЕБЛЕНИЯ,

ОПЕРАТОРОМ СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ, ОПЕРАТОРОМ ЗАКРЫТОЙ

СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ, ВЛАДЕЛЬЦЕМ СИСТЕМЫ HVDC

ИЛИ МОДУЛЯ ГМППТ

586. Управляющий генерирующей установкой электрической энергии, управляющий места потребления, оператор распределительной системы, оператор закрытой системы распределения, владелец системы HVDC или модуля ГМППТ может потребовать отступления из одного или нескольких требований настоящего Кодекса для принадлежащих ему электрических установок.

587. Запрос об отступлении должен быть подан соответствующему системному оператору и включать:

1) идентификацию управляющего или потенциального управляющего генерирующей установкой электрической энергии, управляющего или потенциального управляющего места потребления, ОСР/оператора закрытой системы распределения или потенциального оператора, управляющего системой HVDC или модуля ГМППТ либо их потенциального управляющего, а также контактное лицо для любых сообщений;

2) описание генерирующего модуля или модулей, места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, системы распределения или единицы потребления, системы HVDC или модуля ГМППТ, для которых запрашивается отступление;

3) ссылку на положения настоящего Кодекса, от которых запрашивается отступление, и подробное описание запрошенного отступления;

4) подробное обоснование с соответствующими подтверждающими документами и анализом затрат и прибылей в соответствии с требованиями Главы II Книги V;

5) демонстрацию того, что запрошенное отступление не окажет неблагоприятного воздействия на трансграничную торговлю;

6) в случае модуля ГМППТ, подключенного к одной или нескольким станциям преобразования HVDC терминалов, доказательство того, что станция преобразования не будет затронута отступлением, или, в качестве альтернативы, согласие управляющего станцией преобразования относительно предполагаемого отступления.

588. В течение двух недель после получения запроса об отступлении соответствующий системный оператор должен подтвердить заявителю, что запрос является полным. Если соответствующий системный оператор считает, что запрос является неполным, заявитель должен предоставить дополнительно требуемую информацию в течение одного месяца с момента получения запроса на дополнительную информацию. Если заявитель не предоставляет запрашиваемую информацию в этот срок, запрос об отступлении считается отозванным.

589. Соответствующий системный оператор, в координации с ОСП и любым затронутым смежным ОСР оценивает запрос на отступление и предоставленный анализ затрат и прибыли с учетом критериев, определенных Агентством в соответствии с Главой I настоящей Книги.

590. Если запрос на отступление касается генерирующего модуля типа C или D, системы HVDC либо модуля ГМППТ, подключенному к распределительной сети, включая закрытую распределительную систему, оценка соответствующего системного оператора должна сопровождаться оценкой запроса на отступление соответствующего ОСП. ОСП должен представить свою оценку в течение двух месяцев после запроса соответствующего системного оператора.

591. В течение шести месяцев после получения запроса об отступлении соответствующий системный оператор направляет запрос Агентству и представляет соответствующую оценку или соответствующие оценки, разработанные в соответствии с п.589 и п.590. Этот период может быть продлен на один месяц, если соответствующий системный оператор запрашивает дополнительную информацию у заявителя, и на два месяца, когда соответствующий системный оператор просит ОСП представить оценку запроса об отступлении.

592. Агентство должно принять решение по любому запросу об отступлении в течение шести месяцев со дня получения запроса. Этот срок может быть продлен на три месяца до его истечения, если Агентство запрашивает дополнительную информацию от соответствующих системных операторов, управляющих генерирующими установками электрической энергии, управляющих мест потребления, ОСР/оператора закрытой системы распределения, владельца системы HVDC или модуля ГМППТ, или от любых других заинтересованных сторон. Дополнительный период начинается с момента получения полной информации.

593. Управляющий или потенциальный управляющий генерирующей установкой электрической энергии, управляющий или потенциальный управляющий место потребления, ОСР/оператор закрытой системы распределения или потенциальный оператор, владелец или потенциальный владелец системы HVDC или модуля ГМППТ должен предоставить любую дополнительную информацию, запрошенную Агентством, в течение двух месяцев после такого запроса. Если управляющий или потенциальный управляющий генерирующей установкой электрической энергии, управляющий или потенциальный управляющий места потребления, ОСР/оператор закрытой системы распределения или потенциальный оператор, владелец или потенциальный владелец системы HVDC или модуля ГМППТ не предоставит запрашиваемую информацию в указанный срок, запрос об отступлении считается отозванным, за исключением случаев, когда до истечения срока его действия:

1) Агентство принимает решение о продлении;

2) Управляющий или потенциальный управляющий генерирующей установкой электрической энергии, управляющий или потенциальный управляющий места потребления, ОСР/оператор закрытой системы распределения или потенциальный оператор, владелец или потенциальный владелец системы HVDC или модуля ГМППТ информирует Агентство посредством обоснованного заявления о том, что запрос на отступление заполнен.

594. Агентство выносит мотивированное решение по запросу об отступлении. Если Агентство предоставляет отступление, оно должно указать его продолжительность.

595. Агентство уведомляет о своем решении все вовлеченные стороны.

596. Агентство вправе отозвать решение о предоставлении отступления в случае, если обстоятельства и причины отступления больше не применяются или по мотивированной рекомендации Комитета по регулированию Энергетического сообщества.

597. Для генерирующих единиц типа А, единиц потребления из состава места потребления или закрытой системы распределения, подключенной на напряжении до 1000 В, запрос на отступление от требований настоящего Кодекса может быть подан третьей стороной от имени управляющего или потенциального управляющего генерирующей установкой электрической энергии, управляющего или потенциального управляющего места потребления, оператора закрытой системы распределения или потенциального оператора. Такой запрос может быть для одного или нескольких идентичных генерирующих единиц, а также для одного или нескольких единиц потребления из состава одного места потребления либо той же закрытой системы распределения. В последнем случае и при условии указания совокупной максимальной мощности, третья сторона может заменить данные, требуемые пп.1) п.587, своими идентификационными данными.

Глава III

ЗАПРОС НА ОТСТУПЛЕНИЕ ОТ ОСП ИЛИ СООТВЕТСТВУЮЩЕГО

СИСТЕМНОГО ОПЕРАТОРА

598. Соответствующие операторы системы или ОСП могут запрашивать отступления для классов генерирующих единиц, мест потребления, подключенных к передающей электрической сети, распределительных установок, подключенных к передающей электрической сети, распределительных систем или единиц потребления в составе мест потребления или закрытой распределительной системы, для классов систем HVDC или модулей ГМППТ, которые подключены либо будут подключены к их сети.

599. Соответствующие системные операторы или ОСП должны представить свои запросы на отступления в Агентство. Каждый запрос на отступление должен включать:

1) идентификацию соответствующего системного оператора или ОСП, а также контактное лицо для любых сообщений;

2) описание генерирующей единицы, места потребления, подключенного к передающей электрической сети, распределительной установки, подключенной к передающей электрической сети, распределительной системы или единицы потребления, описание систем HVDC или модулей ГМППТ, для которых запрашивается отступление, а также общую установленную мощность и количество единиц;

3) требование или требования настоящего Кодекса, в отношении которых запрашивается отступление, с подробным описанием запрашиваемого отступления;

4) подробное обоснование со всеми соответствующими подтверждающими документами;

5) демонстрацию того, что запрошенное отступление не окажет неблагоприятного воздействия на трансграничную торговлю;

6) анализ затрат и прибылей в соответствии с требованиями Главы II Книги V. Если необходимо, анализ затрат и прибылей должен проводиться в координации с ОСП и любыми соседними ОСР.

600. Если запрос на отступление подается соответствующим ОСР или оператором закрытой системы распределения, Агентство должно в течение двух недель со дня, следующего за днем ​​получения соответствующего запроса, потребовать от ОСП оценить запрос на отступление в свете критериев, определенных в соответствии с Главой I настоящей книги.

601. В течение двух недель со следующего дня после получения соответствующего запроса об оценке, ОСП должен подтвердить ОСР или оператору закрытой системы распределения, заполнен ли запрос на отступление. Если ОСП считает, что запрос является неполным, соответствующий ОСР или оператор закрытой системы распределения должен предоставить дополнительно требуемую информацию в течение одного месяца с момента получения запроса на дополнительную информацию.

602. В течение шести месяцев после получения запроса об отступлении, ОСП должен представить Агентству свою оценку, включая любую соответствующую документацию. Шестимесячный срок может быть продлен на один месяц, если ОСП запрашивает дополнительную информацию у соответствующего ОСР или оператора закрытой системы распределения.

603. Агентство должно принять решение по любому запросу об отступлении в течение шести месяцев со следующего дня от получения запроса. Когда запрос на отступление подается соответствующим ОСР или оператором закрытой системы распределения, шестимесячный срок начинается со дня, следующего за датой получения оценки ОСП в соответствии с п.602.

604. Шестимесячный срок, указанный в п.603, до его истечения может быть продлен еще на три месяца, если Агентство запрашивает дополнительную информацию у соответствующего системного оператора, запрашивающего отступление, или у любых других заинтересованных сторон. Дополнительный срок начинается на следующий день после получения полной информации.

Соответствующий системный оператор должен предоставить любую дополнительную информацию, запрошенную Агентством в течение двух месяцев со дня подачи запроса. Если соответствующий системный оператор не предоставит запрошенную дополнительную информацию в течение этого срока, запрос об отступлении считается отозванным, за исключением случаев, когда до истечения срока его действия:

1) Агентство принимает решение о продлении;

2) соответствующий системный оператор информирует Агентство посредством обоснованного заявления о том, что запрос на отступление заполнен.

605. Агентство выносит мотивированное решение по запросу об отступлении. Если Агентство предоставляет отступление, оно должно указать его продолжительность.

606. Агентство уведомляет о своем решении соответствующего системного оператора, запросившего отступление, ОСП и Комитет по регулированию Энергетического сообщества.

607. Агентство может установить дополнительные требования, касающиеся подготовки запросов на отступление от соответствующих системных операторов. При этом Агентство должно учитывать разграничение между системой передачи и системой распределения на национальном уровне и консультироваться с сетевыми операторами, управляющими генерирующими установками электрической энергии, управляющими мест потребления, владельцами систем HVDC и модулей ГМППТ, а также с другими заинтересованными сторонами, включая производителей оборудования.

608. Агентство вправе отозвать решение о предоставлении отступления в случае, если обстоятельства и причины отступления больше не применяются или по мотивированной рекомендации Секретариата или Комитета по регулированию Энергетического сообщества.

Глава IV

УЧЕТ ОТСТУПЛЕНИЙ ОТ ТРЕБОВАНИЙ НАСТОЯЩЕГО КОДЕКСА

609. Агентство должно вести учет всех отступлений, которые оно предоставило или отклонило, и представляет Комитету по регулированию Энергетического сообщества сводный и обновленный отчет не реже одного раза в шесть месяцев.

610. Агентство ведет учет, по крайней мере, следующей информации:

1) требование или требования, для которых предоставляется или отклоняется отступление;

2) содержание отступления;

3) причины предоставления или отказа от отступления;

4) последствия, вытекающие из предоставления отступления.

КНИГА VII

СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

611. Агентство должно обеспечить, чтобы все договорные положения, сроки, общие условия и положения, касающиеся подключения к сети новых генерирующих единиц, новых мест потребления, подключенных к передающей электрической сети, новых распределительных установок, подключенных к передающей электрической сети, новых систем распределения и новых единиц потребления, новых систем HVDC или новых модулей ГМППТ приводились в соответствие с требованиями настоящего Кодекса.

612. Все соответствующие договорные положения, сроки и общие условия, касающиеся подключения к сети существующих генерирующих единиц, существующих мест потребления, подключенных к передающей электрической сети, существующих распределительных установок, подключенных к передающей электрической сети, существующих систем распределения и существующих единиц потребления, существующих систем HVDC или модулей МГППТ, на которые распространяются какие-либо или все требования настоящего Кодекса в соответствии с п.5, должны быть изменены в соответствии с требованиями настоящего Кодекса. Соответствующие положения изменяются в течение трех лет после решения Агентства, согласно п.5.

613. Агентство должно обеспечить, чтобы национальные соглашения между системными операторами и управляющими новых или существующих генерирующих установок электрической энергии, управляющими новых или существующих мест потребления либо операторами новых или существующих систем распределения, управляющими новыми или существующими системами HVDC либо модулями ГМППТ, которые являются предметом настоящего Кодекса и которые имеют отношение к требованиям к подключению к сети генерирующих установок электрической энергии, мест потребления, подключенных к передающей электрической сети, распределительных установок, подключенных к передающей электрической сети, систем распределения и модулей потребления, используемых станцией потребления или закрытой системой распределения для предоставления услуг регулируемого потребления соответствующему системному оператору и ОСП, систем HVDC и модулей ГМППТ, отражали требования настоящего Кодекса.

ЧАСТЬ ВТОРАЯ

ОПЕРАТИВНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

[Часть вторая (пкт.614-732) утратила силу согласно Пост.НАРЭ N 646 от 04.11.2025, в силу 09.12.2025]

[Часть вторая (пкт.614-732) введена Пост.НАРЭ N 656 от 21.12.2021, в силу 07.01.2022]

ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ

ОПЕРАЦИОННОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ

[Часть третья (пкт.733-864) введена Пост.НАРЭ N 656 от 21.12.2021, в силу 07.01.2022]

КНИГА I

ДАННЫЕ ДЛЯ АНАЛИЗА БЕЗОПАСНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

В ОПЕРАЦИОННОМ ПЛАНИРОВАНИИ

Раздел 1

Общие положения о сетевой модели

733. Сетевая модель состоит из элементов передающей системы с напряжением 110 кВ и выше, в том числе систем HVDC. Элементы системы с напряжением ниже 110 кВ должны быть включены в сетевую модель, если они влияют на передающую систему ОПС.

734. Уникальный идентификатор должен быть предоставлен для каждого элемента, включенного в сетевую модель.

735. Для выполнения анализа безопасности функционирования в соответствии с разделом II, для каждого из временных интервалов, представленных ниже, ОПС разрабатывает индивидуальные сетевые модели в соответствии с методологиями, утвержденными совместно с ОПС из соседних стран, с применением установленного формата данных:

1) ежегодный, в соответствии с разделом 2;

2) ежедневный, в соответствии с разделом 3;

3) внутридневной, в соответствии с разделом 3.

Методологии, на основе которых разрабатываются отдельные сетевые модели, разрабатываются ОПС совместно с ОПС из соседних стран на основе разработанных и утвержденных методологий ENTSO-E.

736. Индивидуальные сетевые модели включают информацию и структурные данные, указанные в Положении о диспетчерском управлении электроэнергетической системой, утвержденном НАРЭ, в главе "Модель электрической сети".

Раздел 2

Ежегодная сетевая модель

737. ОПС оценивает работу передающей системы, используя следующие сценарии:

1) зимний пик, третья среда января текущего года, в 10:30 по центральноевропейскому времени;

2) зимнее отсутствие (провал), второе воскресенье января текущего года, в 3:30 по центральноевропейскому времени;

3) весенний пик, третья среда апреля текущего года, в 10:30 по центральноевропейскому времени;

4) весеннее отсутствие (провал), второе воскресенье апреля текущего года, в 3:30 по центральноевропейскому времени;

5) летний пик, третья среда июля прошлого года, в 10:30 по центральноевропейскому времени;

6) летнее отсутствие (провал), второе воскресенье июля прошлого года, в 3:30 по центральноевропейскому времени;

7) осенний пик, третья среда октября прошлого года, в 10:30 по центральноевропейскому времени;

8) осеннее отсутствие (провал), второе воскресенье октября прошлого года, в 3:30 по центральноевропейскому времени.

738. ОПС устанавливает ежегодную сетевую модель для каждого из сценариев, разработанных в соответствии с настоящим разделом, используя наилучшие оценки следующих переменных:

1) потребность в электроэнергии;

2) условия использования возобновляемых источников энергии;

3) установленные позиции импорта/экспорта, включая согласованные контрольные значения, позволяющие слияние;

4) производственная модель с полностью доступным производственным парком;

5) развитие сети за год.

739. При создании ежегодной сетевой модели ОПС обязан сбалансировать для каждого сценария сумму следующих элементов:

1) чистые обмены на электрических линиях межсистемного соединения;

2) нагрузка, с оценкой потерь;

3) производство.

740. ОПС включает в ежегодную сетевую модель совокупные выходные мощности для установок по производству электроэнергии, подключенных к распределительным системам. Эти совокупные выходные мощности должны иметь следующие характеристики:

1) соответствовать структурным данным, предоставленным в соответствии с требованиями к обмену данными;

2) соответствовать сценариям, разработанным в соответствии с настоящим разделом;

3) различать тип первичного источника энергии.

741. В случае изменения сети, которое является значительным для безопасности функционирования, наилучшей оценки переменных, используемых для определения ежегодной сетевой модели, установленной в соответствии с положениями настоящего раздела, ОПС должен обновить ежегодную сетевую модель.

Раздел 3

Ежедневная и внутридневная сетевая модель

742. ОПС создает ежедневную или внутридневную сетевую модель, которая включает:

1) обновленные прогнозы производства и потребления;

2) доступные результаты ежедневных и внутридневных процессов;

3) доступные результаты задач планирования;

4) для установок по производству электроэнергии, подключенных к распределительным системам, производство активной агрегированной мощности, дифференцированной по источнику первичной энергии в соответствии с предоставленными данными;

5) обновленная топология передающей системы.

743. Все заранее согласованные меры по исправлению положения включаются в ежедневную и внутридневную сетевую модель и должны четко отличаться от установленных вводов и выводов и от топологии сети без применения мер по исправлению положения.

744. ОПС должен оценить точность переменных в этом разделе, сравнивая их с их фактическими значениями и принимая во внимание принципы, установленные для оценки и управления неопределенностями производства и потребления, принимая во внимание погрешность надежности.

745. Если после оценки, упомянутой в этом разделе, ОПС считает, что точность переменных недостаточна для оценки безопасности функционирования, он устанавливает причины этого недостатка. Если причины зависят от процессов сетевого моделирования ОПС, ОПС повторно рассматривает эти процессы для получения более точных результатов. Если причины зависят от переменных, предоставленных другими сторонами, ОПС с соответствующими сторонами приложат усилия для обеспечения точности этих переменных.

Раздел 4

Контроль качества сетевой модели

746. ОПС должен проводить контроль качества сетевой модели.

747. При проведении контроля качества сетевой модели ОПС проверяет как минимум следующее:

1) согласованность статуса подключения линий межсистемного соединения с другими ОПС;

2) ограничивание значений напряжения в допустимых операционных значениях для элементов передающей системы, которые влияют на другие зоны регулирования;

3) согласованность допустимых переходных перегрузок на линиях межсистемного соединения с другими ОПС;

4) совместимость вводимой или отводимой активной мощности и реактивной мощности с операционными значениями.

КНИГА II

АНАЛИЗ БЕЗОПАСНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

Раздел 1

Общие положения о сетевой модели

748. ОПС проводит анализ безопасности функционирования как минимум для следующих временных интервалов:

1) ежегодный;

2) ежедневный;

3) внутридневный.

749. Для выполнения анализа безопасности функционирования ОПС должен в каждой ситуации с N элементами в работе смоделировать каждое непредвиденное обстоятельство из списка непредвиденных обстоятельств и проверить, чтобы в ситуации с (N-1) элементами в работе, установленные пределы безопасности функционирования не превышались в зоне его регулирования.

750. ОПС выполняет анализы безопасности функционирования с использованием сетевых моделей, установленных в соответствии с разделом I настоящей ЧАСТИ, принимая во внимание запланированные выводы из эксплуатации при выполнении этих анализов.

751. ОПС передает результаты выполненных анализов безопасности функционирования, по крайней мере ОПС, элементы которых включены в зону наблюдения ОПС и подвергаются воздействию в соответствии с этим анализом безопасности функционирования, чтобы позволить этим ОПС проверить соблюдение пределов функционирования в их зонах регулирования.

Раздел 2

Ежегодный анализ безопасности функционирования

752. ОПС выполняет ежегодный анализ безопасности функционирования, чтобы выявить как минимум следующие ограничения:

1) потоки мощности и напряжения, превышающие пределы безопасности функционирования;

2) нарушения пределов устойчивости передающей системы;

3) нарушение порогов короткого замыкания в передающей системе.

753. При обнаружении возможного ограничения ОПС разрабатывает меры по исправлению положения. Если отсутствуют меры по исправлению положения, не подразумевающие затраты, и ограничение связано с запланированной недоступностью соответствующих активов, ограничение состоит в несовместимости планирования вывода из эксплуатации, а ОПС инициирует координацию вывода из эксплуатации в соответствии с положениями раздела III, в зависимости от периода года, когда эта мера была инициирована.

Раздел 3

Анализ безопасности функционирования на ежедневной,

внутридневной основе и близко к режиму реального времени

754. ОПС выполняет анализ безопасности функционирования на ежедневной, внутридневной основе и близко к режиму реального времени для выявления возможных ограничений, а также для подготовки и реализации мер по исправлению положения вместе с другими ОПС и, при необходимости, с ОРС, системы которых подвергаются воздействию.

755. ОПС выполняет мониторинг прогнозов потребления и производства. Когда эти прогнозы указывают на значительное отклонение в производстве или потреблении, ОПС обновляет свой анализ безопасности функционирования.

756. При выполнении анализа близко к режиму реального времени в зоне наблюдения, ОПС использует оценку состояния.

КНИГА III

КООРДИНИРОВАНИЕ ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Глава I

ОБЛАСТИ КООРДИНИРОВАНИЯ ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ,

СООТВЕТСТВУЮЩИЕ АКТИВЫ

Раздел 1

Цель координирования вывода из эксплуатации

757. ОПС координирует вывод из эксплуатации в соответствии с принципами настоящей главы, чтобы контролировать доступность соответствующих активов, и координирует планы доступности для обеспечения безопасности функционирования передающей системы.

758. ОПС вместе с другими ОПС, зона наблюдения которых включает ЭЭС Республики Молдова, координирует вывод из эксплуатации принимая во внимание:

1) частоту, объем и тип координации в течение не менее одного года;

2) практические способы проверки ежегодных планов доступности соответствующего элемента сети как предусмотрено в разделе 5 главы II.

759. ОПС участвует в координации вывода из эксплуатации в своей зоне наблюдения и применяет операционные процедуры координации, изложенные в двусторонних соглашениях.

760. В случае несовместимостей планирования между различными областями, координирующими вывод из эксплуатации, все участвующие СО должны координировать свои действия, чтобы устранить эти несовместимости.

761. ОПС предоставляет всем ОПС, зона наблюдения которых включает ЭЭС Республики Молдова и получает от ОПС из своей зоны наблюдения всю соответствующую информацию, имеющуюся у них, по инфраструктурным проектам, связанным с передающей системой, распределительными системами, закрытыми распределительными системами, генерирующими единицами или местами потребления, которые могут повлиять на эксплуатацию зоны регулирования.

762. ОПС предоставляет ОРС, подключенным к передающей системе и расположенным в своей зоне регулирования, всю актуальную информацию, соответствующую проектам инфраструктуры, относящимся к передающей системе, которая может повлиять на работу распределительной системы этих ОРС.

Раздел 2

Методология оценки соответствия активов для

координирования вывода из эксплуатации

763. Методология оценки соответствия активов для координирования вывода из эксплуатации основана на качественных и количественных аспектах, которые определяют воздействие на зону регулирования ОПС на состояния доступности генерирующих единиц, либо мест потребления, либо элементов сети, которые расположены в передающей системе или в распределительной системе, включая закрытую распределительную систему, и которые прямо или косвенно связаны зоной регулирования другого ОПС и, в частности, по:

1) количественным аспектам, связанным с оценкой изменений электрических величин (напряжений, потоков мощности, угла ротора) по крайней мере одного элемента сети в зоне регулирования ОПС, после изменения состояния доступности значимого потенциального актива, расположенного в другой зоне регулирования. Эта оценка должна проводиться на основе ежегодной сетевой модели;

2) порогам чувствительности электрических величин, указанных в подп. 1), по которому можно оценить соответствие актива. Эти пороговые значения должны быть согласованы, по крайней мере, для каждой синхронной зоны;

3) мощности генерирующих единиц или значимых мест потенциального потребления, чтобы квалифицироваться как ГЕ;

4) качественным аспектам, такие как расчет и близость к границам зоны регулирования генерирующих единиц, мест потребления или значимых потенциальных элементов сети;

5) систематической значимости всех элементов сети, расположенных в передающей системе или в распределительной системе, которая соединяет различные зоны регулирования;

6) систематической значимости всех критических элементов сети.

764. ОПС оценивает значимость активов вычисляя факторы влияния потока мощности, в его зоне управления элементами сети, генерирующих единиц и мест потребления, расположенные за пределами зоны управления ОПС и подключенные к передающей системе.

765. ОПС оценивает значимость активов, путем расчета факторов, влияния потока мощности в его зоне управления элементами сети, генерирующих единиц и мест потребления, расположенными в сетях ОРС или ОЗРС, подключенные к передающим сетям, расположенные за пределами зоны управления ОПС при условии, что они моделируются на основе общих сетевых моделей, используемых для оценки.

766. Если ОПС считает, что оценка факторов, влияющих на поток мощности в его зоне управления, не будет в достаточной степени охватывать элементы сети, генерирующие единицы и места потребления, которые могут вызвать значительные колебания напряжения в его зоне управления, ОПС имеет право использовать факторы, влияющие на напряжение, для определения своего предложения по значимым активам.

767. В соответствии с положениями настоящего раздела ОПС должен проинформировать подвергающихся воздействию ОПС соседних стран о своем решении рассчитать факторы влияния на напряжение для оценки влияния элементов сети на его зону управления, установок по производству и мест потребления, расположенных за пределами зоны управления ОПС и подключенных к передающей системе.

768. Значимыми считаются как минимум следующие активы:

1) все элементы электроэнергетической системы, находящиеся вне зоны контроля и имеющие фактор влияния, который считается значимым;

2) все элементы сетей ОПС из соседних стран, имеющие фактор влияния, который считается значимым;

3) элементы, влияющие на динамическую устойчивость зоны контроля ОПС;

4) все элементы, соединяющие зону управления ОПС с зонами управления ОПС из соседних стран.

769. Вместе с ОПС из соседних стран ОПС может включить в свое предложение по значимым активам:

1) комбинации нескольких элементов сети за пределами его зоны контроля, одновременное отключение которых может угрожать безопасности его зоны контроля;

2) элементы сети, расположенные за пределами зоны управления ОПС, прерывание работы которых может повлиять на работу систем HVDC между синхронными зонами;

3) элементы сети, расположенные вне зоны управления ОПС, отключение которых может повлиять на работу его зоны управления, стабильность электроэнергетической системы, работу защиты и оценку коротких замыканий.

770. Если владелец элемента сети, который должен быть включен в список значимых активов, не согласен с таким подходом, ОПС должен использовать метод оценки значимости активов, чтобы установить значимость этих элементов для координации вывода из эксплуатации.

Раздел 3

Анализ значимых активов, расположенных в распределительной

системе или закрытой распределительной системе

771. ОПС отвечает за планирование вывода из эксплуатации каждого элемента сети, которым он управляет.

772. ОПС координирует с ОРС планирование вывода из эксплуатации значимых внутренних активов, подключенных к его распределительной системе.

773. ОПС координирует с ОЗРС планирование вывода из эксплуатации значимых внутренних активов, подключенных к его распределительной системе.

Глава II

РАЗРАБОТКА И ОБНОВЛЕНИЕ ПЛАНОВ

ДОСТУПНОСТИ ЗНАЧИМЫХ АКТИВОВ

Раздел 1

Общие положения о планах доступности

774. Статус доступности актива должен быть следующим:

1) "доступен", когда значимый актив готов и может предоставить услугу, вне зависимости от того, работает он или нет;

2) недоступен", когда значимый актив не готов и не может предоставить услугу;

775. Планы доступности должны включать как минимум следующую информацию:

1) причину статуса актива "недоступен";

2) если эти статусы выявлены, условия, которые должны быть выполнены, прежде чем будет применен статус "недоступен" для актива в режиме реального времени;

3) время, необходимое для ввода актива в эксплуатацию, когда это необходимо, для поддержания безопасности в эксплуатации.

776. Статус доступности каждого значимого актива за период в один год должен быть предусмотрен в декларации о доступности.

777. Если программы производства и потребления передаются ОПС в соответствии с разделом 1 главы V, период состояния доступности должен соответствовать этим программам.

Раздел 2

Предоставление предложений ежегодного плана доступности

778. До 1 сентября каждого календарного года каждый ОРС или ОЗРС должен представить ОПС план доступности на следующий календарный год для каждого из своих значимых активов.

779. ОПС рассматривает запросы на внесение изменений в план доступности при их получении. Если это невозможно, ОПС рассматривает запросы на изменение ежегодного плана доступности после завершения согласования вывода из эксплуатации на год.

780. ОПС рассматривает запросы на внесение изменений в плане доступности после завершения согласования вывода из эксплуатации на год:

1) в соответствии с порядком поступления запросов на внесение изменений;

2) в порядке, установленном разделом 7.

Раздел 3

Оценка предложений ежегодного плана доступности

781. ОПС оценивает в течение одного года, если из планов доступности, полученных в соответствии с разделом 2, возникают несовместимости при планировании вывода из эксплуатации.

782. При наличии несовместимости в планировании вывода из эксплуатации ОПС внедряет следующий процесс:

1) информирует каждую подвергшуюся воздействию сторону об условиях, которые она должна выполнить, чтобы смягчить несовместимость при планировании установленного вывода из эксплуатации;

2) ОПС запрашивает, чтобы одна или несколько сторон представили альтернативный план доступности для выполнения условий, указанных в подп.1);

3) ОПС повторяет оценку в соответствии с положениями настоящего раздела, чтобы определить, сохраняется ли какая-либо несовместимость при планировании вывода из эксплуатации.

783. По запросу ОПС в соответствии с п.782 подп.782.2), если подвергшая воздействии сторона не может предоставить альтернативный план доступности для смягчения любых несовместимостей при планировании вывода из эксплуатации, ОПС разрабатывает альтернативный план доступности, который должен:

1) учитывать влияние, о котором сообщают подвергшиеся воздействию стороны и, при необходимости, ОРС или ОЗРС;

2) ограничивать развитие альтернативного плана доступности тем, что строго необходимо для смягчения несовместимости, связанной с планированием вывода из эксплуатации;

3) уведомлять подвергшиеся воздействию стороны об альтернативном плане доступности, включая причины его разработки, а также влияние, о котором сообщают подвергшиеся воздействию стороны.

Раздел 4

Предоставление предварительных планов доступности на один год

784. До 15 сентября каждого календарного года для каждого значимого внутреннего актива, расположенного в распределительной системе, ОПС согласовывает с ОРС предварительный ежегодный план доступности.

785. До 15 сентября каждого календарного года, для каждого значимого внутреннего актива, расположенного в закрытой распределительной системе, ОПС согласовывает с ОЗРС предварительный ежегодный план доступности.

786. До 15 сентября каждого календарного года или в течение другого срока, установленного в двусторонних соглашениях, ОПС предоставляет ОПС из соседних стран предварительные планы доступности на следующий календарный год для всех значимых внутренних активов.

787. До 15 ноября каждого календарного года или в течение другого срока, установленного в двусторонних соглашениях, ОПС получает от ОПС из соседних стран согласованные планы доступности на следующий календарный год для всех значимых внутренних активов.

Раздел 5

Утверждение ежегодных планов доступности в зонах наблюдения

788. ОПС проверяет наличие несовместимости при планировании вывода из эксплуатации с учетом всех предварительных ежегодных планов доступности.

789. При отсутствии несовместимости при планировании вывода из эксплуатации ОПС утверждает ежегодные планы доступности для всех значимых активов из соответствующей зоны наблюдения.

790. Если ОПС обнаруживает несовместимость в планировании вывода из эксплуатации, ОПС, вовлеченные в соответствующие области наблюдения, должны совместно определить решение, используя имеющиеся в их распоряжении средства и соблюдая, насколько это возможно, планы доступности, представленные затронутыми сторонами в соответствии с положениями раздела 3. Если решение определено, все ОПС соответствующей зоны наблюдения должны обновить и подтвердить ежегодные планы доступности для всех значимых активов.

791. Если не установлено решение по несовместимости при планировании вывода из эксплуатации, ОПС выполняет следующие обязательства:

1) принудительно переводит все "недоступные" или "проверенные" состояния в "доступное" состояние для значимых активов, участвующих в планировании вывода из эксплуатации в рассматриваемом периоде;

2) уведомляет о мерах, принятых ОРС или затронутыми ОЗРС, включая обоснование таких мер, влияние, о котором сообщили затронутые стороны.

Раздел 6

Окончательный ежегодный план доступности

792. До 1 декабря каждого календарного года ОПС:

1) завершает согласование ежегодных выводов из эксплуатации внутренних значимых активов;

2) завершает разработку планов доступности своих значимых внутренних активов.

793. До 1 декабря каждого календарного года ОПС предоставляет значимому ОРС свои окончательные ежегодные планы доступности для каждого значимого внутреннего актива в распределительной системе.

794. До 1 декабря каждого календарного года ОПС предоставляет значимому ОЗРС окончательные ежегодные планы доступности для каждого значимого внутреннего актива, расположенного в закрытой распределительной системе.

Раздел 7

Обновление окончательного ежегодного плана доступности

795. ОПС должен иметь возможность запустить процедуру внесения изменений в окончательный ежегодный план доступности в период между завершением согласования ежегодного вывода из эксплуатации и его выполнением в режиме реального времени.

796. ОРС и ОЗРС должны иметь возможность подавать ОПС заявку на внесение изменений в окончательный ежегодный план доступности значимых активов в своей зоне ответственности.

797. В случае заявки о внесении изменений, применяется следующая процедура:

1) ОПС подтверждает получение заявки и как можно скорее оценивает, приводит ли изменение к несовместимости при планировании вывода из эксплуатации;

2) в случае несовместимости при планировании вывода из эксплуатации, ОПС определяет решение, при необходимости, вместе с другими вовлеченными сторонами, используя имеющиеся в их распоряжении средства;

3) если несовместимость не была обнаружена при планировании вывода из эксплуатации или если несовместимость не сохраняется при планировании вывода из эксплуатации, ОПС утверждает запрошенное изменение, соответствующим образом информируя все затронутые стороны и обновляя окончательный ежегодный план доступности;

4) если не было найдено решение для несовместимости при планировании вывода из эксплуатации, ОПС должен отклонить запрошенное изменение.

798. Когда ОПС намеревается внести изменения в окончательный ежегодный план доступности для актива, который попадает в наблюдаемую зону другого ОПС, он инициирует следующую процедуру:

a) ОПС разрабатывает предложение о внесении изменений в ежегодный план доступности, включая оценку степени, в которой это может привести к несовместимости при планировании вывода из эксплуатации, и предоставляет предложение всем вовлеченным ОПС;

2) если при планировании вывода из эксплуатации установлена несовместимость, вовлеченные ОПС, в наблюдаемой зоне которых находится соответствующее оборудование, определяют решение вместе с запрашивающим ОПС и, при необходимости, с ОПС и ОЗРС, используя имеющиеся в их распоряжении средства;

3) если не обнаружено никакой совместимости в планировании вывода из эксплуатации или определяется решение о несовместимости в планировании вывода из эксплуатации, соответствующие ОПС утверждают запрошенное изменение, соответственно информируют все затронутые стороны и обновляют окончательный ежегодный план доступности;

4) если не найдено решение для несовместимости при планировании вывода из эксплуатации, ОПС должен отменить процедуру внесения изменений.

Глава III

ВЫПОЛНЕНИЕ ПЛАНА ДОСТУПНОСТИ

Раздел 1

Процедура анализа принудительного вывода из эксплуатации

799. ОПС разрабатывает процедуру для исправления ситуации, в которой принудительный вывод из эксплуатации может поставить под угрозу безопасность функционирования. Процедура должна позволять ОПС подстраховаться, чтобы статусы "доступен" или "недоступен" других значимых активов в его зоне регулирования могли быть изменены на "недоступен" или соответственно "доступен".

800. ОПС должен следовать процедуре, изложенной в пункте 799 только в том случае, если не будет достигнуто соглашение с вовлеченными сторонами о решениях для принудительного вывода из эксплуатации.

801. При запуске процедуры ОПС должен, насколько это возможно, соблюдать технические ограничения значимых активов.

802. Оператор, которому принадлежит значимый актив, уведомляет ОПС и, если он подключен к распределительной системе или закрытой распределительной системе, ОРС или ОЗРС, о принудительном выводе из эксплуатации одного или нескольких значимых активов как можно скорее после начала принудительного вывода из эксплуатации.

803. При уведомлении о принудительном выводе из эксплуатации оператор должен предоставить следующую информацию:

1) причина принудительного вывода из эксплуатации;

2) ожидаемая продолжительность принудительного вывода из эксплуатации;

3) при необходимости, воздействие принудительного вывода из эксплуатации на состояние доступности других значимых активов, которые принадлежат оператору.

804. Если ОПС констатирует, что один или несколько принудительных выводов из эксплуатации могли бы вывести передающую систему из нормального рабочего состояния, он информирует соответствующего оператора или операторов о сроке, в течение которого безопасность функционирования может поддерживаться только в том случае, если значимый актив или активы при их принудительном выводе из эксплуатации возвращаются в состояние "доступности". Операторы информируют ОПС о том, способны ли они уложиться в соответствующий срок, и предоставляют обоснованные аргументы, если они не могут уложиться в этот срок.

Раздел 2

Выполнение планов доступности в режиме реального времени

805. Каждый управляющий установки по производству электроэнергии должен подстраховаться, чтобы все генерирующие единицы, которыми он владеет и которые объявлены "доступными", были подготовлены к производству электроэнергии в соответствии с заявленными техническими возможностями, когда это необходимо для поддержания безопасности функционирования, за исключением случая принудительного вывода из эксплуатации.

806. Каждый управляющий установки по производству электроэнергии должен подстраховаться, чтобы никакой энергогенерирующий модуль, который он владеет и которая объявлена "недоступной", не производила электроэнергию.

807. Каждый управляющий места потребления должен подстраховаться, чтобы ни одно из принадлежащих ему мест потребления, объявленных "недоступным", не потребляло электроэнергию.

808. Каждый управляющий значимого элемента сети обеспечивает, чтобы все значимые элементы сети, которыми он владеет и которые объявлены "доступными", были подготовлены к передаче электроэнергии в соответствии с заявленными техническими возможностями, когда это необходимо, для обеспечения безопасности функционирования, за исключением случаев принудительного вывода из эксплуатации.

809. Каждый управляющий значимого элемента сети должен подстраховаться, чтобы ни один значимый элемент сети, которым он владеет и который объявлен "недоступным", не передавал электроэнергию.

810. Когда ОПС обнаруживает, что выполнение состояния "недоступности" или "испытания" состояния значимого актива вызывает или может привести к выходу передающей системы из нормального рабочего состояния, он передает управляющему значимого элемента сети, если он подключен к передающей системе, или ОРС или ОВРС если подключен к распределительной системе или к закрытой распределительной системе, указания для отсрочки статуса "недоступности" или "испытаний" этого актива в соответствии с его инструкциями и, насколько это возможно, с соблюдением технических ограничений и пределов безопасности.

Глава IV

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМНЫЕ УСЛУГИ

Раздел 1

Технологические системные услуги

811. ОПС проверяет доступность системных технологических услуг.

812. В отношении услуг активной и реактивной мощности и по согласованию с другими вовлеченными ОПС, при необходимости, ОПС:

1) создает, устанавливает и управляет закупками технологических системных услуг;

2) контролирует, если уровень и расположение доступных системных технологических услуг позволяют обеспечить безопасность функционирования;

3) использует все доступные средства, которые экономически эффективны и целесообразны для достижения необходимого уровня технологических системных услуг.

813. ОПС сообщает доступный уровень резервов активной мощности другим ОПС, по запросу.

Раздел 2

Технологические системные услуги реактивной мощности

814. Для каждого интервала операционного планирования ОПС должен оценивать, сравнивая со своими собственными прогнозами, достаточны ли доступные технологические услуги системы реактивной мощности для поддержания эксплуатационной безопасности передающей системы.

815. Для повышения эффективности работы элементов передающей системы ОПС контролирует:

1) доступные реактивные мощности установок по производству электроэнергии;

2) доступные реактивные мощности мест потребления, подключенных к передающей системе;

3) доступное количество реактивной мощности ОПС;

4) оборудование, подключенное к передающей системе, способно поставлять реактивную мощность.

816. Если уровень технологических системных услуг реактивной мощности недостаточен для поддержания безопасности функционирования, ОПС:

1) информирует соседних ОПС;

2) подготавливает и активирует меры по исправлению положения.

Глава V

ПРОГРАММИРОВАНИЕ

Раздел 1

Уведомление программ

817. Каждый системный оператор, производитель или другая третья сторона, взявшая на себя ответственность за балансировку перед ОПС, несет ответственность за представление ОПС следующих программ:

1) производственные программы;

2) программы потребления;

3) программы для внутренних коммерческих обменов;

4) программы для внешних коммерческих обменов.

818. Уведомление программ выполняется с учетом положений книги V из Правил рынка электроэнергии, утвержденных Агентством.

Раздел 2

Программирование ПЕ/ДМП

819. Оператор передающей системы и системный оператор разрабатывают после процесса публичной консультации и утверждения НАРЭ и публикуют на своем веб-сайте необходимые процедуры для надлежащего функционирования рынка электроэнергии.

820. Процедуры, разработанные ОПС, должны соответствовать положениям Закона № 107/2016 об электроэнергии и регулирующим нормативным актам утвержденным Агентством.

Раздел 3

Заявления о доступности

821. Каждый участник балансирующего рынка, имеющий в эксплуатации ПЕ/ДМП должен отправлять ОПС Декларации о готовности. Передача деклараций о готовности осуществляется в соответствии с процедурой, разработанной, публично консультируемой и утвержденной ОПС, при условии завизирования Агентством.

822. Декларации о готовности для ПЕ/ДМП на день Д представляются ОПС в соответствии с процедурой, указанной в пункте 821.

823. Декларация о готовности (в дальнейшем – ДГ) содержит как минимум следующую информацию:

1) доступная мощность каждой ПЕ, отдельно для каждого ИД каждого Д;

2) минимальное и максимальное контролируемое потребление каждого ДМП, отдельно для каждого ИД каждого Д;

3) причины и подробности (включая номер заявки, утвержденной диспетчером) о почасовом сокращении доступности каждой ПЕ/ДМП;

4) ПЕ производящие электричество из энергии ветра, ПЕ производящие электроэнергию из солнечной энергии, а также ДМП освобождаются от указания причин.

824. Проверка формы и содержания ДГ осуществляется системой балансирующего рынка (в дальнейшем – система БР), а подтверждение отправляется эмитенту ОПС в стандартном формате.

825. Если ДГ для ПЕ в интервале диспетчеризации (в дальнейшем – ИД) указывает мощность, меньшую максимальной мощности ПЕ, предусмотренный как дата конфигурации в системе БР, или если отсутствует ДГ в системе БР, для соответствующей ПЕ в день Д, в этом случае ОПС проверяет наличие причины. Если она отсутствует, ОПС отказывает ДГ для соответствующей ПЕ, и эмитент информируется через систему БР. Процесс возобновляется до утверждения ДГ ОПС.

Подраздел 2

Физические уведомления

826. ФУ содержат как минимум следующую информацию, указанную в Правилах рынка электроэнергии, утвержденных Агентством.

1) идентификационный код СОБ, которая передала ФУ;

2) день доставки и отдельные данные для каждого ИД соответствующей Д, а именно:

a) запланированное чистое производство, скорректированное на выходе из электростанции, для каждой ПЕ;

b) запланированное чистое производство, агрегированное по типу производства, для генерирующих единиц, которые не являются ПЕ;

c) запланированное потребление для каждого ДМП;

d) агрегированный прогноз потребления для всех потребителей электроэнергии, которые не являются ДМП;

e) блочные обмены с другими СОБ, отдельно для каждой СОБ, с которым были установлены блочные обмены;

f) экспорт и импорт, установленные с другими странами, отдельно для каждой зоны приграничной торговли и каждого участника рынка электроэнергии.

827. Каждая СОБ передает ОПС ФУ для всех производств, потреблений и блочных обменов для ИД дня поставки в сроки, указанные в ПРЭ.

828. Порядок и сроки передачи ФУ ОПС должны осуществляться в соответствии с процедурой, предусмотренной в пункте 821.

829. ФУ считается переданным при входе в систему БР и соответствующем утверждении.

830. Система БР проверяет выполнение условий соответствия формату ФУ и условий утверждения, предусмотренных в применимой процедуре. Если система БР не принимает ФУ, она считается нулевой, и передавший ее СОБ получает уведомление об ошибке.

Подраздел 3

Изменение физических уведомлений

831. Изменение утвержденных ФУ допускается только в следующих случаях:

1) в случае выбора ОПС БР пары цена-количество (выдача диспетчерского распоряжения);

2) при случайном снижении мощности ПЕ, частичной или полной, с уведомлением ОПС, без изменения ранее утвержденных блочных обменов, импортов и экспортов;

3) в случае констатации и исправления некоторых ошибок блочного обмена, в интервале, предназначенном для исправлений.

832. ФУ, которые были изменены согласно положениям настоящего раздела, заменяют ранее утвержденные ФУ, применяются к соответствующему ИД в Д и представляют собой твердые обязательства для соответствующего БР.

Подраздел 4

Утверждение физических уведомлений

833. Все физические уведомления подлежат проверке на правильность содержания. Если обнаружена ошибка, об этом уведомляется орган, выдающий уведомление.

834. Каждое ФУ проверяется на полноту, правильность, согласованность и осуществимость каждого ФУ и их совокупность, проверяя:

1) наличие равенства взаимных обменных блоков между СОБ по каждому ИД;

2) производство, запрограммированное для каждой ПЕ, попадает в ДГ ПЕ для того же Д и того же ИД;

3) запрограммированное потребление каждого ДМП попадает в ДГ ДМП для того же Д и того же ИД;

4) обмен энергией с другими системами (экспорт и импорт) находится в пределах обменной мощности, выделенной каждому участнику рынка, за которого соответствующая СОБ взяла на себя ответственность, на каждой границе и в каждом направлении, и существует равенство взаимных обменов с агентствами из других соседних стран для каждого ИД;

5) соблюдены пределы, определенные техническими характеристиками диспетчеризованных производственных единиц и/или диспетчеризованных потребителей.

835. Порядок утверждения ФУ в соответствии с положениями настоящего раздела осуществляется ОПС в соответствии с процедурой, изложенной в пункте 821.

836. Каждый участник рынка должен приложить все усилия для корректировки производства и/или заключения сделок по продаже и/или покупке электроэнергии таким образом, чтобы сумма производства, импорта и покупки была равна сумме потребления, экспорта и продажи на уровне каждого ИД.

837. Систематическая реализация ФУ в дисбалансе, а также преднамеренная передача ложной информации в рамках ФУ БР, которая ложно указывает на наличие баланса, считается несоблюдением положений Сетевого кодекса ПРЭ и передается ОПС в НАРЭ для наложения санкций в соответствии с законом.

838. В случае несоответствия между взаимными блочными обменами СОБ, установленными в последних ФУ, соответствующие СОБ предупреждаются об этом. Если им не удается исправить ФУ в пределах интервала, предназначенного для исправлений, определенного в соответствующих процедурах, ОПС принимает следующие меры:

1) если содержание, отраженное в ФУ каждой из двух СОБ блочных обменов между ними, является одинаковым, количество, соответствующее блочным обменам между двумя СОБ считается равным меньшему из двух значений;

2) если ФУ двух СОБ доказывают блочные обмены между ними в разных направлениях или только одна из СОБ предоставила в ФУ блочные обмены с другим, количество, соответствующее блочным обменам между двумя СОБ, считается нулевым.

В случае несоответствия между импортом или экспортом с агентами из других соседних стран или выделенная мощность для передаваемых ФУ является недостаточной, то соответствующие СОБ предупреждаются. Если им не удается исправить ФУ в интервале, предназначенном для исправлений, определенном в соответствующих процедурах, ОПС должен предпринять действия в соответствии с соглашениями, заключенными с ОПС из соседних стран.

839. ОПС не несет ответственности за экономические последствия исправлений ФУ, сделанных в соответствии с положениями настоящего подраздела.

840. Любое ФУ, принятое как действительное в системе балансирующего рынка, включая ту, которая была изменена ОПС в соответствии с предыдущими правилами, становится утвержденным физическим уведомлением.

841. Утвержденные ФУ представляют собой твердые обязательства для соответствующего СОБ, и они могут быть изменены только в случаях, предусмотренных в подразделе 2 настоящего раздела.

Раздел 3

Компенсация дисбалансов в Д-1

842. В день Д-1, после закрытия ворот для передачи физических уведомлений и ежедневных предложений в системе БР, ОПС анализирует каждый временной интервал дня поставки:

1) заявленная мощность для каждого ПЕ, ДМП, отдельных недиспетчеризируемых единиц и для всей электроэнергетической системы;

2) блочные обмены, потребление и совокупное производство по каждой СОБ;

3) прогноз потребления электроэнергетической системы;

4) уведомленные обмены с соседними электроэнергетическими системами.

843. Используя данные из предыдущего пункта анализируется и определяется:

1) резерв для ручного восстановления частоты нарастания при пиковой нагрузке;

2) резерв для ручного сброса частоты понижения при провале нагрузки;

3) почасовой дисбаланс на уровне электроэнергетической системы;

4) средний почасовой дисбаланс на уровне электроэнергетической системы.

844. ОПС решает, как выполнять программирование ПЕ и/или ДМП в день Д-1 для дня Д с или без запуска/остановки ПЕ, если констатирует хотя бы одно из следующих условий:

1) дисбаланс между физическим уведомлением о производстве по всей электроэнергетической системе и прогнозируемом потреблении в сочетании с запланированными внешними обменами превышает в течение 24 часов установленное значение, возникающее из-за возможности его компенсации путем выбора и активации предложений по запуску на балансирующем энергетическом рынке после предельного срока подачи физических уведомлений (H-1);

2) почасовой дисбаланс в определенные часы превышает установленное значение, возникающее из-за возможности его компенсации путем выбора на балансирующем рынке энергии после предельного срока передачи физических уведомлений (H-1);

3) не хватает резерва для ручного восстановления частоты, а также резерва для замещения, и это выполняется, анализируя ситуацию с наличием генерирующих блоков в электроэнергетической системе, в зависимости от обстоятельства прогнозом ветрового и фотоэлектрического производства.

845. Запуск/остановка ПЕ выполняется в порядке оценки качества БР, соответствующему порядку оценки по возрастанию при запуске и соответствующему порядку оценки при понижении до остановки.

846. Если не запускаются/не останавливаются ПЕ, тогда балансировка ЭЭС осуществляется путем выбора энергии при росте/понижении из резервных предложений замещения в соответствии с порядком оценки на БР.

847. Выбор в Д-1 балансировочных энергий из предложений замещения резервов производится, как правило, после выбора диапазонов регулирования для автоматического восстановления частоты.

848. Если запускаются/останавливаются ПЕ и обнаруживается, что производство, запланированное для ЭЭС, не описывает прогнозируемую кривую потребления в сочетании с внешней торговлей (кривая нагрузки), ОПС выбирает (в день Д-1), насколько это возможно, из предложений замещения резервов для увеличения или уменьшения, в зависимости от ситуации, энергии, необходимые для балансировки.

849. Начальные физические ФУ в сочетании с выборами, сделанные ОПС в день Д-1, становятся рабочей программой ПЕ и/или ДМП на день Д.

850. В день Д, в зависимости от реальной ситуации, диспетчер ОПС назначает, используя порядок оценки качества на БР, соответствующую загрузку/разгрузку ПЕ и/или ДМП, и соответствующий запуск/остановку ПЕ.

851. Заключительные транзакции на БР – это транзакции, получаемые в результате кумуляции процесса планирования в день Д-1, при этом транзакции соответствуют процессу выбора диспетчером ОПС в день Д.

852. Процесс программирования ПЕ/ДМП должен учитывать, как минимум следующие технические аспекты безопасности функционирования:

1) предпочтительнее оставить в резерве некоторое число тепловых ПЕ по сравнению с остановкой других, даже если это не совсем соблюдает порядок оценки качества, чтобы избежать неоправданного увеличения количества запусков/остановок тепловых ПЕ;

2) предпочтительнее поддерживать в работе некоторые тепловые UP по сравнению с запуском других, даже если это не совсем соответствует порядку оценки качества, чтобы избежать неоправданного увеличения количества запусков/остановок тепловых ПЕ;

3) количество остановок/запусков тепловых ПЕ должно быть установлено таким образом, чтобы имелся достаточный резерв для ручного восстановления частоты увеличения и замещения резерва в часы пиковой нагрузки;

4) количество остановок/запусков тепловых ПЕ должно быть установлено таким образом, чтобы имелся достаточный резерв для ручного восстановления частоты уменьшения и замещения резерва в часы провала нагрузки.

853. В процессе программирования будут приниматься во внимание и другие аспекты, влияющие на безопасность функционирования, такие как: какой день следует за днем программирования Д (день с потреблением выше или ниже дня Д, официальные праздники, важные события с влиянием на потребление и т. д.), какая ПЕ/ДМП должны быть доступны в день Д+1 и т. д.

854. Все операции, описанные в этом разделе, должны регистрироваться в ОПС с указанием времени и имени оператора.

Раздел 4

Согласованность программ

855. ОПС должен проверять сбалансированность программ производства, потребления и внешнего коммерческого обмена.

856. ОПС должен проверить, чтобы все программы обмена с другими системами в агрегированной обменной мощности сбалансированы. Если констатируется несоответствие и ОПС не согласовывает график обмена по агрегированной обменной мощности с другим ОПС, применяется меньшее значение.

Раздел 5

Предоставление информации другим ОПС

857. По запросу другого ОПС запрашиваемый ОПС рассчитывает и предоставляет:

1) программы обмена с другими системами по агрегированной обменной мощности;

2) чистая позиция зоны.

858. При необходимости, для создания общей сетевой модели ОПС предоставляет другому ОПС из соседней страны:

1) производственные программы;

2) программы потребления.

Глава VI

АДЕКВАТНОСТЬ

Раздел 1

Анализ адекватности зоны регулирования

859. ОПС должен провести анализ адекватности зоны регулирования, оценив возможность того, что сумма производства в его зоне регулирования и импортных мощностей соответствует общему потреблению в своей зоне регулирования в различных операционных сценариях, принимая во внимание требуемый уровень резервов активной мощности.

860. Анализируя адекватность зоны регулирования, ОПС:

1) использует последние планы доступности и последние доступные данные для:

a) мощности генерирующих единиц;

b) межзональной мощности;

c) потенциального контролируемого потребления.

2) учитывает вклад энергии, произведенной из возобновляемых источников, и потребления электроэнергии;

3) оценивает вероятность и предлагаемую продолжительность отсутствия адекватности и планирует количество непоставляемой энергии в результате такого отсутствия.

861. ОПС обновляет анализ своей адекватности зоны регулирования, если обнаруживает возможное изменение состояния доступности генерирующих единиц в оценках потребления, в оценках для возобновляемых источников энергии или межзональных мощностей, которые могли бы существенно повлиять на ожидаемую адекватность.

862. Как можно скорее после оценки отсутствия адекватности в своей зоне регулирования, ОПС информирует об этом других соседних ОПС и любую другую затронутую сторону.

Раздел 2

Анализ адекватности зоны регулирования в однодневном

интервале и во внутридневном интервале

863. ОПС должен провести анализ адекватности зоны регулирования в однодневном интервале и во внутридневном интервале на основе следующих элементов:

1) упомянутые в разделе 1 главы V программы;

2) ожидаемое потребление;

3) ожидаемое производство из возобновляемых источников энергии;

4) резервы активной мощности;

5) импортные и экспортные мощности, соответствующие расчетным межзональным мощностям, при необходимости;

6) мощности генерирующих единиц;

7) мощности мест потребления с контролируемым потреблением.

864. ОПС оценивает:

1) минимальный уровень импорта и максимальный уровень экспорта, совместимые с адекватностью своей зоны регулирования;

2) ожидаемая продолжительность возможного отсутствия адекватности;

3) количество непоставляемой энергии, из-за отсутствия адекватности.

[Часть третья (пкт.733-864) введена Пост.НАРЭ N 656 от 21.12.2021, в силу 07.01.2022]

ЧАСТЬ ЧЕТВЕРТАЯ

РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ-МОЩНОСТИ И РЕЗЕРВЫ

[Часть четвертая (пкт.865-998) введена Пост.НАРЭ N 656 от 21.12.2021, в силу 07.01.2022]

КНИГА I

КАЧЕСТВО ЧАСТОТЫ

Раздел 1

Параметры, определяющие качество частоты

865. Параметры и основные значения, определяющие качество частоты:

1) номинальная частота – 50 Гц;

2) стандартный частотный диапазон – ± 50 мГц;

3) максимальное отклонение мгновенной частоты – 800 мГц;

4) максимальное отклонение частоты в стационарном режиме – 200 мГц;

5) продолжительность восстановления частоты – 15 минут;

6) время запуска состояния готовности – 5 минут.

866. Целевым параметром качества частоты является максимальное количество минут вне стандартного частотного диапазона в год с базовым значением 15000.

867. ОПС имеет право предлагать значения, отличные от базовых, при условии, что новые значения установлены на уровне синхронной зоны или блока, частью которого является национальная электроэнергетическая система.

868. ОПС предлагает и принимает все необходимые меры для соблюдения значений параметров, определяющих качество частоты.

Раздел 2

Целевые параметры для ОРВЧ и критерии оценки

качества частоты в рамках блока РЧМ

869. Если национальная электроэнергетическая система является частью блока РЧМ, в операционном соглашении в блоке РЧМ, один ОПС из блока РЧМ назначается ответственным за мониторинг блока РЧМ.

870. ОПС включит в операционное соглашение в блок РЧМ значения целевых параметров для ОРВЧ.

871. Процесс применения критериев должен включать:

1) сбор данных оценки качества частоты;

2) расчет критериев оценки качества частоты.

872. ОПС предоставляет ОПС, ответственному за мониторинг блока РЧМ, измеренные значения из национальной электроэнергетической системы, необходимые для сбора данных для оценки качества частоты в блоке РЧМ.

873. Точность измерения мгновенных данных ОРВЧ должна быть не менее 1 МГц.

874. ОПС имеет право запрашивать у системных пользователей, участвующих в балансировке системы, информацию, необходимую для мониторинга поведения потребления и производства, связанного с дисбалансами. Эта информация может включать:

1) установленное по времени заданное значение активной мощности для работы в режиме реального времени и в будущем;

2) общее производство активной мощности с отметкой времени.

875. ОПС сотрудничает с ОПС из блока РЧМ для разработки и принятия необходимых мер по соблюдению значений параметров, определяющих качество частоты, и целевых параметров качества частоты.

Раздел 3

Период колебания нагрузки

876. Период колебания нагрузки для расчета РОЗ определяется следующим образом:

1) момент начала периода колебания нагрузки – 5 минут до момента изменения запрограммированного значения обменной мощности;

2) момент окончания периода колебания нагрузки – 5 минут с момента изменения запрограммированного значения обменной мощности;

3) продолжительность периода колебание нагрузки – 10 минут, колебания носит линейный характер.

877. Период колебания нагрузки будет применяться к любому изменению запрограммированной обменной мощности после транзакций на рынке электроэнергии, транзакции между контрагентами, повторной диспетчеризации и т. д.

878. Чтобы предотвратить непреднамеренные отклонения частоты и основные действия по регулировке при нормальных условиях функционирования, ОПС будет строго следить за темпом изменения запрограммированного значения обменной мощности. В частности, необходимо обеспечить поэтапный запуск генерирующих мощностей.

КНИГА II

СТРУКТУРА РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ-МОЩНОСТИ

Раздел 1

Базовая структура

879. ОПС отвечает за внедрение структуры регулирования частоты-мощности в национальной электроэнергетической системе эксплуатирует в соответствии с ней.

880. Структура регулирования частоты-мощности включает в себя:

1) структуру активации;

2) структуру ответственности.

Раздел 2

Структура активации и ответственности

881. В структуру активации входит:

1) процесс стабилизации частоты ПСЧ;

2) процесс восстановления частоты ПВЧ.

882. Структура активации процесса может включать:

1) процесс замещения резервов ПЗР;

2) процесс компенсации дисбаланса;

3) процесс активации трансграничного ПВЧ;

4) процесс активации трансграничного РЗ

883. ОПС оценивает потребность в технической инфраструктуре для реализации и функционирования упомянутых процессов.

884. ОПС постоянно рассчитывает и контролирует передачу активной мощности в электроэнергетической системе.

885. ОПС имеет следующие обязанности:

1) постоянно контролирует ОРВЧ;

2) внедряет и управляет работой ПВЧ;

3) принимает меры для достижения целевых параметров качества частоты;

4) принять меры по достижению целевых параметров для ОРВЧ;

5) имеет право реализовывать один или несколько процессов, указанных в данном разделе;

6) внедряет и управляет работой ПСЧ.

886. ОПС осуществляет следующие виды деятельности, связанные с инфраструктурой процессов регулирования:

1) обеспечивает достаточный уровень качества и доступность расчета ОРВЧ;

2) в режиме реального времени осуществляет мониторинг качества расчета ОРВЧ;

3) принимает меры в случае неверного расчета ОРВЧ;

4) если ОРВЧ определяется по РОЗ, проводит ex-post мониторинг качества расчета ОРВЧ путем сравнения ОРВЧ с эталонными значениями не реже одного раза в год.

887. ОПС определяет в операционных соглашениях/конвенциях с системными пользователями и ОРС распределение ответственности за соблюдение обязательств, предусмотренных в данном разделе.

888. ОПС определяет в операционных соглашениях/конвенциях с системными пользователями и ОРС, вовлеченными в вышеупомянутые процессы, минимальные требования в отношении доступности, надежности и резервирования технической инфраструктуры:

1) точность, разрешающая способность, доступность и избыточность измеренных значений, потоков активной мощности и виртуальных линий межсистемного соединения;

2) доступность и избыточность цифровых систем управления;

3) доступность и избыточность систем инфраструктуры связи;

4) протоколы связи.

889. ОПС имеет право устанавливать дополнительные требования в отношении доступности, надежности и избыточности технической инфраструктуры.

890. ОПС имеет право образовывать блок РЧМ с другими ОПС.

Раздел 3

Процесс стабилизации частоты

891. Целью регулирования ПОЧ является стабилизация частоты системы путем активации РСЧ.

892. Общая особенность активации РСЧ отражает монотонное уменьшение активации РСЧ в зависимости от отклонения частоты.

893. ОПС отвечает за внедрение в национальной электроэнергетической системе процесса стабилизации частоты.

894. Системные пользователи, квалифицированные для процесса стабилизации частоты, будут сотрудничать с ОПС для реализации процесса и обеспечения РСЧ в соответствии с указаниями ОПС.

Раздел 3

Процесс восстановления частоты

895. Целью регулирования ПВЧ является:

1) регулирование ОРВЧ на нулевое значение при восстановлении частоты;

2) постепенное замещение активированных РСЧ, активируя РВЧ.

896. ОРВЧ является:

1) РОЗ при работе национальной электроэнергетической системы в рамках синхронной зоны, состоящей из нескольких зон РЧМ;

2) Девиация частоты при изолированной работе.

897. РОЗ рассчитывается как сумма К-фактора, установленного для электроэнергетической системы и отклонение частоты, плюс разница между;

1) общим потоком активной мощности в линии межсистемного соединения и в виртуальной линии межсистемного соединения.

2) запрограммированным значением обменной мощности.

898. ОПС отвечает за реализацию в национальной электроэнергетической системе процесса стабилизации частоты и обеспечения доступности РВЧПСЧ.

899. ОПС реализует автоматический процесс восстановления частоты ("РВЧаПВЧ") и ручной процесс восстановления частоты ("РВЧрПВЧ").

900. РВЧаПВЧ должен работать в режиме замкнутого контура, когда ОРВЧ является входным значением и эталонным значением для активации автоматических РВЧ является выходным значением. Эталонное значение для автоматической активации РВЧ рассчитывается одним центральным регулятором частоты-мощности, управляемым ОПС в национальной электроэнергетической системе. Центральный регулятор частоты- обменной мощности:

1) представляет собой автоматический регулятор, предназначенный для доведения ОРВЧ до нуля;

2) имеет пропорционально-интегральное поведение;

3) имеет алгоритм регулирования, не позволяющий интегральному значению пропорционально-интегрального регулятора накопить отклонение регулирования и выйти за пределы диапазона регулирования;

4) имеет функции для внеочередных режимов работы при функционировании в состоянии готовности и в чрезвычайном состоянии.

901. рРВЧ управляется инструкциями по ручному включению РВЧ для достижения цели регулирования.

902. В случае формирования блока РЧМ с другими операторами, помимо реализации аРВЧ в национальной электроэнергетической системе, ОПС совместно с ОПС блока вправе устанавливать и указывать в операционном соглашении в блоке РЧМ, ОПС внутри блока, который:

1) должен рассчитывать и контролировать ОРВЧ из всего блока РЧМ;

2) должен учитывать ОРВЧ из всего блока РЧМ при расчете эталонного значения для активации аРВЧ, помимо ОРВЧ из его зоны РЧМ.

Раздел 4

Процесс замещения резервов

903. Цель регулирования ПЗР должна соответствовать по крайней мере одной из следующих целей путем активации РЗ:

1) постепенное замещение активированных РВЧ;

2) поддержка активации РВЧ;

904. ПЗР управляется инструкциями по ручной активации РЗ для достижения цели регулирования.

Раздел 5

Процесс компенсации дисбалансов

905. Целью регулирования процесса компенсации дисбалансов является уменьшение количества одновременной активации противоположных РВЧ в различных участвующих зонах РЧМ путем передачи мощности для компенсации дисбалансов.

906. ОПС имеет право реализовать процесс компенсации дисбалансов с другими ОПС из других электроэнергетических систем, заключив договор о компенсации дисбалансов.

907. ОПС внедряет процесс компенсации дисбалансов таким образом, что это не влияет на:

1) устойчивость РСЧПОЧ;

2) устойчивость ППОЧ и ПЗР;

3) безопасность функционирования.

908. ОПС внедряет передачу мощности для компенсации дисбаланса между зонами РЧМ хотя бы одним из следующих способов:

1) путем определения потоков активной мощности на виртуальной линии межсистемного соединения, которая будет включена в расчет ОРВЧ;

2) путем регулирования потоков активной мощности через линии межсистемного соединения HVDC.

909. ОПС осуществляет передачу мощности для компенсации дисбалансов, чтобы не превышать фактическое количество активированных РВЧ, необходимое для регулирования до нулевого значения ОРВЧ, без передачи мощности для компенсации дисбалансов.

Раздел 6

Процесс активации трансграничного РВЧ

910. Целью регулирования процесса активации трансграничного РВЧ является разрешение ОПС выполнять ПВЧ путем передачи мощности на восстановление частоты с другими электроэнергетическими системами.

911. ОПС вправе осуществлять процесс активации РВЧ с другими ОПС из других электроэнергетических систем, заключив договор на активацию трансграничного РВЧ.

912. ОПС внедряет процесс активации трансграничного РВЧ таким образом, чтобы он не влиял на:

1) устойчивость ПСЧ;

2) устойчивость ППОЧ и ПЗР;

3) безопасность функционирования.

913. ОПС осуществляет передачу мощности при восстановлении частоты между зонами РЧМ одним из следующих способов:

1) определение потока активной мощности на виртуальной линии межсистемного соединения, которая включается в расчет ОРВЧ, если активация РВЧ происходит автоматически;

2) адаптация запрограммированного значения обменной мощности или определение потока активной мощности на виртуальной линии межсистемного соединения между зонами РЧМ, где активация РВЧ осуществляется вручную;

3) регулировка потоков активной мощности по линиям межсистемного соединения HVDC.

914. Процесс активации трансграничного РВЧ должен включать в себя резервный механизм, чтобы гарантировать, что передача мощности при сбросе частоты равна нулю или ограничена значением, при котором может быть гарантирована безопасность функционирования.

Раздел 7

Процесс активации трансграничного РЗ

915. Целью регулирования процесса активации трансграничного РЗ является обеспечение возможности ОПС выполнять ПЗР через запрограммированное значение обменной мощности с другими электроэнергетическими системами.

916. ОПС имеет право реализовать процесс активации трансграничных РЗ с другими ОПС из других электроэнергетических систем, заключив договор об активации трансграничных РЗ.

917. ОПС реализует процесс активации трансграничного РЗ таким образом, чтобы он не затрагивал:

1) устойчивость ПСЧ;

2) устойчивость ПВЧ и ПЗР;

3) безопасность функционирования.

918. ОПС реализует запрограммированное значение обменной мощности между зонами РЧМ, по крайней мере, одним из следующих способов:

1) установление перетоков активной мощности на виртуальной линии межсистемного соединения, которая включена в расчет ОРВЧ;

2) корректировка запрограммированного значения обменной мощности;

3) регулировка перетоков активной мощности по линиям межсистемного соединения HVDC.

919. Процесс активации трансграничного РЗ должен включать резервный механизм, гарантируя, что запрограммированное значение обменной мощности равнялось бы нулю или ограничивалось значением, при котором возможно гарантировать безопасность функционирования.

КНИГА III

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ РЕГУЛИРОВКИ ЧАСТОТЫ – МОЩНОСТИ

Раздел 1

Состояния системы, относящиеся к системной частоте

920. ОПС управляет своей зоной регулирования, используя достаточные резервы увеличения или уменьшения активной мощности, которые могут включать общие или обменные резервы, для устранения дисбаланса между спросом и предложением в электроэнергетической системе. ОПС регулирует ОРВЧ для достижения необходимого качества частоты во взаимодействии со всеми ОПС в одной, синхронной зоне.

921. ОПС в режиме, близком к реальному времени контролирует программы производства и обмена, потоки мощности, инжектированные в узловые точки и отвод из узловых точек, а также другие параметры в своей зоне регулирования, значимые для прогнозирования риска отклонения частоты, и, по согласованию с другими OПC в его синхронной зоне, принимает меры для ограничения отрицательного воздействия упомянутых параметров на баланс между производством и потреблением.

922. ОПС обеспечивает обмен данными в режиме реального времени с другими ОПС из той же синхронной зоны, которая включает как минимум:

1) состояние системы;

2) данные измерения в режиме реального времени ОРВЧ в блоках РЧМ.

923. ОПС определяет в операционных соглашениях с другими ОПС в той же синхронной зоне:

1) общие правила работы регулирования частоты-мощности как в нормальном рабочем состоянии, так и в состоянии готовности;

2) рабочие процедуры в случаях исчерпания РВЧ или РЗ. В этих рабочих процедурах ОПС имеет право запрашивать изменения в производстве или потреблении активной мощности генерирующих и потребляющих единиц;

3) порядок действий при состоянии готовности, вызванном нарушением пределов частоты системы. Операционные процедуры направлены на уменьшение отклонения частоты в системе для восстановления состояния системы до нормального рабочего состояния и ограничивание риска перехода в состояние готовности. Операционные процедуры включают право ОПС отклоняться от обязательств, предусмотренных ст.892 1);

4) меры, позволяющие ОПС активно снижать отклонение частоты за счет трансграничной активации резервов;

5) меры по снижению ОРВЧ за счет изменения производства или потребления активной мощности генерирующих или потребляющих единиц.

924. Если система находится в состоянии готовности из-за недостаточных резервов активной мощности, ОПС в тесном взаимодействии с другими ОПС в синхронной зоне и с ОПС в других синхронных зонах должны принять меры по восстановлению и замене необходимых уровней резервов активной мощности. С этой целью ОПС имеет право запросить изменения в производстве или потреблении активной мощности генерирующих или потребляющих единиц в национальной электроэнергетической системе для уменьшения или устранения нарушения требований к запасам активной мощности.

КНИГА IV

РЕЗЕРВЫ ДЛЯ СТАБИЛИЗАЦИИ ЧАСТОТЫ

Раздел 1

Расчет РСЧРСЧ

925. ОПС по взаимному соглашению с другими ОПС в той же синхронной зоне, к которой принадлежит национальная электроэнергетическая система, указывает в операционных соглашениях правила расчета РСЧРСЧ.

926. Значение РСЧРСЧ, которое необходимо обеспечить в национальной электроэнергетической системе, определяется в соответствии с обязательством РСЧРСЧ, которое относится к национальной электроэнергетической системе в синхронной зоне, частью которой она является. Значение РСЧ, которое необходимо обеспечить в национальной электроэнергетической системе, доводится до сведения Агентства.

Раздел 2

Минимальные технические требования для РСЧРСЧ

927. ОПС обеспечивает наличие у РСЧРСЧ следующих свойств:

1) максимальный комбинированный эффект присущей нечувствительности реакции на отклонения частоты и возможная произвольная зона нечувствительности этой реакции на уровне регулятора единиц поставки РСЧРСЧ или блоков поставки РСЧРСЧ – 10 мГц;

2) продолжительность полной активации РСЧРСЧ – 30 секунд;

3) девиация частоты для полной активации РСЧРСЧ – ± 200 мГц;

4) минимальная продолжительность РСЧРСЧ – 15 минут.

928. ОПС по согласованию с другими ОПС в той же синхронной зоне вправе указывать в операционных соглашениях синхронной зоны дополнительные общие свойства РСЧРСЧ, необходимые для обеспечения безопасной работы в синхронной зоне.

929. ОПС вправе устанавливать дополнительные требования к группам поставки РСЧРСЧ в целях обеспечения безопасности функционирования. Эти дополнительные требования должны основываться на технических причинах, таких как географическое распределение генерирующих единиц или единиц, принадлежащих к группе поставки РСЧРСЧ. Поставщик РСЧ должен подстраховаться, что есть возможность мониторинга активации РСЧРСЧ на единицах поставки РСЧ в группе поставки резервов.

930. ОПС имеет право исключить группы, поставляющие РСЧРСЧ из поставки РСЧРСЧ, в целях обеспечения безопасности функционирования. Это исключение должно быть основано на технических причинах, таких как географическое распределение генерирующих или потребляющих единиц, относящихся к группе поставки РСЧРСЧ.

931. Каждая единица поставки РСЧРСЧ и каждая группа поставки РСЧ должны соответствовать свойствам, требуемым для РСЧРСЧ, и любым другим дополнительным свойствам или требованиям и должны активировать согласованный РСЧРСЧ через пропорциональный регулятор, который реагирует на отклонения частоты или основан на монотонной гибридной функции на интервалы с линейными характеристиками частоты-мощности, в случае РСЧРСЧ, активированных через реле.

932. ОПС должен подстраховаться, что комбинированная реакция РСЧРСЧ в национальной электроэнергетической системе соответствовала следующим требованиям:

1) активация РСЧРСЧ не задерживается искусственно и начинается как можно скорее после отклонения частоты;

2) при отклонении частоты, больше или равном 200 мГц, должно быть обеспечено не менее 50% от общей мощности РСЧРСЧ не позднее чем через 15 секунд;

3) в случае девиации частоты более или равной 200 мГц, 100% общей мощности РСЧРСЧ должно быть обеспечено не позднее чем через 30 секунд;

4) в случае девиации частоты больше или равной 200 мГц, активация общей мощности РСЧ увеличивается как минимум линейно с 15 до 30 секунд;

5) если девиация частоты менее 200 мГц, активированная соответствующая мощность РСЧ пропорциональна тому же временному поведению, указанному в пп.1) – 4).

933. ОПС контролирует вклад в РСЧРСЧ и активацию РСЧ в отношении обязательного РСЧ, установленного в синхронной зоне, к которой принадлежит национальная электроэнергетическая система, включая единицы поставки РСЧ и группы поставки РСЧ. Каждый поставщик РСЧ должен предоставить ОПС, для каждого из своих единиц поставки РСЧ и групп поставки РСЧ, как минимум следующую информацию:

1) статус с отметкой времени, показывающий, если РСЧ активированы или дезактивированы РСЧ;

2) данные с отметкой времени об активной мощности, необходимой для проверки активации РСЧ, включая данные с отметкой времени о мгновенной активной мощности;

3) статизм регулятора для генерирующих единиц типа C и D, которые работают как единицы поставки РСЧ, или его эквивалентный параметр для РСЧ, состоящих из генерирующих единиц типа A и/или типа B и/или потребляющих единиц с регулировкой активной мощности при контролируемом потреблении.

934. Каждый поставщик РСЧ имеет право агрегировать эти данные для более чем одной единицы поставки РСЧ при максимальной мощности агрегированных единиц менее 1,5 МВт и возможна четкая проверка активации РСЧ.

935. По запросу ОПС поставщик РСЧ предоставляет в режиме реального времени запрашиваемую информацию с временным разрешением не менее 10 секунд.

936. По запросу ОПС и, если это необходимо для проверки активации РСЧРСЧ, поставщик РСЧ должен предоставить запрошенную информацию о технических установках, которые являются частью той же единицы, которую поставляет РСЧ.

Раздел 3

Процесс предварительной квалификации для РСЧ

937. ОПС разрабатывает процедуру предварительного квалификационного отбора на РСЧ. Процедура публикуется на официальной веб-странице ОПС.

938. Потенциальный поставщик РСЧ должен доказать ОПС, что он соответствует техническим и дополнительным требованиям, успешно завершив процесс предварительной квалификации потенциальных единиц поставки РСЧ или групп поставки РСЧ.

939. Квалификация единиц поставки РСЧ или групп поставки РСЧ переоценивается:

1) не реже одного раза в пять лет;

2) если изменились требования доступности или технические требования к оборудованию;

3) при модернизации оборудования, связанной с активацией РСЧ.

940. По запросу ОПС производители предоставят необходимую информацию и проведут необходимые испытания для квалификационного процесса РСЧ.

Раздел 4

Поставка РСЧ

941. ОПС обеспечивает наличие как минимум обязательного РСЧ, согласованного между всеми ОПС в одной синхронной зоне.

942. ОПС совместно с ОПС той же синхронной зоны не реже одного раза в год определяет величину К-фактора в соответствующей синхронной зоне.

943. ОПС по согласованию с ОПС той же синхронной зоны определяет в операционном соглашении синхронной зоны квоты К-фактора для национальной электроэнергетической системы.

944. Поставщик РСЧ должен гарантировать бесперебойную доступность РСЧ, за исключением принудительного вывода из эксплуатации единицы поставки РСЧ в период, в котором он обязан поставить РСЧ.

945. Каждый поставщик РСЧ должен как можно скорее проинформировать ОПС об изменении фактической доступности единицы поставки РСЧ и/или группы поставки РСЧ, полностью или частично, в связи с результатами предварительной квалификации.

946. ОПС обеспечивает или требует от своих поставщиков РСЧ, чтобы они обеспечивали, чтобы потеря одной единицы поставки РСЧ не угрожала безопасности функционирования путем:

1) ограничения квоты РСЧ поставляемого каждой единицей поставки РСЧ до 5 % от резервной мощности на РСЧ, необходимой для всей синхронной зоны, частью которой является национальная электроэнергетическая система;

2) полное резервирование РСЧ, если оно распространяется только на одну единицу поставки РСЧ;

3) замещение РСЧ, вышедших из строя из-за принудительного вывода из эксплуатации или недоступности единицы поставки РСЧ или группы поставки РСЧ в кратчайшие сроки и в соответствии с условиями, установленными ОПС.

947. Минимальный период активации, который обеспечивается поставщиками РСЧ составляет минимум 15 минут и максимум 30 минут.

КНИГА V

РЕЗЕРВЫ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЧАСТОТЫ

Раздел 1

Расчет РВЧ

948. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, частью которой является национальная электроэнергетическая система, устанавливает правила расчета РВЧ в операционном соглашении блока РЧМ.

949. Правила расчета РВЧ должны включать или принимать во внимание как минимум следующее:

1) резервная мощность, необходимая для РВЧ блока РЧМ на основе как минимум одной вероятностной методологии, основанной на последовательных исторических записях, содержащих как минимум исторические значения дисбаланса блока РЧМ;

2) эталонный инцидент, который представляет собой наибольший дисбаланс, который может возникнуть в результате мгновенного изменения активной мощности отдельной генерирующей единицы, одного места потребления или одной линии межсистемного соединения HVDC или отключения линии переменного тока в блоке РЧМ;

3) соотношение между автоматическим РВЧ, ручным РВЧ, полное время активации автоматического РВЧ и полное время активации ручного РВЧ;

4) положительная резервная мощность на РВЧ, которая не может быть меньше положительного инцидента расчета блока РЧМ;

5) отрицательная резервная мощность на РВЧ, которая не может быть меньше отрицательного инцидента расчета блока РЧМ;

6) любые географические ограничения для его распределения в блоке РЧМ и любые географические ограничения для любого обмена или разделения резервов с другими блоками РЧМ в целях соблюдения пределов безопасности функционирования;

7) положительная резервная мощность на РВЧ или комбинация резервной мощности на РВЧ и РЗ достаточна для покрытия положительных дисбалансов в блоке РЧМ не менее 99% времени, исходя из исторических записей;

8) отрицательная резервная мощность на РВЧ или комбинация резервной мощности на РВЧ и РЗ достаточна для покрытия отрицательных дисбалансов в блоке РЧМ не менее 99% времени, исходя из исторических записей;

950. ОПС по согласованию с ОПС блока РЧМ, частью которого является национальная электроэнергетическая система, устанавливает в операционном соглашении в блоке РЧМ конкретное распределение ответственности между ОПС, относящимися к РВЧ, установленных для всего блока.

951. ОПС должен иметь достаточную резервную мощность на РВЧ в любой момент.

Раздел 2

Минимальные технические требования для РВЧ

952. Минимальные технические требования для РВЧ следующие:

1) единица поставки РВЧ или группа поставки РВЧ должна активировать РВЧ в соответствии с эталонным значением, полученным от ОПС;

2) единица поставки РВЧ или группа поставки РВЧ для автоматических РВЧ должна иметь задержку автоматического включения РВЧ не более 30 секунд;

3) поставщик РВЧ должен обеспечить возможность отслеживания активации РВЧ на единицах поставки РВЧ из группы поставки резервов. Для этой цели поставщик РВЧ должен иметь возможность поставлять ОПС измеренные значения в режиме реального времени в точке подключения или другой точке взаимодействия, согласованной с ОПС в отношении:

a) запрограммированного производства активной мощности с отметкой времени;

b) мгновенной активной мощности с отметкой времени для:

каждой единицы поставки РВЧ;

каждой группы поставки РВЧ;

каждой генерирующей единицы или потребляющей единицы, или группы поставки РВЧ с максимальным производством активной мощности, больше или равным 1,5 МВт;

4) единица поставки РВЧ или группа поставки РВЧ для автоматических РВЧ должна иметь возможность активировать свою полную резервную мощность на автоматическом РВЧ во время полной активации автоматического РВЧ;

5) единица поставки РВЧ или группа поставки РВЧ для ручного РВЧ должна быть в состоянии активировать свою полную резервную мощность на ручном РВЧ во время полной активации ручного РВЧ;

6) поставщик РВЧ должен соответствовать требованиям доступности РВЧ;

7) единица поставки РВЧ или группа поставки РВЧ должна соответствовать требованиям по скорости нагрузки в блоке РЧМ.

953. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, к которому принадлежит национальная электроэнергетическая система, устанавливает требования доступности РВЧ и требования контроля качества генерирующих единиц РВЧ и групп поставки РВЧ в их блоке РЧМ в операционном соглашении в блоке РЧМ.

954. ОПС должен принять технические требования для подключения единиц поставки РВЧ и групп поставки РВЧ для обеспечения поставки РВЧ в условиях надежности и безопасности.

955. Каждый поставщик РВЧ должен:

1) подстраховаться, чтобы единицы поставки РВЧ, и группы поставки РВЧ соответствовали минимальным техническим требованиям для РВЧ, требованиям доступности РВЧ и требованиям к скорости изменения нагрузки.

2) в кратчайшие сроки проинформировать ОПС о снижении фактической доступности своей единицы поставки РВЧ или группы поставки РВЧ или части этой группы.

956. ОПС обеспечивает мониторинг соответствия минимальным техническим требованиям для РВЧ, требованиям доступности РВЧ, требованиям к скорости изменения нагрузки и требованиям к подключению посредством единиц поставки РВЧ и групп поставки РВЧ.

Раздел 3

Процесс предварительной квалификации для РВЧ

957. ОПС разрабатывает и утверждает предварительную квалификационную процедуру для РВЧ. Процедура публикуется на официальной веб-странице ОПС.

958. Потенциальный поставщик РВЧ должен продемонстрировать ОПС, что он соответствует минимальным техническим требованиям для РВЧ, требованиям доступности РВЧ, требованиям к скорости изменения нагрузки и требованиям к подключению, успешно завершив процесс предварительной квалификации потенциальных единиц поставки РВЧ или потенциальных групп поставки РВЧ.

959. Потенциальный поставщик РВЧ подает официальный запрос ОПС с обязательной информацией о потенциальных единицах поставки РВЧ или группах поставки РВЧ. В течение 8 недель с даты получения запроса ОПС должен подтвердить достаточность информации в запросе. Если ОПС считает, что информация неполная, он запрашивает дополнительную информацию, а потенциальный поставщик РВЧ предоставляет дополнительную информацию в течение 4 недель от получения заявки. Если потенциальный поставщик РВЧ не предоставляет запрошенную информацию в указанные сроки, заявка считается отозванной.

960. В течение 3 месяцев от подтверждения ОПС того, что заявка содержит необходимую информацию, ОПС должен оценить предоставленную информацию и решить, соответствуют ли потенциальные единицы поставки РВЧ или группы поставки РВЧ критериям предварительной квалификации для РВЧ. ОПС уведомляет потенциального поставщика РВЧ о принятом решении.

961. Квалификация единиц поставки РВЧ или групп поставки РВЧ подлежит повторной оценке:

1) не реже одного раза в пять лет;

2) если изменились технические требования или требования к доступности оборудования.

962. В целях обеспечения безопасности функционирования ОПС имеет право исключить группы, поставляющие РВЧ из поставки РВЧ на основании технических аргументов, таких как географическое распределение генерирующих единиц или потребляющих единиц, входящих в группу поставки РВЧ.

КНИГА VI

ЗАМЕЩЕНИЕ РЕЗЕРВОВ

Раздел 1

Расчет РЗ

963. ОПС управляет процессом замещения резервов.

964. ОПС по согласованию с ОПС блока РЧМ, частью которого является национальная электроэнергетическая система, определяют правила расчета РЗ в операционном соглашении в блоке РЧМ.

965. Правила расчета РЗ должны включать как минимум следующие требования:

1) на РЗ должна быть достаточная положительная резервная мощность для замещения необходимого количества положительного РВЧ.

2) на РЗ должна быть достаточная отрицательная резервная мощность для замещения необходимого количества отрицательного РВЧ.

3) на РЗ должна быть достаточная резервная мощность, если это учитывается при расчете резервной мощности на РВЧ, чтобы соответствовать требованиям по качеству ОРВЧ.

4) соблюдение безопасности функционирования в блоке РЧМ для определения резервной мощности на РЗ.

966. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, частью которого является национальная электроэнергетическая система, могут уменьшить резервную РЗ блока РЧМ, полученную в результате расчета РЗ, путем разработки соглашения о распределении РЗ, соответствующей мощности на РЗ с другими блоками РЧМ. ОПС ограничивает использование своей резервной РЗ, чтобы:

1) гарантировать, что еще может соответствовать целевым параметрам для ОРВЧ;

2) подстраховаться что операционной безопасности ничего не грозит;

3) подстраховаться, чтобы уменьшение резервной мощности на РЗ не превышало оставшуюся резервную мощность на РЗ блока РЧМ.

967. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, к которому принадлежит национальная электроэнергетическая система, указывают в операционном соглашении в блоке РЧМ распределение ответственности между ОПС за выполнение правил расчета РЗ.

968. ОПС всегда должен иметь достаточную резервную мощность на РЗ в соответствии с правилами расчета РЗ. ОПС указывает, в операционном соглашении в блоке РЧМ процедуру эскалации ситуаций серьезного риска недостаточной резервной мощности на РЗ.

Раздел 2

Минимальные технические требования для РЗ

969. Единицы поставки РЗ и группы поставки РЗ должны соответствовать следующим минимальным техническим требованиям:

1) активация РЗ в соответствии с эталонным значением, полученным от ОПС;

2) активация полной резервной мощности на РЗ на период активации, определяемый ОПС;

3) дезактивация РЗ в соответствии с эталонным значением, полученным от ОПС;

4) поставщик РЗ должен подстраховаться, что есть возможность отслеживания активации РЗ на единицах поставки РЗ из группы поставки резервов. Для этой цели поставщик РЗ должен суметь поставить ОПС значения, измеренные в режиме реального времени в точке подключения или в другой точке взаимодействия, согласованной с ОПС в отношении:

a) запрограммированного производства активной мощности с отметкой времени для каждой единицы поставки РЗ или группы поставки РЗ и для каждой генерирующей единицы или потребляющей единицы поставки группы РЗ с максимальным производством активной мощности, более или равном 1,5 МВт;

b) мгновенной активной мощности с отметкой времени, для каждой единицы поставки РЗ или группы поставки РЗ и для каждой генерирующей единицы или потребляющей единицы группы поставки РЗ с максимальным производством активной мощности, более или равным 1,5 МВт;

5) выполнения требований доступности РЗ.

970. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, к которому относится национальная электроэнергетическая система, указывают требования доступности РЗ и требования контроля качества на единицах поставки РЗ и группах поставки РЗ в операционном соглашении в блоке РЧМ.

971. ОПС должен принимать технические требования для подключения единиц поставки РЗ и групп поставки РЗ для обеспечения поставки РЗ в условиях надежности и безопасности, как описано в процессе предварительной квалификации.

972. Каждый поставщик РЗ:

1) удостоверятся, чтобы единицы поставки РЗ и группы поставки РЗ соответствовали минимальным техническим требованиям для РЗ и требованиям доступности РЗ;

2) информирует ОПС о снижении реальной доступности или принудительного вывода из эксплуатации своей единицы поставки РЗ или группы поставки РЗ или части последней как можно быстрее.

973. ОПС обеспечивает мониторинг соответствия и соблюдение технических требований для РЗ, требований доступности РЗ и требований по подключению РЗ к его единицам поставки РЗ и группам поставки РЗ.

Раздел 3

Процесс предварительной квалификации для РЗ

974. ОПС разрабатывает процесс предварительной квалификации для РЗ, разъясняет и делает общедоступными подробности о нем.

975. Потенциальный поставщик РЗ должен продемонстрировать ОПС, что он соблюдает минимальные технические требования для РЗ, требования доступности для РЗ и требования к подключению путем успешного завершения процесса предварительной квалификации потенциальных единиц поставки РЗ или потенциальных групп поставки РЗ.

976. Потенциальный поставщик РЗ подает официальный запрос ОПС с приложением обязательной информации о потенциальных единицах поставки РЗ или группах поставки РЗ. В течение 8 недель с даты получения заявки, ОПС должен подтвердить, наличие необходимой информации к данной заявке. Если ОПС считает, что информация неполная, потенциальный поставщик РЗ должен предоставить запрашиваемую дополнительную информацию в течение 4 недель с даты получения запроса на предоставление этой информации. Если потенциальный поставщик РЗ в указанный срок не предоставит запрошенную информацию, заявка считается отозванной.

977. В течение 3 месяцев с даты подтверждения того, что к заявке представлена информация, ОПС должен оценить предоставленную информацию и решить, соответствуют ли потенциальные единицы поставки РЗ или группы поставки РЗ критериям предварительной квалификации для РЗ. О своем решении ОПС уведомляет потенциального поставщика РЗ.

978. Квалификация единиц поставки РЗ или групп поставки РЗ подлежит повторной оценке:

1) не реже одного раза в пять лет;

2) если технические требования или требования к доступности оборудования изменились.

979. В целях обеспечения безопасности функционирования ОПС имеет право отказать в поставке РЗ группами поставки РЗ на основании технических аргументов, таких как географическое распределение генерирующих единиц или потребляющих единиц, образующих группу поставки РЗ.

КНИГА VII

ОБМЕН И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЗЕРВОВ

Раздел 1

Обмен и распределение РСЧ в синхронной зоне

980. Обмен РСЧ предполагает передачу обязательного РСЧ от ОПС другим ОПС для соответствующей резервной мощности РСЧ для ОПС.

981. ОПС совместно с ОПС соседних электроэнергетических систем имеет право указать в операционных соглашениях применимые пределы обмена РСЧ для:

1) предотвращения внутренних скоплений при активации РСЧ;

2) обеспечения равномерного распределения РСЧ при разделении сети;

3) предотвращения дестабилизации ПВЧ или безопасности функционирования.

982. ОПС может отказать в обмене РСЧ, если это могло бы сгенерировать потоки мощности, которые нарушают пределы безопасности функционирования в момент активации резервной мощности на РСЧ, являющийся предметом обмена РСЧ.

983. ОПС проверяет, достаточен ли у него запас надежности для обеспечения потоков мощности в результате активации резервной мощности РСЧ, являющийся предметом обмена РСЧ.

984. ОПС не разделяет РСЧ с другими ОПС для выполнения своего обязательного РСЧ.

Раздел 2

Обмен и распределение РВЧ и РЗ в синхронной зоне

985. ОПС совместно с ОПС блока РЧМ, частью которого является национальная электроэнергетическая система, определяют в операционном соглашении роли и обязанности в отношении обмена или совместного использования РВЧ и/или РЗ, включая:

1) количество резервной мощности на РВЧ и РЗ, подлежащей обмену или распределению РВЧ/РЗ;

2) внедрение процесса активации трансграничного РВЧ/РЗ;

3) минимальные технические требования к РВЧ/РЗ относящиеся к процессу активации трансграничного РВЧ/РЗ;

4) внедрение предварительной квалификации для резервной мощности на РВЧ и РЗ, подлежащих обмену;

5) обязанность контролировать соблюдение технических требований для РВЧ/РЗ и требований доступности резервной мощности на РВЧ и РЗ, подлежащих обмену;

6) процедуры, гарантирующие, что обмен или распределение РВЧ/РЗ не генерируют потоки мощности, которые нарушают пределы безопасности функционирования.

986. ОПС совместно с ОПС соседних электроэнергетических систем имеют право указать в операционных соглашениях применимые пределы обмена РВЧ/РЗ для:

1) предотвращения внутренних перегрузок в случае активации РВЧ/РЗ;

2) обеспечения равномерного распределения РВЧ/РЗ в случае разделения сети;

3) во избежание дестабилизации ППОЧ/ПЗР или безопасности функционирования.

987. ОПС может отказать в обмене или распределении, если это может генерировать потоки мощности, которые нарушают пределы безопасности функционирования, при активации резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющейся предметом обмена РВЧ или РЗ.

988. ОПС удостоверится, что обмен РВЧ/РЗ не помешает соблюдению требований к правилам расчета РВЧ или РЗ.

989. ОПС совместно с ОПС из блока РЧМ, частью которого является национальная электроэнергетическая система, определяют в операционном соглашении в блоке РЧМ роли и обязанности ОПС в отношении обмена или распределения РВЧ и/или РЗ с ОПС из других блоков РЧМ.

Раздел 3

Обмен и распределение РСЧ, РВЧ и РЗ между синхронными зонами

990. ОПС имеет право использовать процесс обмена или распределения РСЧ, РВЧ, РЗ между синхронными зонами.

991. Операторы и/или управляющие линией межсистемного соединения HVDC, которая соединяет синхронные зоны, поставляет ОПС возможность проведения обмена и распределения РСЧ, РВЧ и РЗ, если эта технология установлена.

992. В целях обмена или распределения РСЧ, РВЧ и РЗ ОПС должен разработать и принять соглашение о сотрудничестве и работы HVDC с управляющими линии межсистемного соединения HVDC и/или с операторами линии межсистемного соединения HVDC или с юридическими лицами, которые включают управляющих линии межсистемного соединения HVDC и/или операторов линии межсистемного соединения HVDC, включая:

1) взаимодействия на всех временных интервалах, включая планирование и активацию;

2) коэффициент чувствительности МВт/Гц, линейная/динамическая или статическая/прогрессивная функция отклика каждой линии межсистемного соединения HVDC, соединяющей синхронные зоны;

3) долю/взаимодействие этих функций в различных, трассах HVDC между синхронными зонами.

993. ОПС может отказать в обмене или распределении, если они могут генерировать потоки мощности, которые нарушают пределы безопасности функционирования в момент активации резервной мощности на РВЧ и РЗ, являющимися предметом обмена РВЧ или РЗ.

КНИГА VIII

СОТРУДНИЧЕСТВО С ОРС

994. ОПС и ОРС сотрудничают с целью облегчения и разрешения поставки резервов активной мощности посредством групп поставки резервов или единиц поставки, находящихся в распределительных системах.

995. В процессе предварительной квалификации для РСЧ, РВЧ и РЗ ОПС должен разработать и определить совместно с ОРС сроки обмена информацией, необходимой для этих процессов предварительной квалификации в отношении единиц поставки резервов или групп поставки резервов, расположенных в распределительных системах, относительно поставки резервов активной мощности. Процесс предварительной квалификации для РСЧ, РВЧ и РЗ определяет информацию, которая должна быть предоставлена потенциальными единицами или группами поставки резервов, которая включает:

1) уровни напряжения и точки подключения единиц или групп поставки резервов;

2) тип резервов активной мощности;

3) максимальная резервная мощность, поставляемая единицами или группами поставки резервов в каждой точке соединения присоединения;

4) максимальная скорость изменения активной мощности для единиц или групп поставки резервов.

996. Процесс предварительной квалификации основан на согласованном графике и правилах обмена информацией и поставки резервов активной мощности между ОПС и ОРС. Процесс предварительной квалификации должен длиться не более трех месяцев с момента подачи официальной заявки единицей или группой поставки резервов.

997. В процессе предварительной квалификации единицы или группы поставки, подключенной к своей распределительной системе, ОРС в сотрудничестве с ОПС имеет право ограничить или исключить поставку резервов активной мощности, расположенной в своей распределительной системе, по техническим причинам, таким как географическое расположение единиц поставки резервов и групп поставки резервов.

998. ОРС имеет право, в сотрудничестве с ОПС, установить временные пределы для поставки резервов активной мощности в своей распределительной системе до активации резервов. ОПС соответственно устанавливает процедуры, применимые по согласованию с ОРС.

[Часть четвертая (пкт.865-998) введена Пост.НАРЭ N 656 от 21.12.2021, в силу 07.01.2022]

ЧАСТЬ V

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БАЛАНСА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

[Часть V (пкт.999-1052) введена Пост.НАРЭ N 656 от 21.12.2021, в силу 07.01.2022]

КНИГА I

ФУНКЦИИ И ОБЯЗАННОСТИ

Раздел 1

Роль оператора передающей системы

999. В контексте данной книги, ОПС представляет оператора передающей системы, ответственного за единое оперативно-технологическое управление электроэнергетической системой.

1000. ОПС является ответственным за приобретение услуг балансировки от поставщиков услуг балансировки для гарантирования безопасности функционирования.

1001. ОПС применяет модель самодиспетчеризации для установления программ производства и потребления.

Раздел 2

Сотрудничество с операторами распределительной системы

1002. Операторы распределительной системы, операторы передающих систем и системные операторы, поставщики услуг балансировки и стороны, ответственные за балансировку, сотрудничают для обеспечения эффективной и действенной балансировки.

1003. Каждый ОРС должен своевременно предоставлять всю информацию, необходимую для выполнения оплаты дисбалансов ОПС, в соответствии с данным Кодексом, Правилами рынка электроэнергии и другими нормативными актами.

1004. Операторы распределительных систем должны сообщать ОПС о любых ограничениях, которые могут повлиять на выполнение требований настоящего Кодекса.

Раздел 3

Роль поставщиков услуг балансировки

1005. Поставщик услуг балансировки должен квалифицироваться для права подачи предложений балансировочной энергии или балансировочной мощности, которые активируются или приобретаются ОПС, путем подписания договора на участие в балансирующем рынке электроэнергии и успешного прохождения предварительной квалификации.

1006. Каждый поставщик услуг балансировки должен подавать в ОПС свои предложения, которые оказывают воздействие на одну или несколько сторон, ответственных, за балансировку.

1007. Каждый поставщик услуг балансировки участвующий в процессе закупки балансировочной электроэнергии, передает и имеет право обновлять свои ежедневные предложения и фиксированные предложения до времени закрытия ворот для процесса закупки.

1008. Каждый поставщик услуг балансировки, имеющий договор на поставку балансировочной электроэнергии, передает ОПС предложения балансировочной энергии или предложения, связанные с процессами интегрированного планирования, соответствующие количествам, продуктам и другим требованиям, предусмотренным в договоре участия в балансирующем рынке электроэнергии.

1009. Каждый поставщик услуг балансировки передает ОПС предложения балансировочной энергии из стандартных продуктов или из специфических продуктов или предложения, связанные с интегрированными процессами планирования, для которых прошел процесс предварительной квалификации.

1010. Цена предложений балансировочной электроэнергии или предложений, связанных с интегрированными процессами планирования из стандартных и специфических продуктов, не предопределена договором на участие в балансирующем рынке электроэнергии.

1011. Не должно быть никакого различия между предложениями балансировочной энергии или предложениями, связанными с интегрированными процессами планирования и предложениями балансировочной энергии или предложениями, связанными с интегрированными процессами планирования.

1012. В случае каждого продукта балансировочной энергии или мощности для балансирования единица поставки резервов, группа поставки резервов, место потребления или третья стороны и ассоциированные стороны должны принадлежать к одной и той же программированной зоне.

Раздел 4

Роль сторон, ответственных за балансировку

1013. В режиме реального времени каждая сторона, ответственная за балансировку, стремится к балансировке или стремится внести свой вклад в балансирование электроэнергетической системы.

1014. Каждая сторона, ответственная за балансировку, несет финансовую ответственность за устранение дисбалансов с ОПС.

1015. Каждая балансирующая сторона может вносить поправки в программы для корректировки своей договорной позиции в соответствии с требованиями Правил рынка электроэнергии, утвержденных НАРЭ.

Раздел 5

Положения и условия балансировки

1016. Поставщики услуг балансировки будут рассматриваться как производители с генерирующими блоками типа B, C и D, для чего они должны пройти этап квалификации.

1017. Для производственных единиц, для которых доступность первичного источника электроэнергии не может быть активно контролирована, доступная мощность, указанная в декларации о доступности, для которой осуществляется предложение, равна по меньшей мере значению чистой мощности, указанной в физических уведомлениях.

1018. Для когенерационных производственных единиц принято указывать минимальное техническое значение, равное значению активной мощности, соответствующей плановой тепловой нагрузке.

1019. Стоимость энергии, поставляемой производственной единицей, будет скорректирована для обеспечения равенства между суммой значений, поставленных производственными единицами, и чистой производственной стоимостью электростанции, частью которой являются эти производственные единицы.

1020. Механизм балансировки включает рынки, на которых продаются стандартные и/или специфические продукты.

1021. Перечень стандартной продукции должен включать как минимум:

1) Энергию и мощность для процесса автоматического восстановления частоты;

2) Энергию и мощность для процесса ручного восстановления частоты;

3) Энергию и мощность для процесса замещения резерва.

1022. Технические требования к стандартной продукции определяются ОПС и утверждаются после публичных консультаций. ОПС уведомляет НАРЭ об утверждении технических требований к стандартной продукции.

1023. ОПС может определять специфические продукты и предлагать их Агентству для согласования.

1024. С точки зрения механизма балансировки, производственными единицами считаются:

1) ветряные и солнечные электростанции для каждой производственной площадки;

2) генерирующие блоки тепловых и гидроэлектростанций;

3) генерирующий блок, созданный путем объединения в единицу нескольких генерирующих блоков типа B, которые соответствуют условиям агрегирования, установленным ОПС.

1025. Для обеспечения равенства количества балансировочной энергии, поставляемой на уровне производственной единицы и электростанции, будут применяться соответствующие расчетные формулы.

КНИГА II

УСЛУГИ БАЛАНСИРОВКИ

Глава 1

БАЛАНСИРОВОЧНАЯ ЭНЕРГИЯ

Раздел 1

Активация предложений балансировочной энергии из

общих списков экономического преимущества

1026. Для поддержания соответствующего баланса системы ОПС использует предложения балансировочной энергии, которые доступны для поставки на основании списков экономического преимущества.

1027. ОПС может сотрудничать с ОПС соседних электроэнергетических систем в создании механизмов балансировки, которые позволят использовать общие списки экономического преимущества.

1028. ОПС не активирует предложения балансировочной энергии до соответствующего времени закрытия ворот для балансировочной энергии, за исключением случая, когда система находится в состоянии готовности или в чрезвычайном положении, когда эти активации способствуют смягчению состояний системы, и за исключением случая, когда эти предложения служат целям, отличным от балансировки.

1029. Для каждого предложения активированной балансировочной энергии из списка экономического преимущества ОПС должен определить цель активации.

1030. Если активация предложений балансировочной энергии отклоняется от результатов функции оптимизации активации, ОПС включает информацию о причинах, по которым произошло соответствующее отклонение.

1031. Запрос на активацию балансировочной энергии из функции оптимизации активации обязует ОПС принимать безусловный обмен балансировочной энергии. Соединяющий ОПС обеспечивает активацию предложения балансировочной энергии, выбранной функцией оптимизации активации.

1032. Активация предложений балансировочной энергии основана на модели ОПС – ОПС с общим списком оценки качества.

1033. ОПС передает в функцию оптимизации активации все данные, необходимые для работы алгоритмов функции оптимизации активации.

1034. ОПС должен передать функции оптимизации активации до момента закрытия ворот для передачи предложений энергии, все предложения балансировочной энергии, полученные от поставщиков услуг балансировки. ОПС не изменяет, а также не приостанавливает предложения балансировочной энергии, которые были утверждены.

1035. ОПС может запросить активацию предложений балансировочной энергии из списков экономической оценки качества до общего количества доступной балансировочной энергии. Общее количество балансировочной энергии, которое может быть активировано ОПС, представляет собой сумму количеств в предложениях балансировочной энергии из общих или внутренних списков оценки качества.

Раздел 2

Функция оптимизации активации

1036. ОПС устанавливает функцию оптимизации активации, чтобы оптимизировать активацию предложений балансировочной энергии из разных списков экономической оценки качества. Эта функция должна учитывать как минимум:

1) процессы активации и технические ограничения от различных продуктов балансировочной энергии;

2) безопасность функционирования;

3) технические и сетевые ограничения;

4) все предложения балансировочной энергии, включенные в совместимых списках оценки качества;

5) возможность компенсации запросов активации в обратном направлении;

6) запросы активации, отправленные другими ОПС;

7) доступная межзональная мощность.

1037. Общие списки оценки качества состоят из предложений балансировочной энергии от стандартных продуктов. Предложения балансировочной энергии роста и сокращения включаются отдельно в различные общие списки оценки качества.

1038. Каждая функция оптимизации активации использует по крайней мере один общий список оценки качества для предложений на увеличение балансировочной энергии и общий список оценки качества для предложений на сокращение балансировочной энергии.

1039. Функция оптимизации активации отбирает предложения балансировочной энергии и запрашивает активацию отобранных предложений балансировочной энергии.

1040. Функция оптимизации активации передает подтверждение активации предложений балансировочной энергии ОПС. Поставщики активированных услуг балансировки несут ответственность за поставку необходимого количества электроэнергии до конца периода поставки.

1041. ОПС использует все предложения балансировочной энергии из списков оценки качества для процесса восстановления частоты и процесса замещения резервов с целью балансировки системы как можно более эффективно с учетом безопасности функционирования.

1042. За исключением случая, когда система находится в нормальном рабочем состоянии, ОПС может принять решение о балансировании системы, используя только предложения балансировочной энергии, полученной от поставщиков услуг балансировки национальной электроэнергетической системы, если это решение способствует смягчению серьезности текущего состояния системы.

Глава II

БАЛАНСИРОВОЧНАЯ МОЩНОСТЬ

Раздел 1

Правила закупок

1043. ОПС должен периодически и не реже одного раза в год пересматривать и определять требования к необходимой резервной мощности. ОПС должен проводить анализ обеспечения оптимальной резервной мощности с целью минимизации затрат, связанных с обеспечением резервной мощности. В этом анализе рассматриваются следующие варианты обеспечения резервной мощности:

1) приобретение балансировочной мощности в национальной электроэнергетической системе и обмен балансировочной мощности для соседних OPC, при необходимости;

2) разделение резервов, при необходимости;

3) количество балансировочной энергии из предложений, по которым не заключены договоры, которые как ожидается, будут доступны как в национальной электроэнергетической системе, так и в соседних электроэнергетических системах, с учетом имеющейся межзональной мощности.

1044. ОПС приобретает балансировочную мощность на рынке системных услуг в соответствии с положениями Правил рынка электроэнергии.

Раздел 2

Обмен балансировочной мощности

1045. ОПС совместно с другими ОПС имеет право осуществить взаимный обмен балансировочной мощности и составляет предложение по установлению общих и армонизированных правил для обмена и приобретения балансировочной мощности.

1046. Обмен балансировочной мощности осуществляется на основании модели ОПС – ОПС, согласно которой два или более ОПС устанавливают метод для совместного приобретения балансировочной мощности, с учетом доступной межзональной мощности и операционных пределов.

1047. В случае обмена мощностями ОПС должен передать функции оптимизации приобретения мощности все предложения балансировочной мощности из стандартных продуктов.

1048. ОПС в случае обмена балансировочной мощности, обеспечивает доступность межзональной мощности а также безопасность функционирования, установленная одной из следующих:

1) методологией расчета вероятности доступности межзональной мощности после часов закрытия ворот внутридневного рынка;

2) методологиями распределения межзональной мощности в балансировочном диапазоне.

1049. ОПС совместно с ОПС, с которым обменивается балансировочной мощностью в отношении резервов восстановления частоты и резервов замещения, могут разработать предложение методологии расчета вероятности в отношении доступности межзональной мощности после момента закрытия ворот внутридневного рынка.

Методология описывает как минимум:

1) процесс проведения оценки значимого периода, соответствующий обмену балансировочной мощности;

2) метод оценки риска недоступности межзональной мощности из-за запланированных и незапланированных отключений и из-за перегрузок;

3) метод оценки риска недостаточной резервной мощности из-за недоступности межзональной мощности;

4) требования о применении решения последней инстанции в случае недоступности межзональной мощности или недостаточной резервной мощности;

5) требования к ex post рассмотрению и мониторингу рисков;

6) правила, обеспечивающие расчет.

1050. Методология расчета вероятности наличия внутридневной мощности после времени закрытия ворот внутридневного рынка должна быть внедрена после ее утверждения НАРЭ.

1051. ОПС не увеличивают расчетный запас надежности для процесса распределения межзональной мощности из-за обмена балансировочной мощности в отношении резервов восстановления частоты и резервов замещения.

1052. В случае обмена балансировочной мощности ОПС могут использовать межзональную балансировочную мощность для обмена балансировочной электроэнергии, когда межзональная мощность является:

1) доступной после завершения процесса распределения межзональной мощности и/или после закрытия ворот внутридневного рынка;

2) свободной после завершения процесса предоставления межзональной мощности и/или после закрытия ворот внутридневного рынка;

3) предоставляется в процессе распределения межзональной мощности.

[Часть V (пкт.999-1052) введена Пост.НАРЭ N 656 от 21.12.2021, в силу 07.01.2022]

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

В таблице указаны минимальные периоды, в течение которых место потребления, подключенное к передающей электрической сети, место распределения, подключенное к передающей электрической сети, или система распределения должны иметь способность работать на разных частотах, которые отличаются от номинального значения, без отключения от сети.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Диапазоны напряжения и периоды времени, упомянутые в п.204

В таблице указаны минимальные периоды, в течение которых место потребления, подключенное к передающей электрической сети, место распределения, подключенное к передающей электрической сети, или система распределения, подключенная к передающей электрической сети, должна иметь возможность работать без отключения от сетевого напряжения, которое отклоняется от эталонного значения 1 о.е. в точке подключения, где напряжение, рассматриваемое для единых значений о.е., равно или выше 110 кВ и до 300 кВ (не включительно).

В таблице указаны минимальные периоды, в течение которых место потребления, подключенное к передающей электрической сети, место распределения, подключенное к передающей электрической сети, или система распределения, подключенная к передающей электрической сети, должна иметь возможность работать без отключения от сетевого напряжения, которое отклоняется от эталонного значения 1 о.е. в точке подключения, где напряжение, рассматриваемое для единых значений о.е., равно или выше 300 кВ и до 400 кВ (включительно).

В таблице указаны минимальные периоды, в течение которых место потребления, подключенное к передающей электрической сети, место распределения, подключенное к передающей электрической сети, или система распределения, подключенная к передающей электрической сети, должна иметь возможность работать без отключения от сетевого напряжения, которое отклоняется от эталонного значения 1 о.е. в точке подключения, где напряжение, рассматриваемое для единых значений о.е., превышает 400 кВ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Таблица указывает минимальные периоды, в течение которых система HVDC должна быть способна работать на разных частотах, которые отклоняются от номинального значения, без отключения от сети.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Требования,

применимые к реагированию на частоту, реагированию на отклонения

частоты – повышение частоты и реагированию на отклонения

частоты – понижение частоты

A. Реагирование на частоту

1. При работе в режиме реагирования на частоту (АНЧ):

(a) система HVDC должна быть способна реагировать на отклонения частоты каждой сети переменного тока, подключенной путем регулировки передачи активной мощности, как показано на рисунке 10, и в соответствии с параметрами, указанными ОСП, в пределах, указанных в таблице 11. Эта спецификация доводится до сведения Агентства. Способы реализации этого уведомления устанавливаются в соответствии с применимой национальной нормативной базой;

(b) корректировка реагирования активной мощности на отклонения частоты ограничено минимальной пропускной способностью активной мощности системы HVDC и максимальной пропускной способностью активной мощности системы HVDC (в каждом направлении).

Рисунок 10. Способность реагирования на частотные отклонения системы HVDC в режиме АНЧ, случай, где мёртвая зона и зона нечувствительности нулевые, с положительным заданным значением активной мощности (режим импорта). ΔP – это изменение активной выходной мощности системы HVDC. f_n – целевая частота в сети переменного тока, где предоставляется услуга АНЧ, а Δf – отклонение частоты в сети переменного тока, где предоставляется услуга АНЧ.

(c) следуя инструкции, передаваемой ОСП, система HVDC должна иметь возможность корректировать статизм для восходящего и нисходящего регулирования, мёртвую зону для реагирования на частоту и операционный диапазон изменения в пределах диапазона активной мощности, доступной для АНЧ, показанного на рисунке 10, и, в более общем смысле, в пределах, установленных в лит.(a) и (b). Эти значения должны быть доведены до сведения Агентства. Способы реализации этого уведомления устанавливаются в соответствии с применимой национальной нормативной базой;

(d) в результате изменения шага частоты система HVDC должна позволять регулировать активную мощность при реагировании на отклонения частоты, определенного на рисунке 10, чтобы было реагирование:

(i) настолько быстро, насколько позволяют технические возможности;

(ii) на полной линии или выше, в соответствии с рисунком 11, в соответствии с параметрами, указанными ОСП, в пределах, предусмотренных в таблице 12 ниже:

- система HVDC должна быть способна корректировать выходную активную мощность ΔΡ до предела диапазона активной мощности, требуемого ОСП, в соответствии с t₁ и t₂ согласно пределам из таблицы 12, где t₁ является исходным диапазоном, а t₂ – время полной активации. Значения для t₁ и t₂ определяются ОСП при условии уведомления Агентства. Способы реализации этого уведомления устанавливаются в соответствии с применимой национальной нормативной базой;

- если исходный диапазон активации составляет более 0,5 с, управляющий системой HVDC должен обосновать это разумно перед ОСП.

Рисунок 11. Способность реагирования на частотные отклонения системы HVDC.

ΔΡ – это изменение активной мощности, вызванное изменением частоты.

(e) для систем HVDC, соединяющих различные зоны регулирования или синхронные зоны в режиме работы АНЧ, система HVDC должна иметь способность корректировать полное реагирование активной мощности на частоту в любой момент и в течение непрерывного периода времени;

(f) до тех пор, пока продолжаются отклонения частоты, регулирование активной мощности не должно отрицательно влиять на реагирование к отклонении частоты.

B. Реагирование на отклонения частоты – повышение частоты

1. Помимо требований, изложенных в Подразделе 1 Раздела 1 Главы II Книги IV, применяются следующие требования к реагированию на отклонения частоты – повышение частоты (АНЧ-УвЧ):

(a) система HVDC должна иметь способность корректировать реагирование на отклонения частоты в сети или сетях переменного тока во время импорта и экспорта, в соответствии с рис.12 на пороговой частоте f₁ от 50,2 Гц до 50,5 Гц с регулируемым статизмом S₃ от 0,1% вверх;

(b) система HVDC должна иметь способность корректировать нисходяще свою активную мощность до минимальной пропускной способности активной мощности;

(c) система HVDC должна уметь корректировать реагирование на отклонения частоты настолько быстро, насколько это технически возможно, с исходным интервалом и длительностью, необходимой для полной активации, определенными ОСП и доведенными до сведения Агентству, в соответствии с применимой национальной нормативной базой;

(d) система HVDC должна быть в состоянии обеспечивать стабильную работу во время работы в АНЧ-УвЧ. Когда АНЧ-УвЧ активен, иерархия функций регулирования организуется в соответствии с Подразделом 2 Раздела 5 Главы II Книги IV.

2. Пороговое значение частоты и параметры статизма, упомянутые в литере (а) пункта (1), устанавливаются ОСП и доводятся до сведения Агентства.

Рисунок 12. Способность реагирования на частотные отклонения системы HVDC в АНЧ-УвЧ. ΔΡ – это изменение активной мощности на выходе системы HVDC и, в зависимости от условий эксплуатации, либо снижение мощности импорта, либо увеличение мощности экспорта. f_n – это номинальная частота сети или сетей переменного тока, к которым подключена система HVDC, а Δf – это изменение частоты в сети или сетях, к которым подключена система HVDC. При повышении частоты, где f больше, чем f₁, система HVDC снижает активную мощность в зависимости от настроек статизма.

C. Реагирование на отклонения частоты – понижение частоты

1. Помимо требований, изложенных в Подразделе 1 Раздела 1 Главы II Книги IV, применяются следующие требования к реагированию на отклонения частоты – понижение частоты (АНЧ-УмЧ):

(a) система HVDC должна иметь способность корректировать реагирование на отклонения частоты в сети или сетях переменного тока во время импорта и экспорта, в соответствии с рис.13 на пороговой частоте f₂ от 49,8 Гц до 49,5 Гц с регулируемым статизмом S₄ от 0,1% вверх;

(b) в режиме АНЧ-УмЧ система HVDC должна иметь возможность корректировать восходяще свою активную мощность до максимальной пропускной способности активной мощности;

(c) реагирование на отклонения частоты должно быть активировано настолько быстро, насколько это технически возможно, с исходным интервалом и длительностью, необходимой для полной активации, определенными ОСП и доведенными до сведения Агентства, в соответствии с применимой национальной нормативной базой;

(d) система HVDC должна быть в состоянии обеспечивать стабильную работу во время работы в АНЧ-УмЧ. Когда АНЧ-УмЧ активен, иерархия функций регулирования организуется в соответствии с Подразделом 2 Раздела 5 Главы II Книги IV.

2. Пороговое значение частоты и параметры статизма, упомянутые в литере (а) пункта (1), устанавливаются ОСП и доводятся до сведения Агентства, в соответствии с применимой национальной нормативной базой.

Рисунок 13. Способность реагирования активной мощности на частотные отклонения для систем HVDC в режиме АНЧ-Ум. ΔΡ – это изменение активной мощности на выходе системы HVDC и, в зависимости от условий эксплуатации, либо повышение мощности импорта, либо повышение мощности экспорта. f_n – это номинальная частота сети или сетей переменного тока, к которым подключена система HVDC, а Δf – это изменение частоты в сети или сетях переменного тока, к которым подключена система HVDC. При понижении частоты, где f меньше, чем f₂, система HVDC повышает активную мощность в зависимости от настроек статизма S₄.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Диапазоны напряжения,

на которые ссылается Подраздел 1 Раздела 2 Главы II Книги IV

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Требования для диаграммы U-Q/P_max,

упомянутой в Подразделе 3 Раздела 2 Главы II Книги IV

Рисунок 14. Диаграмма представляет границы контура U-Q/P_max, где U – это напряжение в точках подключения, выраженное отношением фактического значения к номинальному значению 1 о.е. в относительных единицах, а Q/P_max – это отношение реактивной мощности к максимальной пропускной способности активной мощности системы HVDC. Положение, размер и форма внутреннего контура являются ориентировочными, и внутри него могут использоваться и другие формы, кроме прямоугольных. Для других форм контура, отличных от прямоугольных, диапазон напряжения представляет собой самые высокие и самые низкие значения соответствующих форм. Такой профиль не будет определять наличие полного диапазона реактивной мощности, доступного для диапазона напряжения в установившемся режиме.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Зависимость напряжение – время,

на которую ссылается Подраздел 1 Раздела 3 Главы II Книги IV

Рисунок 15. Диаграмма способности к поддержанию непрерывности электроснабжения станции преобразования HVDC. На диаграмме представлен нижний предел графика напряжения в зависимости от времени в точке подключения, выраженного как отношение его фактического значения и его эталонного значения 1 о.е., до, во время и после повреждения. U_ret – это напряжение, удерживаемое в точке подключения во время сбоя, t_clear – это момент устранения повреждения, U_rec1 и t_rec1 определяют точку в нижних границах восстановления напряжения после устранения повреждения. U_block – это напряжение блокировки в точке подключения. Указанные значения времени измеряются от t_fault.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

Диапазоны частот и периоды времени, упомянутые в пп.1) п.428

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

Диапазоны напряжения и периоды времени,

упомянутые в Подразделе 3 Раздела 1 Главы III Книги IV

Рисунок 16: Диаграмма U-Q/P_max модуля ГМППТ в точке подключения. Диаграмма представляет границы контура U-Q/P_max, где U – это напряжение в точке или точках подключения, выраженное отношением фактического значения к эталонному значению 1 о.е. в относительных единицах, а Q/P_max – это отношение реактивной мощности к максимальной пропускной способности активной мощности системы HVDC. Положение, размер и форма внутреннего контура являются ориентировочными, и внутри него могут использоваться и другие формы, кроме прямоугольных. Для других форм контура, отличных от прямоугольных, диапазон напряжения представляет собой самые высокие и самые низкие значения. Такой профиль не будет определять наличие полного диапазона реактивной мощности, доступного для диапазона напряжения в установившемся режиме.

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

Требования к реактивной мощности и напряжению,

упомянутые в Подразделе 3 Раздела 2 Главы III Книги IV