Пошук
Пошук
Сторінки
Записи
  • UA
  • EN
  • EN
  • Допоміжні послуги

    Відповідно до Розділу IX Надання/використання допоміжних послуг оператору/оператором системи передачі Кодексу системи передачі:

    Основним завданням ОСП є управління режимом роботи ОЕС України для забезпечення її надійної і стійкої роботи в усіх режимах.

    Одним із критеріїв режиму роботи енергосистеми є частота електричного струму і напруга, які залежать від балансів активної і, відповідно, реактивної потужності в енергосистемі.

    Для забезпечення сталої і надійної роботи ОЕС України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів ОСП придбаває/використовує відповідні допоміжні послуги.

    Закон України Про ринок електричної енергії визначає такі допоміжні послуги:

     з регулювання частоти та активної потужності в ОЕС України:

    • резерв підтримки частоти (РПЧ);
    • резерв відновлення частоти (РВЧ);
    • резерв заміщення (РЗ)

    з підтримання параметрів надійності та якості електричної енергії в ОЕС України:

    • послуга з регулювання напруги та реактивної потужності;
    • послуга із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій.

    Згідно із Розділом V. Операційна безпека системи КСП :

    Процес підтримки частоти полягає в утриманні частоти та зменшенні відхилень частоти від номінального значення незалежно від причини та місця виникнення небалансу в синхронній зоні, за рахунок активації резервів підтримки частоти.

    Технічні вимоги:

    • РПЧ має активуватись через 0,1-1 секунди після відхилення частоти від номінальної на ± 0,02 Гц і більше.
    • Зона нечутливості первинних регуляторів не має перевищувати ± 0,01 Гц.
    • Точність локальних вимірювань частоти має бути не гірше ± 0,01 Гц.
    • Статизм одиниці/групи постачання РПЧ має бути здатним змінюватися відповідно до вимог, установлених у підпункті 5 пункту 2.3 розділу ІІІ КСП, і забезпечувати видачу всього заданого РПЧ у разі відхилення частоти на ± 0,2 Гц і більше.
    • При відхиленні частоти на 0,2 Гц і більше час введення в дію РПЧ на 50 % має складати не більше 15 секунд, а всього РПЧ – не більше 30 секунд.
    • Видача і утримання РПЧ має забезпечуватися до повної компенсації небалансу потужності з поверненням частоти до номінального рівня в результаті активації РВЧ, тобто протягом принаймні 15 хвилин.

    Тип активації: автоматична децентралізована зміна потужності генеруючої одиниці під впливом первинного регулятора, спричинене зміною частоти.

    Вимоги до обсягів:

    Кодекс системи передачі, враховуючи наявність частини мереж з острівним режимом роботи, визначає дві області регулювання: «острів Бурштинської ТЕС» та «ОЕС України».

    Область регулювання «острів Бурштинської ТЕС» працює у режимі паралельної роботи з CE ENTSO-E, область регулювання «ОЕС України» – у режимі паралельної роботи з енергооб’єднанням країн СНД і Балтії.

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

    Механізм визначення обсягів первинних зобов’язань з РПЧ для кожної із областей регулювання викладено у главі 8.4. Розділу V. Операційна безпека системи КСП.

    Період роботи Область регулювання
    ОЕС України “острів Бурштинської ТЕС”
    РПЧ, МВт
    2017 ±127 ±8
    2018-2019 ±126 ±9
    2020 ±119 ±8

     

    Процес закупівлі дивіться у розділі Балансуючий ринок та врегулювання небалансів та Ринок допоміжних послуг.

    Процес відновлення частоти полягає у поверненні частоти до номінального значення при одночасному поверненні міждержавних обмінів до планових значень (при синхронній роботі з енергосистемами інших держав) шляхом зведення помилки області регулювання до нуля протягом часу відновлення частоти (не більше 15 хвилин), а також у відновленні активованого РПЧ шляхом активації резервів відновлення частоти.

    Час введення в дію (повної активації) РВЧ не більше 15 хвилин; стійка видача РВЧ не менше 60 хвилин.

    Тип активації: РВЧ може складатися з резервів, що активуються в автоматичному (аРВЧ) та ручному (рРВЧ) режимах.

    Для аРВЧ (за термінологією CE OH/SAFA «резерв вторинного регулювання») – зміна потужності електростанцій вторинного регулювання під впливом системи автоматичного регулювання частоти та потужності за командами від центрального регулятора.

    Для рРВЧ – зміна потужності електростанцій оперативно за командою диспетчера.

    Вимоги до обсягів:

    Величина необхідного РВЧ має бути достатньою для компенсації найбільш вірогідної аварійної втрати генерації (в напрямку завантаження) та споживання (в напрямку розвантаження) в області регулювання «ОЕС України»/ «острів Бурштинської ТЕС» і бути не менше:

    Період роботи Область регулювання
    ОЕС України “острів Бурштинської ТЕС”
    РВЧ, МВт
    завант. розвант. завант. розвант.
    2018-2019 +1000 -421 +210 -100
    2020 +1000 -421 +210 -100

     

    Методику розрахунку мінімально необхідного обсягу аРВЧ для кожної із областей регулювання викладено у главі 8.4. Розділу V КСП. Для області регулювання ОЕС України використовується емпіричний підхід, що був рекомендований CE OH, Policy1.

    Період роботи Область регулювання
    ОЕС України «острів Бурштинської ТЕС»
    аРВЧ, МВт
    2018-2019 ± 372 ± (100…140)
    2020 ± 372 ± (100…140)

    Процес закупівлі дивіться у розділі Балансуючий ринок та врегулювання небалансів та Ринок допоміжних послуг.

    Для підтримання заданих величин РПЧ і РВЧ та відновлення цих резервів у разі їх використання в процесі регулювання частоти в ОЕС України/блоці регулювання/синхронній області має здійснюватися процес заміщення резервів і створюватися резерви заміщення.

    Час введення в дію (повної активації) РЗ не більше 30 хвилин; стійка видача РЗ не обмежується в часі.

    Тип активації: зміна потужності електростанцій оперативно за командою диспетчера.

    Вимоги до обсягів:

    Обсяг РЗ визначається на основі статистичних даних про фактичні небаланси області регулювання за попередні 10 років.

    Період роботи Область регулювання
    ОЕС України “острів Бурштинської ТЕС”
    РЗ, МВт
    завант. розвант. завант. розвант.
    2018-2019 +1000 -500 +210 -100
    2020 +1000 -500 +210 -100

    Процес закупівлі дивіться у розділі Балансуючий ринок та врегулювання небалансів та Ринок допоміжних послуг.

    Метою Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора є підтримка рівнів напруги в контрольних точках системи передачі у визначених КСП допустимих межах з метою підтримання стійкості та безпеки енергосистеми (області регулювання) шляхом забезпечення та використання резерву реактивної потужності генеруючих одиниць, здатних переходити в режим СК.

    Час введення в дію (повної активації) не більше 10 хвилин.

    Тип активації: оперативно за командою диспетчера.

    Вимоги до обсягів: на 2020 рік визначено дві контрольні точки у системі передачі в області регулювання «ОЕС України», – Дністровська ГАЕС і Київська ГАЕС – у яких системний оператор передбачає затребуваність даної послуги.

    Процес закупівлі дивіться у розділі Балансуючий ринок та врегулювання небалансів та Ринок допоміжних послуг.

    Метою послуги є можливість пуску одиниці генерації в умовах відсутності напруги в зовнішній мережі та електричне розташування в мережі, що дозволяє здійснити передачу виробленої енергії на власні потреби АЕС (ТЕС) з урахуванням втрат електричної енергії в мережі, а також наявність одиниці генерації у плані відновлення «ОЕС України»/«острову Бурштинської ТЕС» після особливої системної аварії (та/або регіональних планах відновлення).

    Технічні вимоги:

    генеруючі одиниці зі здатністю до автономного пуску мають бути здатними до:

    • пуску з повністю знеструмленого стану без будь-якої зовнішньої подачі електричної енергії в межах часового інтервалу, затвердженого ОСП;
    • синхронізації в межах частоти, вказаної в таблиці 4 КСП, і в межах напруги відповідно до підпункту 7 пункту 2.5 Розділу ІІІ КСП, якщо це застосовується;
    • автоматичної підтримки напруги при приєднанні навантаження;
    • регулювання частоти та потужності у виділеному енергорайоні;
    • регулювання частоти у разі її підвищення чи зниження в усьому діапазоні вихідної активної потужності між мінімальним рівнем регулювання і максимальною потужністю, а також на рівні навантаження власних потреб;
    • паралельної роботи з декількома генеруючими одиницями у складі одного острова;
    • автоматичного регулювання напруги у процесі відновлення енергосистеми.

     

    Тип активації: оперативно за командою диспетчера.

    Вимоги до обсягів:

     № п/п  Регіони ОЕС України  Перелік електростанцій 
    1. Дніпровський регіон

    Дніпровська ГЕС

    Середньо-Дніпровська ГЕС

    Кременчуцька ГЕС

    Каховська ГЕС

    2. Південний регіон

    Ташлицька ГАЕС

    Олександрівська ГЕС

    3. Південно-Західний регіон Дністровська ГЕС
    4. Центральний регіон

    Київська ГЕС

    Київська ГАЕС

    Канівська ГЕС

    5. Західний регіон Теребле-Рікська ГЕС

     

    Процес закупівлі дивіться у розділі Балансуючий ринок та врегулювання небалансів та Ринок допоміжних послуг.