ЗВІД №п/п НД 1 2 3 4 5 1. 2.€¦ · № 04/251 Докорінно переробити проект документа, обговорити проект ... Департаменту

1

ЗВІД коментарів до 1-ї редакції проекту стандарту підприємства

«Вимоги до ВЕС і СЕС при їхній роботі паралельно з ОЕС України»

№п/п

Структур-

ний

елемент

НД

Назва організації,

номер листа і дата

Зауваження і (або) пропозиція

Прийнятий

варіант або

пропозиція

1 2 3 4 5

1. Загальні

зауваження

НЕК «Укренерго»

Лист від 25.09.2017

№ 01/10654

Пропонується провести механічну перевірку проекту документа на

відповідність проекту «Кодексу системи передачі». Остаточна

редакція документа має відповідати вимогам, викладеним у

«Кодексі системи передачі».

Враховано. Проведена звірка з

проектом Кодексу в

редакції від 19.10.17

2. Загальні


Інспекція з

експлуатації ел. ст. і

мереж

Лист від 28.09.2017

№ 04/251

Докорінно переробити проект документа, обговорити проект

документа на нараді за участі представників виробників, проектних і

експлуатаційних організацій, які мають досвід роботи з ФЕС і ВЕС.

Взято до відома. Проект стандарту

надіслано на розгляд

заінтересованим

організаціям (див.

перелік). Щодо

інших зауважень,

вони не враховані

оскільки можливості

регулювання частоти,

активної і реактивної

потужності, напруги

установок ВЕС і СЕС

визначаються

конструктивним

особливостями

перетворювачів.

2

3. Загальні



Лист від 15.09.2017

№ 01/10315

Перелік осіб у передмові не актуалізований – замінити Н.Скорейко.

Відсутні вимоги щодо встановлення засобів контролю якості

напруги.

Відсутні вимоги щодо забезпечення штучної інерції.

Відсутні вимоги щодо проходження ВЕС та СЕС спадів напруги, що

виникають при коротких замиканнях в мережі (LVRT, fault-ride-

through capabiliti) згідно до вимог регламенту 2016/631.

Враховано

Враховано.

(Див. розділ 6.3).

Розміщення засобів

контролю якості

виконується у

відповідності с

проектом, яким

враховуються вимоги

ГОСТ 13109 та

ДСТУ EN 50160.

Взято до відома.

Вимоги до створення

штучної інерції

(накопичувачів

електричної енергії

великої потужності)

розглядаються на

етапі створення

активно-адаптивних

мереж, що не має

відношення до

даного стандарту.

Враховано. Проект стандарту

доповнено п.п 6.4.1.7,

6.4.1.8, та 6.4.1.9, які

були упущені з

технічних причин з

тексту першої

редакції.

3

4. Загальні



Лист від 15.09.2017

№ 01/10315

Для станцій потужністю більше 200 МВт необхідно доповнити

нормативний документ вимогами щодо встановлення PMU

(окремим пристроєм або комбінованим з РЗ) та передачі даних до

централізованого комплексу верхнього рівня WAMS за протоколом

IEEE C37.118.

Враховано п. 6.2.4.

Вибір обладнання

пристроїв та

протоколів

виконується при

проектуванні.

5. Загальні


Інститут

відновлювальної

енергетики

Лист від 29.09.2017

№ 260/415

Відхилено.

За відсутності цього

питання в ТЗ.

6. Загальні


Західний РДЦ

Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

Оскільки ДП «НЕК «Укренерго» або Оператор системи передачі за

діючими Правилами приєднання електроустановок до електричних

мереж формує технічні вимоги до ТУ потужністю від 5 МВт

доцільно запропонувати Операторам системи розподілу

використовувати зазначене в даному Стандарті підприємства. За

згодою Оператора системи розподілу даний Стандарт підприємства

повинен набути ознак нормативно-технічної документації для усіх

сторін приєднання ВЕС та СЕС. Тому в подальших правках тексту

згадується і Оператор системи розподілу.

Враховано

7. Загальні


Центральний РДЦ

Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано

частково.

Оформлення

стандарту проведено

згідно з чинними

нормативними

документами.

4

8. Загальні


Інспекція з

експлуатації ел. ст. і

мереж

Лист від 28.09.2017

№ 04/251

Цей документ не може бути беззастережно розповсюджений на саме

«фотоелектричні» (фотогальванічні) електростанції (ФЕС) оскільки:

1. ФЕС виробляє тільки активну потужність і не може генерувати

реактивну.

2. ФЕС не може регулювати напругу і cos φ так, як це роблять

синхронні генератори.

3. ФЕС може тільки споживати реактивну енергію, необхідну для

функціонування апаратів з феромагнітним осердям (силові і

вимірювальні трансформатори, котушки індуктивності в

фільтрах вищих гармонік та в схемах керування).

4. Регулювання активної потужності ФЕС можливе тільки шляхом

дискретного перемикання фотогальванічних модулів разом з

інверторами, або силових трансформаторів зв’язку з системою.

5. ФЕС не може брати участь в регулюванні частоти і потужності

в енергосистемі іншим способом, як показано у п.4.

6. Напрямок активної енергії може бути тільки от ФЕС в мережу

(не враховуючи споживання власними потребами ФЕС від

зовнішньої мережі через окремий трансформатор)

7. Генерація електроенергії ФЕС можлива лише за умов наявності

зовнішньої напруги з певними характеристиками, які

визначаються конструктивними особливостями роботи

інверторів.

8. У ФЕС не може виникати таких режимів, як асинхронний, або

несинхронне вмикання (синхронізація забезпечується

принципово), втрати стійкості. Зате можливе раптове

припинення генерації у разі виходу параметрів режиму роботи

зовнішньої мережі за встановлені межі.

Через вищезазначене всі вимоги щодо регулювання частоти,

активної і реактивної потужності, напруги, а також окремі вимоги

до комплексу релейного захисту і автоматики, наведені у проекті

документа не є коректними стосовно ФЕС. Зазначені вимоги

можуть бути застосовані до інших видів СЕС (які мають у своєму

складі обертові турбогенератори)

Відхилено.

(Див відповідь на

п.2)

Синхронізація -

приведення к

єдиному значенню

одного або кількох

«електричних»

параметрів об’єктів.

5

9. ВСТУП

абз. 4


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

В 4-му абзаці після слів «операторами системи передачі» додати

текс «та системи розподілу» , також після слів «розвитку систем

передачі» додати текст «та системи розподілу».

Враховано

10. п. 1.1 Центральний РДЦ

Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано

Пункт 1.3 видалено


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано

6

14. п. 1.4 Південно-Західний

РДЦ Лист від

20.09.2017 №01-4/94

Пропонуємо в пункті 1.4 поширити дію стандарту на

електропередавальні організації, до мереж яких (в більшості

випадків) безпосередньо приєднуються електроустановки СЕС та

ВЕС, тобто в п. 1.4 необхідно додати після слів

«електроенергетичними системами» слова «електропередаваль–

ними організаціями».

Враховано

редакційно

15. п. 1.4 Службова записка

Департаменту ПР

від 10.10.2017 № 697

У зв’язку з структурними перетвореннями ДП «НЕК «Укренерго»

необхідно замінити «регіональними електроенергетичними

системами» на «регіональними диспетчерськими центрами».

Враховано

16. п. 1.4 Західний РДЦ

Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

В пункті 1.4 після тексту «регіональними електроенергетичними

системами» доповнити «електропостачальними компаніями

(Операторами системи розподілу)».

Враховано


17. Розділ 2 Південно-Західний


20.09.2017 №01-4/94

В розділі 2 «Нормативні посилання» необхідно видалити «ГКД

341.004.003:2014» як не існуючий; Враховано

18. Розділ 2 Західний РДЦ

Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

На стор. 3 нормативний документ «ГКД 341.004.003:2014 Норми

технологічного проектування енергетичних систем та електричних

мереж 35 кВ і вище» втратив чинність, згідно наказу №543 від

04.08.2014 та набув чинності, згаданий нижче «СОУ-Н ЕЕ

40.1.00100227-101:2014 Норми технологічного проектування

енергетичних систем та електричних мереж 35 кВ і вище (зі

змінами)».

На стор. 4 після «СОУ-Н МПЕ 007:2008» додати «СОБУ МВЕ ЕЕ

40.1-00100227-01:2016 Стандарт операційної безпеки

функціонування об’єднаної енергетичної системи України».

Враховано

Враховано



20.09.2017 №01-4/94

Пропонуємо додати в розділ 2 нормативний документ «СОУ-Н ЕЕ

40.1-00100227-103:2014 Виконання Схем перспективного розвитку

ОЕС України, окремих енерговузлів та енергорайонів. Правила».

Враховано

20. Розділ 2 Інститут



Лист від 29.09.2017

№ 260/415

Враховано

7

21. Розділ 3 НЕК «Укренерго»

Лист від 15.09.2017

№ 01/10315

Відсутнє визначення критерію N – 1. Враховано



20.09.2017 №01-4/94

Пропонуємо змінити термін «точка приєднання» на, як приклад,

«точка підключення» або інший термін, та дати йому визначення.

Оскільки, згідно ДСТУ EN 50160, точка приєднання - це точка

розподільчої мережі, яку спроектовано саме для цих цілей і

зафіксовано в договорі, через яку відбувається обмін енергією між

суб’єктами договору на постачання електроенергії. Але це не в

повній мірі відповідає аналогічному по назві терміну застосованому

в Правилах приєднання до електричних мереж (також і в Закону

України «Про ринок електричної енергії»), а саме: точка

приєднання електроустановки - існуюча або запроектована межа

балансової належності електроустановок споживача або

замовника, яка згідно п.1.7 Правил приєднання до електричних

мереж має бути розташована на межі земельної ділянки

замовника або, за згодою замовника, на території цієї ділянки.

Враховано


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

Пропозиція: в кінці 1-го абзацу пропонуємо вжити визначення з

«СОУ-Н МПЕ 007:2008 Правила взаємовідносин:

«точка загального приєднання - точка електричної мережі

загального призначення, до якої приєднують лінію видавання

потужності електростанції і до якої приєднані або можуть бути

приєднані інші електростанції або споживачі.».

(Це необхідно для випадків коли Оператор системи розподілу буде

штучно створювати в межах одного об’єкта декілька суб’єктів

підприємницької діяльності із відповідної видачею необхідної

кількості ТУ потужністю до 5 МВт (або до 25 МВт) з приєднанням

їх до певної шини, яка з точки зору сумарної потужності приєднання

буде виступати точкою забезпечення потужності. Як правило такою

точкою буде РУ 110 кВ ПС Оператора системи передачі ).

Враховано

8

24. Розділ 3 Службова записка


від 10.10.2017 № 697

Терміни, які застосовуються у НТД без надання їх визначення у

цьому документі не відповідають термінології Закону України «Про

ринок електричної енергії», а саме:

- мережі загального призначення;

- електростанції гарантованої потужності;

- оператор системи розподілу місцевими електричними

мережами;

- оператор системи передачі місцевими електричними

мережами;

- системний оператор;

- нормативні документи.

Визначення термінів «електрична мережа» та «електростанція»

наведено в Законі України «Про ринок електричної енергії», а

термінів «точка приєднання» та «якість електричної енергії» - в

проекті Кодекса.

Враховано


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

Додати скорочення «ТЗП – точка загального приєднання».

Враховано

26. Розділ 4 Інститут



Лист від 29.09.2017

№ 260/415

Враховано



від 10.10.2017 № 697

Класифікація ВЕС та СЕС наведена в розділі 5 проекту НТД не

відповідає не тільки проекту Кодексу системи передачі, а також не

відповідає Закону України «Про ринок електричної енергії».

Відхилено



від 10.10.2017 № 697

Проект НТД не відповідає проекту Кодексу системи передачі як в

частині порядку доступу та приєднання, так і в частині загальних

технічних вимог.

Не враховано.

Кодекс не

затверджено.

9

29. Розділ 6 Центральний РДЦ

Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Відхилено.

Це не є темою

стандарту.

(див. Вступ –

останній абзац).

30. п. 6.1.1 Західний РДЦ

Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

В двох місцях після слів «системи передачі» додати слова

«(оператора системи розподілу)». Враховано


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

Після слів «системи передачі» додати слова «(оператора системи

розподілу)». Враховано


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

Після слів «системи передачі» додати слова «чи системи

розподілу». Враховано

33. п.п. 6.1.1-

6.1.3

Південно-Західний


20.09.2017 №01-4/94

В пунктах 6.1.1- 6.1.3, необхідно додати після слів «Оператора

системи передачі» слова «(оператора системи розподілу)». Враховано

34. п. 6.1.4 Центральний РДЦ

Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано

36. п. 6.2.1.2 Центральний РДЦ

Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано

10

37. п. 6.2.1.2 Службова записка


від 10.10.2017 № 697

Відповідно до діючих нормативних документів (Норми

технологічного проектування енергетичних систем і електричних

мереж 35 кВ і вище та Схеми принципові електричні розподільчих

установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій)

допускається приєднання вітрових електростанцій потужністю до

500 МВт одноланцюговою лінією до вузлових підстанцій при умові,

що за точкою приєднання виконується умова n-1. Наразі

пропонується зменшити дане значення до 200 МВт. Вважаємо зміну

доцільною, проте необхідно надати наступні пояснення:

- походження значення потужності СЕС/ВЕС 200 МВт;

- необхідно розуміти, що відповідно до вимог п. 11.1 Норм

технологічного проектування… електростанція має видавати повну

потужність у разі відключення будь-якої лінії видачі потужності,

включаючи дволанцюгові лінії до 330 кВ включно, оскільки

визначення терміну n-1 не містить вимоги щодо відключення

дволанцюгових ліній, доцільно дати роз’яснення щодо виконання

умови n-1 шляхом будівництва дволанцюгових ліній.

Не враховано

38. п. 6.2.1.4 Держенергонагляд

Лист від 29.09.2017

№ 03/12-5655

У другому реченні слова «електростанцій на напрузі приєднання»

замінити словами «електростанцій на стороні приєднання».

Враховано

39. п. 6.2.1.4 Південно-Західний


20.09.2017 №01-4/94

В пункті 6.2.1.4 необхідно виправити посилання на пункт 6.2.2.4

замість пункту 6.2.2.4.6. Враховано

40. п. 6.2.2.1 Західний РДЦ

Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

Замінити слова «схеми приєднання та» на «проектної документації

виконаної». Враховано



від 10.10.2017 № 697

Замість «ТУ на підключення» необхідно писати «ТУ на приєднання».

Вважаємо цей пункт зайвим в даному документі. Питання розподілу

обов’язків між оператором системи передачі, системи розподілу та

енергопередавальними компаніями в процесі приєднання

електростанцій на ВДЕ визначають Правилами приєднання, що

затверджуються відповідними центральними органами влади.

Враховано

Відхилено

11


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

Пропонуємо редакцію при врахуванні терміну ТЗП: «для

електростанцій потужністю від 150 кВт до 25 МВт - оператором

системи розподілу місцевими електричними мережами. З

обов’язковою передачею параметрів (P,Q) кожної ВЕС та СЕС

зібраних Оператором системи розподілу в ОІК на рівень Оператора

системи передачі. При цьому Оператор системи розподілу повинен

аналізувати схему зовнішнього забезпечення видачі потужності

станцій вузла (чи ТЗП) на предмет достатності пропускної

здатності мережі в нормальній та аварійних режимах. Оператор

системи розподілу несе відповідальність за обсяги підключення ВЕС

та СЕС із дотриманням критеріїв надійності для ТЗП (якою може

бути мережа Оператора системи передачі) і при потребі аналізу

пропускної здатності ТЗП може залучати до розгляду схеми

приєднання Оператора системи передачі».

Крім того, звертаю увагу, що запропоноване в першому реченні

даного абзацу суперечить діючим на даний момент правилам

приєднання електроустановок, зокрема пункту 3.1.2. про надання

технічних вимог до ТУ від 5 МВт…

Враховано частково

в іншій редакції


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано



Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86


12

45. п. 6.2.2.2

Запоріжжяобленерго

Лист від 02.10.2017

№ 002-13/15563




20.09.2017 №01-4/94

Вимоги п. 6.2.2.2 суперечать вимогам пункту 9.5.3 діючого СОУ-Н

ЕЕ 40.1-00100227-103:2014, згідно якого Схему видачі потужності

електростанції 1 МВт та вище погоджує власник електричної

мережі (електропередавальна організація) та Системний оператор.

Крім того, оскільки станції від 2 МВт до 25 МВт впливають (згідно

розділу 5 даного проекту документу) на мережу високої напруги,

яка знаходиться в віданні регіонального системного оператора

вважаємо за необхідне викласти п. 6.2.2.2 в наступній редакції:

«6.2.2.2 Схеми приєднання ВЕС та СЕС повинні визначатися на

стадії видачі ТУ на підключення та в залежності від встановленої

потужності електростанцій та напруги приєднання до мережі,

затверджуватися:

- для електростанцій потужністю від 150 кВт до 25 МВт –

оператором системи розподілу місцевими електричними

мережами, за попереднім узгодженням з системним оператором

регіонального рівня в разі потужності станції 2 МВт і вище;

- для електростанцій понад 25 МВт, які приєднують до

місцевої електричної мережі - оператором системи передачі

місцевими електричними мережами за попереднім узгодженням з

системним оператором;

- для електростанцій понад 25 МВт, що приєднанні до

магістральної електричної мережі - системним оператором».


13



20.09.2017 №01-4/94

Абзац 5 пункту 6.2.2.3 пропонуємо викласти в наступній редакції:

«схема приєднання не повинна вимагати додаткової модернізації

електричних мереж загального призначення (окрім тієї, яка

необхідна для видавання потужності ВЕС та СЕС)».

Пункт 6.2.2.3 пропонуємо доповнити новим абзацом наступного

змісту:

«- приєднання генеруючих установок до електричних мереж не має

призводити до порушення нормативних вимог щодо надійності

електропостачання та якості електричної енергії».

Враховано

Враховано


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано

Враховано

Враховано


14



від 10.10.2017 № 697

Абзац другий. Незрозумілий зміст вимоги – схеми видачі

потужності електростанцій потужністю від 150 кВт до 2 МВт

можуть не відповідати критерію n-1, при цьому допускається не

просто відключення електростанції від мереж, а перевантаження

елементів мережі, що залишаються в роботі.

Абзац третій. Наразі описана ситуація є не врегульована в існуючих

документах. Проте з метою забезпечення можливості реально

обмежити потужність електростанцій на ВДЕ пропонуємо замінити

«але не більше 50% від встановленої потужності найменшої

електростанцій енерговузла» на наступне «але не більше 50 % від

встановленої сумарної потужності електростанцій (СЕС та ВЕС),

що працюють в даному енерговузл»і. Обмеження розподіляється між

всіма електростанціями відповідно до їхньої частки в загальному

балансі шляхом активації функції абсолютного обмеження

потужності.» Підстава – в енергорайоні можуть працювати окремі

електричні станції потужністю 150 кВт, що відповідає обмеженню

75 кВт.

Абзац четвертий. Зі змісту абзацу випливає, що включення

додаткових заходів в схемі видачі потужності викликає погіршення

показників якості електроенергії в ТП. Можливо доцільно в пункті

зазначити наступне «Технічна зношеність та моральна

застарілість обладнання не є підставою для його заміни при

визначенні обсягів будівництва та реконструкції мережі схеми

видачі потужності електростанції».

Враховано

Враховано


15

50. п. 6.2.2.3

абз. 4, 5


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

В четвертому абзаці після слів «на величину до 100 МВт, але не

більше 50% від встановленої потужності найменшої електростанцій

енерговузла» доповнити: «При визначенні ТЗП та збільшенні

кількості приєднання ВЕС та СЕС до нього, об’єм та спосіб

сумарного розвантаження повинен бути прописаний в нових

Положеннях про взаємовідносини між об’єктами генерації та

Операторами мережі та шляхом оновлення діючих Положень».

В п’ятому абзаці використано де факто неіснуюче поняття

«модернізації», або прописувати його у визначення із значенням:

нове будівництво, реконструкція чи технічне переоснащення згідно

з ДБН А 2.2.-3.2014 «Склад та зміст проектної документації на

будівництво». Після слів «для видавання потужності ВЕС та СЕС»,

додати «зокрема ТЗП».

Враховано


Враховано


51. п. 6.2.2.3

абз.5


Лист від 15.09.2017

№ 01/10315

Вказати посилання на нормативні документи. Відхилено.

Подібні нормативні

документи відсутні.


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Відхилено

16



від 10.10.2017 № 697

Відповідно до документа «Схеми принципові електричні

розподільчих установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних

підстанцій» електростанції на ВДЕ приєднуються одноланцюговими

лініями до вузлових підстанцій та заходами в транзитні лінії.

Можливість приєднання ВЕС відгалуженням до лінії, що з’єднує дві

підстанції, у випадку відсутності на лінії інших відгалужуючих

підстанцій допускалось нормативним документом «Під’єднання

об’єктів вітроенергетики до електричних мереж» (ГКД 341.003.001-

2000), дія якого поширювалась на електростанції потужністю до 70

МВт та який не переглядався з 2000 року. Водночас нормативним

документом «Правила проектування вітрових електричних станцій»

(ГКД 341.003.001.002-2000) пункт 8.4.4 рекомендується для

забезпечення надійності ВЕС передбачати спорудження двох ліній

зв’язку з енергосистемою для ВЕС потужністю понад 45 МВт.

Враховуючи вищезазначене та для охоплення наразі неохоплених

нормативними документами сфер пропонуємо обмежити

приєднання ВЕС/СЕС відгалуженням класами напруги 10-35 кВ та

потужністю 45 МВт. Підстава – мережа 10-35 кВ в нормальній схемі

мережі є розімкнутою і відповідно не можливо забезпечити

виконання критерію n-1 для електростанцій, що працюють в цій

мережі. Окремо пропонуємо дозволити приєднання відпайками до

ліній 110-150 кВ, при умові будівництва не менше двох відгалужень

до різних ліній та можливості видачі повної потужності

електростанцій при відключенні одного відгалуження рештою

відгалужень.


17

54. п. 6.2.2.4

абз. 2, 4


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

В другому абзаці після слів «місце відгалуження на ПЛ, за умови,

що на ПЛ відсутні інші відгалуження» додати речення:

«ТП має задовольняти вимоги, що містяться в п.13.5 та 13.7 СОУ-

Н ЕЕ 40.1.00100227-101:2014 Норми технологічного проектування


змінами)».

В четвертому абзаці після слів «місце розтину ПЛ у разі

спорудження заходів вказаної лінії на ЦПС електростанцій, якщо

вони не перевищують 10 км» додати: «…а загальна довжина ЛЕП

повинна задовольняти вимоги п.13.5 та 13.7 СОУ-Н ЕЕ

40.1.00100227-101:2014 Норми технологічного проектування


змінами)».

Враховано

Враховано

55. п. 6.2.2.4

абз.4


Лист від 15.09.2017

№ 01/10315

Вказати посилання на нормативні документи. Враховано.

56. п.п. 6.2.2.4,

6.2.2.5

Південно-Західний


20.09.2017 №01-4/94

Застосовуючи термін «точка приєднання» в розумінні ДСТУ EN

50160, вимоги пунктів 6.2.2.4 та 6.2.2.5 проекту стандарту

підприємства щодо визначення точки приєднання ВЕС та СЕС до

електричної мережі суперечать діючим Правилам приєднання

електроустановок до електричних мереж та в деякій мірі статті 21

Закону України «Про ринок електричної енергії».

Враховано

57. п. 6.2.3 Південно-Західний


20.09.2017 №01-4/94

В підрозділі 6.2.3 «Релейний захист і автоматика» необхідно додати

новий пункт наступного змісту:

«Трансформатори зі стороною високої напруги 110 (154) кВ, через

які здійснюється видавання потужності ВЕС, СЕС мають бути

обладнані захистами від підживлення КЗ в мережі 110 (154) кВ з

боку генерації».

Враховано

18


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86




20.09.2017 №01-4/94

Пункт 6.2.3.1 доповнити новим абзацом наступного змісту:

«Пристрої РЗА вибираються на основі розрахунку уставок та

проведення аналізу відповідності існуючих пристроїв прилеглої

мережі новим режимам роботи мережі пов’язаному з приєднанням

генерованої потужності».

Враховано




20.09.2017 №01-4/94

Примітку пункту 6.2.3.2 доповнити наступним:

«Необхідність встановлення основного захисту з абсолютною

селективністю (диференційно-фазного з ВЧ-каналами зв’язку, або

диференційного з організацією каналів по ВОЛЗ) визначається

розрахунками (ПУЕ, п.3.2.124)».

Враховано

61. п. 6.2.3.2

абз. 1


Службова записка від

12.09.2017

№ С3-777

Слова «Лінії 110-150 кВ видавання потужності ВЕС та СЕС …»

замінити словами «Лінії 35-110-150 кВ видавання потужності ВЕС

та СЕС …».

Враховано

62. п. 6.2.3.3



12.09.2017

№ С3-777

Пункт вилучити. Враховано



20.09.2017 №01-4/94

В пункті 6.2.3.3 слово «струмковим» необхідно замінити на

«струмовим». Враховано


(див. п. 62)

19

64. п. 6.2.3.5


Лист від 02.10.2017

№ 002-13/15563

Замінити слово «установок» на слово «уставок». Враховано



20.09.2017 №01-4/94

В пункті 6.2.3.5 слово «установок» необхідно замінити на

«уставок». Враховано



20.09.2017 №01-4/94

Оскільки необхідність змінювати автоматично уставку РЗ та ПА в

залежності від навантаження ФЕС або ВЕС виникає лише в окремих

випадках і не є системною необхідністю, пропонуємо пункт 6.2.3.5

доповнити наступним реченням:

«Функція автоматичної зміни уставок пристроїв РЗА реалізується

у разі технічної необхідності».

Враховано

67. п. 6.2.3.6

абз. 5



12.09.2017

№ С3-777

Текст «- чинних експлуатаційних норм і правил …» замінити на текст

«- ПУЕ, чинних експлуатаційних норм і правил …».

Враховано



20.09.2017 №01-4/94

В пункті 6.2.3.6 в підпунктах а), б) необхідно замінити слова «на

рівні ±10% Uном» на «в межах ±10% Uном». Враховано


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

В п.9.3.2. зазначеного

СОУ мова йде, перед

усе, о необхідності

відключення ел/ст

«..в разі зниження

напруги до

аварійного рівня,

установленого

виробником

обладнання ел/ст...»


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано

20


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Замінити 2 МВт на 1 МВт. Не враховано



20.09.2017 №01-4/94

З формулювання пункту 6.2.4.2 не зрозуміло, що саме має

дистанційно керуватись ЧД, генерація, обладнання РУ ? Враховано


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано в

редакції: «..визначається під

час конкретного

проектування об'єкта

відповідно до вимог

ТУ на приєднання

електростанції».

21



20.09.2017 №01-4/94

На даний час, при масовому будівництві ВЕС та СЕС та їх

приєднанні до електричних мереж електропередавальних

організацій, на вищі рівні ОДУ не поступає телеметрична

інформація про їх рівень генерації. В наслідок цього в ОІК не

можливо адекватно оцінити у реальному часі рівень споживання

енергопостачальних компаній, покриття енергосистеми та режим

роботи розподільчої мережі. Пропонуємо даним нормативним

документом чітко визначити обов’язки власника станції,

електропередавальної організації та енергосистеми по передачі

телеметричної інформації на вищі рівні ОДУ, а саме: пункт 6.2.4.2

викласти в наступній редакції:

«6.2.4.2 Всі ВЕС та СЕС потужністю 150 кВт та більше, що

приєднані до електричних мереж загального призначення, повинні

мати засоби зв'язку для обміну оперативною і технологічною, в т.ч.

телеметричною інформацією з центром ОДУ, а електростанції

потужністю 2 МВт і більше повинні мати додаткову можливість

їх дистанційного керування з центру ОДУ, якому вони

підпорядковані. Власник ВЕС та ФЕС повинен забезпечити

передачу телеметричної інформації на вищі рівні оперативно-

диспетчерського управління».

Також, необхідно чітко визначити, що розуміється під поняттям -

центр ОДУ. Центр ОДУ може бути як у власника електростанції так

і в електропередавальній організації або енергосистемі. Не

зрозумілий вираз про підпорядкованість станції центру ОДУ.

Мається на увазі балансова належність, оперативне управління чи

оперативне відання?

Враховано

76. п. 6.3


Лист від 02.10.2017

№ 002-13/15563

Враховано.

Див. п. 6.3.5 проекту

стандарту

22


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано

78. п. 6.3.2


Лист від 02.10.2017

№ 002-13/15563

Враховано



від 10.10.2017 № 697

Пунктом передбачено, що всі електростанцій мають приймати

участь в протиаварійному управлінні, водночас відповідно до

п. 6.4.2.3 функціями протиаварійного управління оснащуються

електростанції потужністю 2 МВт і вище.

Див. п.п.6.4.1.2,

6.4.1.3 проекту

стандарту



20.09.2017 №01-4/94

З метою приведення режимних характеристик електричної мережі

до нормальних значень у ремонтно-аварійних режимах (зазначені

вимоги вже визначені у п.6.4.2.1 проекту даного документу)

необхідно пункт 6.4.1.2 викласти в наступній редакції:

«6.4.1.2. Втручання диспетчерського персоналу ЦДП електричних

мереж у процес видачі потужності ВЕС та СЕС дозволяється

лише у випадках, коли існує загроза надійності роботи електричних

мереж загального призначення, зокрема, щодо балансу потужності

в ОЕС України або при значеннях транзитних перетоків або

напруги більше максимальних тривалодопустимих значень.».

В пункті 6.4.1.2 необхідно врахувати річні, місячні графіки

виведення в ремонт обладнання, що впливає на видачу потужності

ВЕС та СЕС, вони мають доводитись, чи погоджуватись ВЕС і СЕС,

а також заявки.

Враховано

Враховано


23

81. п. 6.4.1 Південно-Західний


20.09.2017 №01-4/94


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

В проекті документу відсутні рисунки 6.2, 6.3 на які йдеться

посилання. Враховано



Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано

83. п. 6.4.1.3 Інститут



Лист від 29.09.2017

№ 260/415

Враховано


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Взято до відома.

Це вимога для

обладнання ВЕС та

СЕС


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано

Для 35 кВ

Див.п.5.2.2.1 ДСТУ

EN 50160:2014



20.09.2017 №01-4/94

В таблиці 6.3 (пункт 6.4.1.5) максимальна напруга для мережі 35 кВ

визначена як 38,5 кВ. Пропонується замінити максимальне значення

на 40,5 кВ, оскільки це максимальна робоча напруга для мережі

даного класу напруги.


Див.п.5.2.2.1 ДСТУ

EN 50160:2014

24



від 10.10.2017 № 697

Таблиця 6.3. Незрозуміла мета включення таблиці в документ. В

таблиці відсутні класи напруги 330 кВ і вище, хоча на даній напрузі

може здійснюватися приєднання електростанцій. З іншого боку для

мережі 220 кВ і вище відсутній єдиний критерій мінімальної

напруги, вона визначається для кожної підстанції виходячи з умов

забезпечення стійкої роботи ОЕС України.

Враховано


88. п. 6.4.2 Інститут



Лист від 29.09.2017

№ 260/415

Враховано



20.09.2017 №01-4/94

В пункті 6.4.2.1 необхідно врахувати механізм виведення ліній до

яких під’єднанні ВЕС і СЕС в ремонт, а також вимкнення ліній, що

заведені під САВН, чи графіки обмежень.

Враховано



20.09.2017 №01-4/94

Вважаємо не коректним виконувати безпосереднє дистанційне

управління електростанцією оператором магістральної мережі, у

разі наявності власного оперативного персоналу в організації що

експлуатує ВЕС або ФЕС. В таблиці 6.4 в графах де визначений

спосіб регулювання активної та реактивної потужності ФЕС(ВЕС)

потужністю більше 25 МВт зазначено, що його виконує оператор

магістральної мережі дистанційно. Пропонуємо цю вимогу викласти

у наступній редакції:

«Дистанційне керування оператором магістральних електричних

мереж, у разі відсутності оперативного персоналу організації, що

здійснює експлуатацію електростанції. При наявності зазначеного

оперативного персоналу, регулювання активної та реактивної

потужності здійснюється оператором магістральних мереж через

оперативний персонал експлуатуючої організації на підставі

договору про паралельну роботу».

Враховано


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

В таблиці 6.4 не вказані ВЕС та СЕС потужності 25 МВт на напрузі

35-110 кВ. Враховано

25



від 10.10.2017 № 697

Таблиця 6.4. Для більш чіткої і однозначної ідентифікації

електростанцій щодо їхніх зобов’язань з регулювання потужності

пропонуємо використовувати одну ознаку – потужність

електростанції, тому що внаслідок неоднорідності розвитку мереж

ОЕС України електростанції з однаковою потужністю в різних

частинах України можуть приєднуватись на різних класах напруги.

Враховано



20.09.2017 №01-4/94


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

В пункті 6.4.3.2 необхідно виправити посилання на пункт з «8.4.3.1»

на «6.4.3.1».

Ураховано


(пункт відповідає

п. 6.4.1.8 другої

редакції)


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

В третьому абзаці не вказано про режим однофазного замикання на

землю в мережах з ізольованою нейтраллю. Ураховано


(пункт відповідає


редакції)

26


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

Вважаємо за доцільно, щоб нормативний документ охоплював не

лише роботу ВЕС та СЕС в частині ОЕС Україні, а й в мережі

«острова БТЕС», тобто для усієї мережі на території України,

оскільки в іншому випадку (до розробляння додаткових вимог для

ВЕС та СЕС в частині «острова») застосувати дані вимоги до нових

ВДЕ в мережі «острова БТЕС» з формальної точки зору буде

неможливо.

Виходячи з наведеного, пропонуємо викласти

п. 6.4.3.6 (6.4.3.4)? в наступний редакції:

«ВЕС або СЕС потужністю 25 МВт і більше має бути оснащена

автоматичною системою регулювання активної потужності, яка б

дозволяла дистанційно з ЦДП регулювати активну потужність

електростанції та мала у своєму складі функції обмеження

генерації, які використовуються для збалансування енергосистеми

у разі виникнення аварійного надлишку активної потужності

(підвищення частоти), для уникнення порушення умов паралельної

роботи з енергосистемами сусідніх держав (ENTSO-E) чи

перевантаження в електричній мережі загального призначення у

зв’язку зі зміною топології мережі під час аварійних ситуацій. До

таких функцій обмеження генерації ВЕС та СЕС відносяться:…».

Враховано.

Пункт відповідає


редакції проекту

стандарту.

96. п. 6.4.4.3 Держенергонагляд

Лист від 29.09.2017

№ 03/12-5655

У другому реченні слова «уставки реактивної потужності з точністю

1 кВА» замінити словами «уставки реактивної потужності з

точністю 1 квар».

Враховано


Лист від 02.10.2017

№ 01-2/160

Підпис рисунка 6.7 подати в такій редакції: «Рис. 6.7 - Вимоги щодо

регулювання реактивної потужності електростанцій потужністю

більше 150 кВт до 2 МВт».

Підпис рисунка 6.9 подати в такій редакції: «Рис. 6.9 - Вимоги щодо

регулювання реактивної потужності електростанцій потужністю

понад 25 МВт».

Враховано


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

У словосполученні « … від відповідного системного оператора»

треба визначити від якого оператора повинна бути йти команда

(системний оператор – один).

Враховано

27



20.09.2017 №01-4/94

Пунктом 6.4.5.1 зазначено: «У діапазоні частот від 47,2 Гц до 51,4

Гц всі ВЕС та СЕС повинні залишатися підключеними до мережі, а

за частоти нижче 47,2 Гц і вище 51,4 Гц автоматично відключатися

від мережі або відділятися (по можливості) на збалансоване

навантаження».

Вважаємо за необхідне, змінити уставки по частоті при яких

повинні автоматично відключатися від мережі ВЕС та ФЕС по

наступним причинам. Згідно регламентів роботи атомних

електростанцій, зокрема ХАЕС, при підвищенні частоти вище 50.5

Гц на час більше 10с, дією автоматики відбувається вимкнення

одного з блоків АЕС. Враховуючи те, що час відновлення генерації

на АЕС значно більший у порівнянні з відновленням генерації ВЕС

та ФЕС, при підвищенні частоти вимкнення станцій що працюють

на ВДЕ повинно відбуватись раніше. У відповідності до п.12.2 ГНД

34.20.567, вимкнення ВЕС та СЕС повинно відбуватись при частоті

більше 50.5 Гц. Пропонуємо для ВЕС і СЕС ввести уставку

вимкнення при підвищенні частоти вище ніж 50.4 Гц. У разі зниження частоти до рівня нижче 47.5 (46.8) Гц, в Південно-

Західному регіоні відбувається виділення блоку Дністровської ГЕС

на ізольоване навантаження у відповідності із вимогами п.10.11

ГНД 34.20.567. Район виділення є надлишковим по генерації і

зважаючи на це, вимкнення ФЕС та ВЕС у даному енергорайоні

повинно відбуватись швидше за виділення блоку ДсГЕС на

ізольоване навантаження. У відповідності до п.10.6 ГНД 34.20.567,

ВЕС та СЕС повинні відділятись від мережі з уставками за частотою

f ≤47 Гц із Т=0.2с і f ≤48 Гц із Т=20с. Зважаючи на це,

пропонуємо для ВЕС і СЕС ввести уставку вимкнення при

понижені частоти у відповідності із вимогами ГНД 34.20.567.

Враховано

28

Начальник департаменту науково-дослідного

забезпечення А. Квицинський

Відповідальний виконавець В. Редін


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Враховано

101. п. 6.4.6.1

абз.4


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

Надати додаткові роз’яснення стосовно можливості несинхронного

включення СЕС.

Синхронізація -

приведення к

єдиному значенню

одного або кількох

«електричних»

параметрів об’єктів.

102. п. 6.4.6.2

абз. 2


Лист від 27.09.2017

№ 01-6/86

У першому реченні пропонуємо замінити слово «розпорядження»

на «команди» – тому що йдеться про автоматичне регулювання.

Враховано

103. Миколаївобленерго

Лист від 29.09.2017

№ 01/26-5476

Зауважень і пропозицій не має.

104. Херсонобленерго

Лист від 29.09.2017

№ 10/10-057012


105. Вінницяобленерго

Лист від 27.09.2017

№ 28-8006


Documents

ЗВІД №п/п НД 1 2 3 4 5 1. 2.€¦ · № 04/251 Докорінно переробити проект документа, обговорити проект ... Департаменту