Ст. pd1_r5_8.4.3. Кодекс системи передачі, розд. V, п. 8.4.3

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

Вимоги до ПВЧ та РВЧ:

1) вторинне регулювання провадиться для:

{Абзац перший підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

1) ПВЧ провадиться для:

підтримки частоти в допустимих межах;

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

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

забезпечення відновлення резервів первинного регулювання;

забезпечення відновлення РПЧ.

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

ПВЧ реалізується за допомогою процесу автоматичного відновлення частоти та/або процесу ручного відновлення частоти;

вторинне регулювання частоти в ОЕС України у режимі відокремленої роботи;

{Підпункт 1 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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

2) в ОЕС України/блока РЧП/синхронній області має безперервно здійснюватися:

{Абзац перший підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

ПВЧ в ОЕС України у режимі відокремленої роботи;

{Абзац другий підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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

{Абзац третій підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

обмеження перетоків потужності по внутрішніх зв’язках і перетинах;

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

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

{Підпункт 3 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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

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

{Підпункт 5 4 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 677 від 16.09.2021 , № 1848 від 27.12.2022 06.05.2025 }

5) система, що забезпечує реалізацію автоматичного відновлення частоти в ОЕС України/блоці РЧП/синхронній області не має реагувати на небаланси потужності, що виникли в сусідніх блоках РЧП/енергосистемах синхронної області. У той же час така система має не перешкоджати дії ППЧ ОЕС України/блока РЧП/синхронної області. У міру того як ПВЧ ОЕС України/блока РЧП/синхронної області, впливаючи на свої генеруючі одиниці, УЗЕ, одиниці споживання, компенсує небаланс потужності, що в ній виник, РПЧ мають відновлюватися до початкових значень;

{Підпункт 5 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 , № 1848 від 27.12.2022 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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

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

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

{Підпункт 7 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

{Абзац перший підпункту 8 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

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

G = Δ P + Kч ⋅Δ f,

G = DP + K ч · Df,

де

Δ P = P пл - P

DP

-

помилка регулювання перетоку, МВт;

DP = P пл - P

-

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

{Абзац третій підпункту 8 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

P пл

-

помилка регулювання перетоку, МВт;

планове значення сумарного зовнішнього перетоку потужності, МВт;

Δ f Df = f - f з

-

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

K ч

-

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

{Абзац шостий підпункту 8 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

K ч · Df

K ч ⋅Δ f

-

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

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

{Підпункт 8 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 677 від 21.06.2019 06.05.2025 }

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

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

{Підпункт 9 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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

10) у разі відділення ОЕС України від синхронної області на роботу в ізольованому режимі ПВЧ в ОЕС України має забезпечити перехід на астатичне регулювання частоти. У разі з'єднання ОЕС України на паралельну роботу з синхронною областю система, що забезпечує реалізацію автоматичного відновлення частоти має бути переведена в режим регулювання сумарного зовнішнього перетоку потужності блока РЧП/синхронної області з узгодженою частотною корекцією;

{Підпункт 10 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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

{Підпункт 11 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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

13) резерв вторинного регулювання РВЧ для області регулювання ОЕС України/блока регулювання/синхронної РЧП/синхронної області на завантаження і розвантаження виділених електростанцій для вторинного регулювання має мають створюватися і постійно підтримуватися для забезпечення цілей, зазначених у підпункті 1 цього підпункту;пункту;

{Підпункт 13 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

14) величина необхідного РВЧ в області регулювання ОЕС України/блоці регулювання/синхронній РЧП/синхронній області має бути достатньою для компенсації:

{Абзац перший підпункту 14 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

нерегулярних коливань небалансу потужності;

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

найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання (критерій надійності N-1) в області регулювання ОЕС України/блоці регулювання/синхронній РЧП/синхронній області;

{Абзац четвертий підпункту 14 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

{Підпункт 14 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

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

{Абзац перший підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

де

P макс

-

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

{Абзац третій підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

а = 10 МВт і b = 150 МВт

-

емпірично підібрані коефіцієнти.

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

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

{Абзац п’ятий підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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

{Абзац шостий підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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

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

{Абзац восьмий підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 , № 677 від 06.05.2025 }

Величина рРВЧ для області регулювання ОЕС України розраховується як різниця між розрахунковою величиною РВЧ та розрахованою величиною аРВЧ;

{Абзац підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

16) розрахункова величина РВЧ визначається ОСП виходячи з необхідності компенсації найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання та оприлюднюється на його вебсайті;

{Підпункт 16 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 , № 68 від 17.01.2023 }

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

{Абзац перший підпункту 17 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

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

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

Під час вибору електростанцій для надання аРВЧ слід ураховувати їх маневреність і регулювальні можливості, при цьому такі резерви мають розміщуватися на електростанціях так, щоб їх можна було б використовувати для розвантаження переобтяжених зв’язків і перетинів;

{Абзац другий підпункту {Підпункт 17 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 677 від 21.06.2019 , № 1546 від 16.09.2021 06.05.2025 }

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

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

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

{Абзац перший підпункту 18 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 , № 677 від 06.05.2025 }

{Абзац перший підпункту 18 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

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

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

{Абзац другий підпункту 18 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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

19) мінімальні технічні вимоги для РВЧ повинні бути такими:

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

{Абзац другий підпункту 19 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

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

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

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

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

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

одиниці (групи) постачання РВЧ мають бути приєднані тільки до одного ОСП;

{Підпункт 19 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

20) кожен постачальник РВЧ повинен:

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

виконувати вимоги щодо доступності резерву;РВЧ;

{Підпункт 20 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

повідомляти свого ОСП, що надає команди щодо резервів, про зниження фактичної готовності або аварійне відключення своєї одиниці (групи, частини групи) постачання РВЧ якомога швидше;

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

{Підпункт 20 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

{Абзац третій підпункту 20 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

21) ОСП для свого блока РЧП повинен визначити в Операційній угоді блока РЧП процедуру попередження ескалації випадків ризику недостатності РВЧ у блоці РЧП.

{Підпункт підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }