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 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 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 інцидент в ОЕС України/блоці РПЧ/синхронній області, пов’язаний з втратою генерації, більше величини R, то величина резерву на завантаження має прийматися такою, що дорівнює величині даного розрахункового інциденту. Далі R порівнюється з:
{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 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 РВЧ на завантаження і розвантаження здійснюється ОСП відповідно до Правил ринку.
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).
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;
{Підпункт 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 № 677 від 06.05.2025 }
18) електростанції та енергоблоки (агрегати), УЗЕ, а також регульоване навантаження споживачів, що залучаються до РВЧ, 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 }
забезпечити виконання технічних вимог до РВЧ, 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, вимоги до готовності РВЧ, вимоги до швидкості зміни потужності;
виконувати вимоги щодо доступності РВЧ;
повідомляти свого ОСП, що надає команди щодо резервів, 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 }
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 }
8.4.4. Вимоги до ПЗР та РЗ:
{Назва підпункту 8.4.4 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 ; абзац перший підпункту 8.4.4 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 }
1) для підтримання заданих величин РПЧ і РВЧ та відновлення цих резервів у разі їх використання у процесі регулювання частоти в ОЕС України/блоці РЧП/синхронній області має здійснюватися ПЗР і створюватися РЗ (на розвантаження і завантаження). ПЗР задається потужність генеруючих одиниць, відносно якої розміщуються діапазони ППЧ та ПВЧ. ОСП за умови виконання вимог підпункту 8.3.4 пункту 8.3 цієї глави та вимог до якості регулювання частоти, визначених пунктом 8.2 цієї глави, може використовувати для здійснення ПЗР наявні згідно з підпунктом 5 підпункту 8.4.4 цього пункту засоби без створення РЗ;
{Підпункт 1 підпункту 8.4.4 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 № 642 від 11.04.2023 , № 677 від 06.05.2025 }
2) планова потужність генеруючої одиниці, УЗЕ або одиниці споживання, що бере участь у ПЗР розраховується так, щоб забезпечувалась можливість використання заданих діапазонів РПЧ і РВЧ;
{Підпункт 2 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 , № 677 від 06.05.2025 }
3) ОСП може застосовувати РЗ до того, як буде вичерпано РВЧ. РЗ може використовуватись ОСП у разі зменшення РВЧ на завантаження або розвантаження до 20 % від необхідного обсягу;
{Підпункт 3 підпункту 8.4.4 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 № 1680 від 29.09.2021 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
4) мінімальні технічні вимоги до РЗ:
активація одиниці (групи) надання РЗ за оперативною командою ОСП повинна розпочинатися якомога швидше, без штучної затримки, і відбуватися з максимальною швидкістю зміни потужності, допустимою на даному обладнанні;
максимальний обсяг РЗ визначається виходячи з максимальної швидкості зміни потужності, допустимої на цьому обладнанні, та граничного часу повної активації РЗ - 30 хвилин;
стійка видача РЗ з моменту його введення в дію без обмежень у часі;
точність вимірювання активної потужності одиниці (групи) надання РЗ та точність підтримання заданої потужності повинні бути не гіршими ніж ± 1,0 % від номінальної потужності одиниці (групи) надання РЗ;
вимірювання параметрів і передавання інформації мають проводитися з циклом не більшим ніж 1 секунда;
{Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом 4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 }
5) для забезпечення РЗ з метою відновлення регулювальних можливостей ППЧ та ПВЧ мають використовуватися:
{Абзац перший підпункту 5 підпункту 8.4.4 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 № 642 від 11.04.2023 , № 677 від 06.05.2025 }
пуск резервних генеруючих одиниць;
зупинка працюючих генеруючих одиниць;
пуск у генераторному або насосному режимі агрегатів ГАЕС;
завантаження/розвантаження генеруючих одиниць;
вимкнення/увімкнення одиниць споживання;
зміна графіків обміну перетоків потужності з іншими енергосистемами;
робота УЗЕ в режимі відбору/відпуску;
{Підпункт 5 підпункту 8.4.4 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 № 642 від 11.04.2023 }
6) РЗ може використовуватись також для надання аварійної взаємодопомоги по запитах суміжних ОСП блоків регулювання/синхронної області, після оформлення через диспетчера ОСП відповідної корекції заданих режимів роботи (графіків навантаження генеруючих одиниць, заданого сальдо зовнішніх перетоків тощо) ОЕС України;
{Підпункт 6 підпункту 8.4.4 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 }
7) РЗ має бути достатнім для забезпечення ефективного функціонування ППЧ та РВЧ в заданому обсязі і при необхідній якості регулювання, а також для компенсації похибки планування балансу потужності і втрати генерації;
{Підпункт 7 підпункту 8.4.4 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 }
8) для ОЕС України розрахунковий РЗ на основі статистичних даних про фактичні небаланси для області регулювання ОЕС України за попередні 10 років має складати:
{Абзац перший підпункту 8 підпункту 8.4.4 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 }
на завантаження - не менше 1000 МВт;
на розвантаження - не менше 500 МВт;
{Абзац четвертий підпункту підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
{Абзац п'ятий підпункту підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
{Абзац шостий підпункту підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
{Підпункт підпункту 8.4.4 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 }
9) кожен постачальник РЗ повинен повідомляти ОСП про зниження фактичної готовності або про аварійне відключення своєї одиниці (групи) постачання РЗ, або частини своєї групи постачання РЗ, якомога швидше;
{Підпункт 9 підпункту 8.4.4 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 № 642 від 11.04.2023 }
10) ОСП повинен забезпечити відповідність РЗ технічним вимогам, вимогам до готовності та вимогам до приєднання щодо його одиниць (груп) постачання РЗ;
{Підпункт 10 підпункту 8.4.4 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 № 642 від 11.04.2023 }
11) одиниці (групи) постачання РЗ мають бути приєднаними тільки до одного ОСП;
{Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
12) активація РЗ повинна відбуватися у відповідності до оперативної команди ОСП;
{Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
13) ОСП для свого блоку РЧП повинен визначити в Операційній угоді блока РЧП процедуру попередження ескалації випадків ризику недостатності РЗ у блоці РЧП.
{Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом 13 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
8.5. Вимоги до корекції синхронного часу
8.5.1. Корекція синхронного часу має виконуватись з метою контролю та обмеження відхилення (помилки) синхронного часу, єдиного у всіх синхронно працюючих енергосистемах, від скоординованого астрономічного часу UTC.
8.5.2. Помилка синхронного часу виникає і накопичується внаслідок неточності і дискретності вимірювання фактичної частоти і похибки в регулюванні середньої частоти в системах РВЧ і зумовлює відхилення фактичних значень обмінів електричною енергією від планових договірних значень.
{Підпункт 8.5.2 пункту 8.5 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 , № 677 від 06.05.2025 }
8.5.3. Нормально допустимий діапазон помилки синхронного часу дорівнює ±20 секунд та не потребує корекції синхронного часу. Помилка синхронного часу в діапазоні від ±20 секунд до ±60 секунд потребує корекції синхронного часу, а саме корекція помилки синхронного часу виконується узгодженим зсувом уставки по частоті у РВЧ у заданий момент на задану величину (на плюс 0,01 Гц, якщо синхронний час відстає від скоординованого астрономічного часу UTC, або на мінус 0,01 Гц, якщо синхронний час випереджає скоординований астрономічний час UTC) протягом заданого інтервалу часу. Помилка синхронного часу за межами діапазону ±60 секунд є винятковою та може потребувати корекції синхронного часу з застосуванням зсуву уставки по частоті більше ніж 10 мГц.
{Абзац другий підпункту 8.5.3 пункту 8.5 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 , № 677 від 06.05.2025 }
Ці зсуви уставки по частоті встановлюються контролером синхронного часу.
{Абзац другий підпункту 8.5.3 пункту 8.5 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 }
{Підпункт 8.5.3 пункту 8.5 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
8.5.4. Оскільки контроль синхронного часу і вказівки щодо його корекції мають виходити з одного центру контролю, то всі учасники паралельної роботи в енергооб’єднанні повинні призначити контролера синхронного часу.
8.5.5. Якщо ОСП виконує роль контролера синхронного часу, він повинен безперервно розраховувати синхронний час інтеграцією фактичного значення частоти і визначати його відхилення від скоординованого астрономічного часу UTC, розраховувати корекції синхронного часу та координувати дії з корекції синхронного часу.
8.6. Співпраця з ОСР
8.6.1. ОСП і ОСР повинні співпрацювати з метою сприяння і забезпечення надання резервів активної потужності одиницями (групами) постачання резервів, які розміщено в системах розподілу.
8.6.2. У випадку наявності мережевих обмежень системи розподілу ОСР, до якого підключені резерви (проміжний ОСР), має право, у співпраці з ОСП, встановлювати тимчасові обмеження на видачу резервів активної потужності, які розташовані в його системі розподілу.
9. Регулювання напруги та реактивної потужності
9.1. Завдання регулювання напруги та реактивної потужності в ОЕС України
Завдання регулювання напруги та реактивної потужності в ОЕС України полягає у наступному:
підтримка рівнів напруги в системі передачі у визначених цим Кодексом допустимих межах;
забезпечення резерву реактивної потужності, достатньої для регулювання напруги передавальної мережі з метою підтримання стійкості та безпеки всієї ОЕС України;
обмеження перетоків реактивної потужності для збільшення пропускної здатності високовольтної мережі та мінімізації втрат активної потужності.
9.2. Засоби регулювання напруги та реактивної потужності
Регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється ОСП за допомогою таких засобів:
генеруючі одиниці виробників електричної енергії;
УЗЕ;
{Пункт 9.2 глави 9 розділу V доповнено новим абзацом четвертим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }
засоби компенсації реактивної потужності;
пристрої регулювання напруги, які експлуатуються Користувачами, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП.
9.3. Критерії регулювання напруги та реактивної потужності
9.3.1. Значення рівнів напруги в точках приєднання електроустановок ОСР та споживачів до системи передачі має залишатися у межах таких припустимих діапазонів:
нормальні відхилення напруги не повинні перевищувати ± 5 % номінальної напруги;
максимальні відхилення напруги не повинні перевищувати ± 10 % номінальної напруги.
9.3.2. Гранично допустимі рівні напруги в інших точках системи передачі ніж точки приєднання електроустановок ОСР та споживачів:
Клас
(номінальне значення) напруги, кВ
Граничний рівень напруги, кВ
Найбільша робоча напруга
Допустиме перевищення напруги до 20 хвилин
750
787
866
500
525
577
400
420
462
330
363
399
220
252
277
110
(міждержавні мережі)
126*
139
__________
Примітки:
* визначається договорами між ОСП та суб’єктами суміжних енергосистем, які володіють на праві власності або мають у користуванні зазначені об’єкти міждержавних електричних мереж.
9.3.3. Для контрольних точок мінімально допустимі рівні напруги встановлюються на основі розрахунків електричних режимів таким чином, щоб забезпечити 20 % запас статичної стійкості та надійну роботу власних потреб електростанцій при нормальному режимі роботи системи передачі, а також 8 % запас статичної стійкості під час ситуації N-1.
9.3.4. Нормальні відхилення напруги не обмежені щодо тривалості. Максимальні відхилення напруги, визначені у підпункті 9.3.1 цього пункту, допускаються не більше 5 % часу щодоби.
9.3.5. Рівні напруги та діапазони відхилень на прикордонних підстанціях підлягають узгодженню між ОСП синхронної області та визначаються відповідними угодами між цими ОСП.
9.3.6. Регулювання реактивної потужності мають забезпечуватись ОСП, за умови дотримання вимог операційної безпеки, якнайближче до джерел/споживачів реактивної потужності, щоб мінімізувати додаткове навантаження електричних мереж та відповідне зниження їх пропускної спроможності, а також мінімізувати технологічні витрати електричної енергії в електричних мережах у системі передачі/розподілу. Для цього необхідно постійно підтримувати в усіх вузлах електричних мереж баланс між реактивною потужністю, що виробляється та споживається.
9.3.7. Перетоки реактивної потужності по міждержавних лініях повинні регулюватися таким чином, щоб зменшувати їх до нульового або близького до нульового значення.
9.3.8. При необхідності ОСП може укласти угоди з ОСП синхронної області про послуги з регулювання напруги та реактивної потужності.
9.4. Взаємодія ОСП з ОСП синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу при регулюванні напруги та реактивної потужності
9.4.1. ОСП погоджує з ОСП синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, діапазони напруги в точках підключення 110 кВ та нижче, якщо ці діапазони напруги необхідні для підтримки меж операційної безпеки.
9.4.2. ОСП повинен забезпечити резерви реактивної потужності з достатнім обсягом і часом їх реалізації для того, щоб тримати напругу у своїй області регулювання і на міждержавних зв’язках у межах, зазначених у підпункті 9.4.1 цього пункту.
9.4.3. ОСП погоджує з ОСР та споживачами, електроустановки яких приєднані до системи передачі, значення реактивної потужності, діапазони коефіцієнта потужності та значення напруги у точці приєднання.
9.4.4. ОСП має право використовувати всі наявні приєднані до системи передачі ресурси реактивної потужності в межах своєї області регулювання для ефективного управління реактивною потужністю та підтримки діапазонів напруг, зазначених у підпункті 9.4.1 цього пункту.
9.4.5. ОСП у взаємодії з ОСР та споживачами, електроустановки яких приєднані до системи передачі, повинен управляти ресурсами реактивної потужності в межах своєї області регулювання, включаючи блокування автоматичного регулювання напруги та реактивної потужності трансформаторів, та спеціальну автоматику вимкнення навантаження при зниженні напруги, у тому числі за рахунок споживачів систем розподілу, щоб підтримувати межі операційної безпеки та запобігти лавиноподібному падінню напруги в системі передачі.
{Підпункт 9.4.5 пункту 9.4 глави 9 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
9.4.6. ОСП у разі необхідності має право через відповідного ОСР видавати оперативні команди користувачам системи розподілу щодо регулювання напруги та реактивної потужності.
{Підпункт 9.4.6 пункту 9.4 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
9.5. Порядок регулювання напруги та реактивної потужності
9.5.1. Регулювання напруги в мережі 110 кВ і вище здійснюється ОСП в контрольних точках шляхом планування графіків напруги або характеристик залежності напруги від параметрів режиму з урахуванням складу увімкненого електрообладнання.
9.5.2. ОСП визначає перелік контрольних точок, для яких розробляється графік напруги, виходячи з умов стійкості енергосистеми та оптимізації електричних режимів.
9.5.3. ОСП спільно з ОСР повинні розробляти графіки напруги, що містять задані значення напруги та/або реактивної потужності в контрольних точках електричної мережі.
9.5.4. Контрольними точками, в яких напруга контролюється ОСП, є:
шини 110 - 150 кВ усіх підстанцій 330/110 (150) кВ;
шини станцій з встановленою потужністю 100 МВт та більше.
Контрольні точки, в яких напруга контролюється ОСР, визначаються відповідним ОСР та погоджуються з ОСП.
У разі відсутності генерації на станції її шини перестають вважатися контрольною точкою.
9.5.5. ОСП планує графіки напруги так, щоб забезпечити достатні резерви виробництва реактивної енергії в часи високого споживання електричної енергії, а також адекватні резерви для компенсації реактивної потужності в часи низького споживання електричної енергії, щоб мінімізувати перетоки реактивної потужності через передавальні мережі та підтримувати рівні напруги в енергосистемі в межах необхідних діапазонів.
9.5.6. Процес планування графіків напруги при оперативному плануванні полягає в оптимізації ресурсів реактивної потужності на основі фактичних та статистичних оперативних вимірювань, зокрема для резервів генеруючих одиниць та попиту на споживання реактивної потужності. Результатом цього процесу є визначення оптимальних уставок та робочих положень відповідних пристроїв регулювання напруги та реактивної потужності таких, як АРЗ, перемикачі відгалужень, шунтуючі реактори та батареї конденсаторів.
{Підпункт 9.5.6 пункту 9.5 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }
9.5.7. Перелік заходів щодо виконання графіків напруги має передбачати дії оперативного персоналу відповідного підпорядкування в розрахункових режимах роботи електричної мережі та у разі раптових змін у її роботі.
9.6. Режими регулювання напруги та реактивної потужності
9.6.1. Регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється у процесі автоматичної (первинне регулювання) та/або оперативної зміни режимів роботи обладнання та/або конфігурації електричної мережі (вторинне регулювання), спрямованої на утримання рівня напруги в гранично допустимих межах для контрольних точок електричної мережі на всіх рівнях (ступенях).
9.6.2. Первинне регулювання напруги та реактивної потужності - децентралізоване (автоматичне) регулювання напруги та реактивної потужності у системі передачі/розподілу, що може бути забезпечене такими засобами:
пристроями АРЗ генеруючих блоків та системами управління УЗЕ;
{Абзац другий підпункту 9.6.2 пункту 9.6 глави 9 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 }
перемикачами відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;
статичними компенсаторами реактивної потужності (СТАТКОМ, СТК тощо);
іншими децентралізованими засобами регулювання напруги та реактивної потужності (СК, БСК, ШР, УЗЕ тощо).
{Абзац п'ятий підпункту 9.6.2 пункту 9.6 глави 9 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 }
9.6.3. Первинне регулювання напруги та реактивної потужності полягає в автоматичному реагуванні регулюючих пристроїв на задані уставки напруги чи реактивної потужності. Первинне регулювання може бути забезпечене лише засобами контролю первинної напруги та реактивної потужності, що складаються з регулятора, приладу для вимірювання напруги та контуру зворотного зв’язку регулювання.
9.6.4. ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, які забезпечують первинне регулювання напруги та реактивної потужності, зобов’язані встановити та забезпечувати технічне обслуговування відповідного обладнання для забезпечення первинного регулювання напруги та реактивної потужності. Це також стосується їхніх частин каналів зв’язку «останніх миль», які використовуються для передачі управляючих сигналів та/або уставок напруги/реактивної потужності.
9.6.5. Вторинне регулювання напруги - централізоване (оперативне або автоматичне) регулювання напруги та реактивної потужності у передавальних мережах (енергосистемі), що може бути забезпечене такими засобами як:
генеруючі одиниці;
перемикачі відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;
синхронні компенсатори;
статичні компенсатори реактивної потужності;
переведення генеруючого обладнання в режим СК;
шунтуючі реактори;
батареї конденсаторів;
перемикання ліній електропередачі.
9.6.6. Вторинне регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється лише за оперативною командою ОСП.
{Підпункт 9.6.6 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
9.6.7. У разі вичерпання регулювального діапазону засобів, зазначених у підпунктах 9.6.2 та 9.6.5 цього пункту, для регулювання напруги можливо застосування таких обмежувальних дій:
1) для запобігання зниженню напруги нижче допустимих значень:
відімкнення однієї сторони довгих передавальних ліній ВН, якщо це допустимо за режимом роботи енергосистеми;
перемикання агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим виробництва;
додаткова оперативна команда ОСП про збільшення вироблення реактивної потужності тепловими електростанціями, окрім атомних електростанцій, за рахунок їхнього виробництва активної потужності, але у межах їхніх технічних обмежень;
{Абзац четвертий підпункту 1 підпункту 9.6.7 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
запит про підтримку реактивною потужністю з суміжних енергосистем;
обмеження та вимкнення споживачів (ГАВ, СГАВ, САВН) для запобігання лавиноподібному падінню напруги, якщо всі інші ресурси регулювання напруги вичерпані;
{Абзац шостий підпункту 1 підпункту 9.6.7 пункту 9.6 глави 9 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 }
оперативні команди користувачам системи розподілу щодо регулювання напруги та реактивної потужності;
2) для запобігання підвищенню напруги вище допустимих значень:
відімкнення батарей статичних конденсаторів на передавальних підстанціях і об’єктах користувачів системи передачі/розподілу;
увімкнення шунтуючих реакторів на магістральних підстанціях і об’єктах користувачів системи передачі/розподілу;
перемикання агрегатів ГАЕС із режиму виробництва в насосний режим;
зменшення вироблення реактивної потужності тепловими електростанціями, окрім атомних електростанцій, у межах їхніх технічних обмежень тощо.
9.6.8. Дії згідно з підпунктом 9.6.7 цього пункту також належать до режимів вторинного регулювання напруги та реактивної потужності.
9.6.9. ОСП та всі користувачі системи передачі/розподілу, які експлуатують обладнання, що бере участь у вторинному регулюванні напруги та реактивної потужності, мають забезпечити постійну здатність їхніх енергоустановок відповідати вимогам щодо вторинного регулювання напруги та реактивної потужності відповідно до вимог глав 2, 3 та 6 розділу III цього Кодексу та цієї глави.
{Підпункт 9.6.9 пункту 9.6 глави 9 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 }
9.6.10. Третинне регулювання напруги та реактивної потужності - заходи і дії, які потребують втручання оперативного персоналу генеруючих одиниць для виконання відповідних перемикань і вимагають тривалого часу для їх реалізації, що пов’язується з такими заходами:
зміна положення перемикачів відгалужень трансформаторів без навантаження;
перемикання батарей конденсаторів без навантаження;
перемикання шунтуючих реакторів без навантаження.
10. Контроль струмів КЗ
{Назва глави 10 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 }
10.1. ОСП повинен визначати для обладнання, яке знаходиться в його оперативному підпорядкуванні:
максимальну межу струму короткого замикання для вибору здатності комутаційного обладнання до відключення;
мінімальну межу струму короткого замикання для правильного функціонування релейного захисту.
10.2. ОСП повинен виконувати розрахунки струмів короткого замикання для того, щоб оцінити вплив енергосистем синхронної області та приєднаного до системи передачі електрообладнання Користувачів, у тому числі малих систем розподілу, на рівні струмів короткого замикання. Якщо система розподілу включно з малою системою розподілу впливає на рівні струмів короткого замикання, вона повинна бути включена у розрахунки струмів короткого замикання у системі передачі.
10.3. Розрахунки струмів короткого замикання необхідні для:
вибору обладнання, яке може без пошкоджень витримувати, а також відключати струми короткого замикання;
визначення термічної та механічної дії струмів короткого замикання на струмопровідні частини електричного обладнання;
розрахунку заземлення;
встановлення впливу на лінії зв’язку;
налаштування релейного захисту;
вибору засобів обмеження струмів короткого замикання.
10.4. Під час виконання розрахунків струмів КЗ ОСП повинен:
{Абзац перший пункту 10.4 глави 10 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 }
використовувати найбільш точні та якісні наявні дані;
враховувати положення ДСТУ IEC 61909 «Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму»;
{Пункт 10.4 глави 10 розділу V доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
брати за основу при розрахунках максимальних струмів КЗ такі експлуатаційні умови, які забезпечують максимально можливий рівень струму КЗ, ураховуючи також внесок у струми КЗ від суміжних систем передачі і систем розподілу, включаючи МСР.
{Абзац четвертий пункту 10.4 глави 10 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 }
10.5. ОСП повинен застосовувати заходи для запобігання відхиленню від максимальних і мінімальних меж струмів короткого замикання, зазначених у пункті 10.1 цієї глави, для всіх часових інтервалів і для всіх засобів захисту. Якщо відбувається таке відхилення, ОСП повинен застосовувати коригувальні дії або інші заходи для забезпечення того, щоб межі, зазначені в пункті 10.1 цієї глави, не порушувались. Відхилення від цих меж допускається тільки при виконанні послідовності перемикань.
10.6. Під час оцінки та вибору заходів із приведення у відповідність струмів КЗ з нормованими параметрами вимикачів слід ураховувати такі технічні обмеження і фактори:
допустимі рівні підвищення напруги на непошкоджених фазах мережі;
допустимі рівні напруги на нейтралях трансформаторів і автотрансформаторів;
допустимі параметри відновлювальної напруги під час вимикання струмів КЗ;
забезпечення селективності і чутливості релейних захистів;
технічні параметри і техніко-економічні характеристики пристроїв для обмеження КЗ;
надійність електропостачання споживачів;
статичну і динамічну стійкість електропередачі;
якість напруги та інші режимні фактори.
10.7. Заходи з обмеження струмів КЗ:
оптимізація структури і параметрів мережі;
стаціонарний та випереджувальний поділ мережі;
струмообмежувальні пристрої;
оптимізація режиму заземлення нейтралі.
10.8. Засоби обмеження струмів КЗ:
пристрої випереджувального поділу мережі;
струмообмежувальні реактори;
трансформатори і автотрансформатори з розщепленою обмоткою нижчої напруги;
трансформатори з підвищеною напругою короткого замикання;
безінерційні струмообмежувальні пристрої;
струмообмежувальні комутаційні апарати;
струмообмежувальні резистори;
вставки постійного струму;
вставки змінного струму непромислової частоти;
розземлення нейтралей частини трансформаторів;
заземлення нейтралі частини трансформаторів через реактори, резистори чи інші обмежувальні пристрої;
автоматичне розмикання в аварійних режимах третинних обмоток трансформаторів.
11. Контроль потокорозподілу
11.1. ОСП повинен визначати у відповідних інструкціях та довідникових матеріалах максимальні тривалі допустимі навантаження для кожного елемента системи передачі своєї області регулювання.
11.2. ОСП повинен підтримувати потоки потужності в межах операційної безпеки, визначених для нормального та передаварійного режимів. Коефіцієнт запасу по статичній стійкості в нормальному режимі повинен становити не менше 20 %, а під час ситуації N-1 не менше 8 %.
11.3. ОСП повинен координувати аналіз операційної безпеки з іншими ОСП своєї синхронної області відповідно до угод між ОСП синхронної області для забезпечення дотримання потокорозподілу у межах операційної безпеки у своїй області регулювання.
11.4. У ситуації N-1 та у нормальному режимі ОСП повинен підтримувати потоки потужності у межах тимчасових допустимих перевантажень і готувати та здійснювати коригувальні дії, які будуть застосовані в межах часу, дозволеного для тимчасово допустимих перевантажень.
12. Аналіз аварійних ситуацій
12.1. Перелік аварійних ситуацій
12.1.1. ОСП повинен визначити Перелік аварійних ситуацій у його області спостереження, включаючи внутрішні і зовнішні (в інших енергосистемах своєї синхронної області) аварійні ситуації. Перелік аварійних ситуацій має включати звичайні аварійні ситуації і аварійні ситуації виняткового типу, визначені із застосуванням скоординованого аналізу аварійних ситуацій із ОСП своєї синхронної області.
{Підпункт 12.1.1 пункту 12.1 глави 12 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 }
12.1.2. Для визначення Переліку аварійних ситуацій ОСП повинен класифікувати кожну аварійну ситуацію на основі того, чи є ця ситуація звичайною, аварійною ситуацією виняткового типу або непередбаченою (або не врахованою) аварійною ситуацією (out-of-range), беручи до уваги ймовірність виникнення і такі принципи:
ОСП повинен класифікувати аварійні ситуації тільки для власної області регулювання;
коли умови роботи або погодні умови суттєво підвищують ймовірність виникнення аварійної ситуації виняткового типу, ОСП повинен включити аварійну ситуацію виняткового типу до Переліку аварійних ситуацій;
ОСП повинен включити до Переліку аварійних ситуацій аварійні ситуації виняткового типу, які суттєво впливають на ОЕС України або енергосистеми синхронної області.
{Підпункт 12.1.2 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
12.1.3. Для аналізу аварійних ситуацій кожний Користувач повинен надавати всю необхідну для аналізу аварійних ситуацій інформацію на запит ОСП відповідно до переліку, вказаного у главі 6 розділу X цього Кодексу.
12.1.4. ОСП повинен координувати аналіз аварійних ситуацій принаймні з тим ОСП, що входить до його області спостереження. ОСП повинен повідомити ОСП своєї області спостереження про перелік зовнішніх аварійних ситуацій, включених у його перелік аварійних ситуацій.
{Підпункт 12.1.4 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
12.1.5. ОСП повинен завчасно інформувати ОСП своєї області спостереження про будь-які заплановані зміни топології в елементах його системи передачі, які включені як зовнішні аварійні ситуації в перелік аварійних ситуацій такого ОСП.
{Підпункт 12.1.5 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
12.1.6. ОСП повинен забезпечити достатні точність та циклічність обміну даними для проведення розрахунків потокорозподілу при аналізі аварійних ситуацій.
12.2. Аналіз аварійних ситуацій
12.2.1. ОСП повинен проводити аналіз аварійних ситуацій у своїй області спостереження для виявлення аварійних ситуацій, які ставлять під загрозу операційну безпеку своєї області регулювання, і визначення відповідних коригувальних дій.
{Підпункт 12.2.1 пункту 12.2 глави 12 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 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 }
12.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій своєї області регулювання на основі прогнозних та оперативних даних у режимі реального часу. Вихідним режимом для аналізу аварійних ситуацій є відповідна топологія системи передачі, яка включає заплановані відключення (відповідає ситуації N).
12.2.3. У випадку коли критерій N-1 не може бути забезпечено своєчасно або існує ризик поширення аварійної ситуації на енергосистеми синхронної області, ОСП повинен якнайшвидше підготувати і активізувати коригувальні дії для забезпечення дотримання критерію N-1 і локалізації аварійної ситуації.
12.2.4. ОСП може не дотримуватися критерію N-1 у таких ситуаціях:
протягом виконання перемикань;
протягом періоду, необхідного для підготовки та активації коригувальних дій.
12.2.5. Кожний ОСП має оцінити ризик, пов’язаний з аварійною ситуацію після оцінки впливу кожної аварійної ситуації з його переліку аварійних ситуацій, а також оцінити можливість дотримання меж операційної безпеки в ситуації N-1.
Кожен ОСП повинен забезпечити, щоб потенційні порушення меж операційної безпеки його області регулювання, виявлені під час аналізу аварійних ситуацій, не загрожували операційній безпеці його системи передачі або роботі міждержавних ліній електропередачі.
{Пункт 12.2 глави 12 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
13. Захист системи передачі
13.1. Загальні вимоги до захисту системи передачі
13.1.1. ОСП повинен управляти системою передачі із застосуванням релейного захисту (основного і резервного) та протиаварійної автоматики для автоматичної локалізації та ліквідації пошкоджень, які могли б поставити під загрозу операційну безпеку ОЕС України та/або енергосистем своєї синхронної області.
13.1.2. ОСП повинен, принаймні 1 раз на 5 років, переглядати свою стратегію та концепцію захисту (релейний захист та протиаварійна автоматика) і оновлювати їх, якщо це необхідно для забезпечення правильного функціонування обладнання для захисту енергосистеми і забезпечення операційної безпеки.
13.1.3. Після спрацювання релейного захисту чи протиаварійної автоматики, що впливає на роботу міждержавних ліній або енергосистеми синхронної області, ОСП повинен оцінити правильність роботи захисту та, у разі необхідності, здійснити коригувальні дії.
13.1.4. ОСП повинен задавати уставки для релейного захисту обладнання його системи передачі, які забезпечують надійне, швидке і селективне усунення пошкодження, включаючи резервний захист для усунення пошкодження в разі відмови основного захисту.
13.1.5. До введення в експлуатацію або модернізації пристроїв релейного захисту, що впливає на роботу енергосистем синхронної області, ОСП повинен погоджувати з ОСП своєї синхронної області уставки захисту.
13.1.6. Якщо ОСП використовує протиаварійну автоматику, він повинен:
забезпечити селективність, надійність і ефективність її дії;
при розробці схеми протиаварійної автоматики оцінити наслідки для ОЕС України або енергосистем синхронної області в разі її відмови або неправильної роботи;
переконатися, що дія протиаварійної автоматики узгоджена з дією пристроїв релейного захисту системи передачі та не порушує межі операційної безпеки;
узгоджувати схеми побудови, уставки та дії протиаварійної автоматики з аналогічними системами ОСП своєї синхронної області та Користувачів.
13.2. Аналіз динамічної стійкості
13.2.1. ОСП повинен здійснювати розрахунок та аналіз динамічної стійкості системи передачі відповідно до підпункту 13.2.6 цього пункту та обмін відповідними даними для аналізу динамічної стійкості системи передачі з ОСП своєї синхронної області.
13.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз динамічної стійкості принаймні 1 раз на рік, щоб визначити межі динамічної стійкості і потенційні проблеми з динамічною стійкістю у своїй системі передачі. ОСП повинен проводити аналіз динамічної стійкості скоординовано з ОСП своєї синхронної області.
13.2.3. При проведенні скоординованого аналізу динамічної стійкості ОСП визначає:
обсяг скоординованих розрахунків динамічної стійкості, зокрема розмір розрахункової моделі мережі;
обсяг даних для обміну між заінтересованими ОСП синхронної області;
перелік взаємоузгоджених сценаріїв, аварійних ситуацій або порушень для аналізу динамічної стійкості.
13.2.4. У разі виникнення незатухаючих низькочастотних коливань між областями регулювання, що впливають на декількох ОСП синхронної області, ОСП повинен ініціювати якнайшвидше проведення скоординованого аналізу динамічної стійкості на рівні синхронної області і надати дані, необхідні для такого аналізу.
13.2.5. Якщо ОСП виявляє потенційний взаємний вплив напруги, кута вибігу ротора або стабільності частоти з іншими системами передачі своєї синхронної області, він повинен скоординувати методи, використовувані при аналізі динамічної стійкості, забезпечити необхідні дані, спланувати спільні заходи щодо виправлення ситуації.
13.2.6. При визначенні методів аналізу динамічної стійкості ОСП застосовує такі правила:
якщо межі статичної стійкості досягаються раніше меж динамічної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен виконувати аналіз динамічної стійкості лише на основі результатів розрахунків динамічної стійкості, виконаних для довгострокового планування;
якщо при плануванні відключень межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен провести аналіз динамічної стійкості на етапі оперативного планування на день наперед, поки ці режими існують. ОСП повинен підготувати коригувальні дії, які будуть використовуватися у разі необхідності під час роботи в реальному часі;
якщо мережа в режимі реального часу перебуває в ситуації N, а межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен проводити аналіз динамічної стійкості на всіх етапах оперативного планування і бути здатним якнайшвидше повторно оцінювати межі динамічної стійкості після істотної зміни режиму.
13.2.7. Якщо аналіз динамічної стійкості вказує на порушення меж стійкості, ОСП повинен розробити, підготувати і активізувати коригувальні дії з метою підтримки стійкості системи передачі. Ці коригувальні дії можуть охоплювати користувачів системи передачі/розподілу.
13.2.8. ОСП повинен налаштувати обладнання, релейний захист та протиаварійну автоматику таким чином, щоб час ліквідації порушень, здатних призвести до широкомасштабного стану системи передачі, був меншим ніж критичний час усунення збурень, обчислений ним під час аналізу динамічної стійкості.
{Підпункт 13.2.8 пункту 13.2 глави 13 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 }
13.2.9. Вимоги до мінімальної інерції, необхідні для забезпечення стабільності частоти на рівні синхронної області:
1) ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області проводить дослідження в синхронній області з метою визначення необхідності встановлення вимог до мінімальної необхідної інерції, з урахуванням витрат і вигод, а також потенційних альтернатив. ОСП повинен повідомляти Регулятора про результати дослідження, а також виконувати періодичний перегляд і оновлення дослідження кожні два роки;
2) якщо дослідження вказують на необхідність встановлення вимог до мінімальної необхідної інерції, ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області розробляє методологію для визначення мінімальної інерції, необхідної для забезпечення операційної безпеки і запобігання порушенню меж стійкості. Така методологія повинна враховувати принципи ефективності та пропорційності, розробляється протягом шести місяців після завершення досліджень, зазначених у підпункті 1 цього пункту, і оновлюється протягом шести місяців після оновлення та отримання результатів досліджень;
3) ОСП у режимі реального часу повинен забезпечити мінімальну інерцію у власній області регулювання відповідно до визначеної методології і результатів, отриманих відповідно до підпункту 2 цього пункту.
{Пункт 13.2 глави 13 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
14. Надзвичайна ситуація в ОЕС України
14.1. Надзвичайна ситуація в ОЕС України виникає у разі дії хоча б одного з критеріїв, визначених у цій главі, та продовжується до моменту його усунення за умови, що інші критерії настання надзвичайної ситуації в ОЕС України не діють.
14.2. Порушення режиму роботи системи передачі, що має місце при настанні надзвичайної ситуації в ОЕС України, характеризується виникненням хоча б одного з таких критеріїв (умов):
1) порушення меж операційної безпеки елементів системи передачі, викликаних виходом за межі граничних значень термічної стійкості, струму короткого замикання, частоти, статичної та динамічної стійкості, напруги (та/або реактивної потужності), визначених графіками напруги в контрольних точках системи передачі, рівні яких визначає ОСП шляхом проведення відповідних розрахунків;
2) порушення меж стійкості, що викликано та/або супроводжується хоча б одним із таких випадків:
зниженням запасу необхідних рівнів статичної стійкості в контрольних точках електричної мережі системи передачі, значення якого складає менше 8 % під час ситуації N-1 на основі розрахунків електричних режимів;
перевищенням порогових значень максимально допустимих перевантажень обладнання та тривалістю за періодами часу, з точки зору теплових характеристик елементів системи передачі та струмових навантажень відповідно до технічних документів, розроблених та затверджених ОСП;
зниженням частоти електричного струму в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,6 Гц та відсутності необхідних резервів потужності в ОЕС України для відновлення значення частоти до 50,0 Гц;
порушенням режиму допустимих перетоків у контрольованих перетинах (визначається для кожного контрольованого перетину інструкціями та положеннями, розробленими та затвердженими ОСП);
3) порушення узгодженого графіка міждержавних сальдо-перетоків електроенергії у режимі паралельної роботи ОЕС України (або її окремої частини) з енергетичними системами суміжних держав відповідно до угод, укладених із ОСП суміжних держав;
4) дефіцит потужності в ОЕС України впродовж періоду максимального навантаження протягом доби, на яку здійснюється прогнозування, для збалансування якого необхідно 4 та більше черг ГПВ;
5) знеструмлення ОЕС України або її окремих частин внаслідок дії режиму системної аварії (blackout state).
14.3. Відповідно до Плану захисту енергосистеми, якщо реалізація протиаварійних заходів виявилася неефективною, при виникненні хоча б одного з критеріїв настання надзвичайної ситуації в ОЕС України, наведених у пункті 14.2 цієї глави, застосовуються надзвичайні заходи (ГОЕ, ГОП, ГАВ, СГАВ, ГПВ, засоби автоматичного відключення навантаження (САВН, АЧР)) відповідно до інструкцій, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.4. Складання та застосування ГОЕ, ГОП, ГАВ, СГАВ, ГПВ здійснюється відповідно до інструкцій, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.5. Порядок підключення електроустановок споживачів до САВН та умови їх залучення до диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОСП та/або ОСР з метою запобігання та/або ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України визначається правилами, затвердженими центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.6. Правила застосування системної протиаварійної автоматики із запобігання та ліквідації небезпечного зниження або підвищення частоти визначаються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.7. Особливості функціонування ринку електричної енергії в умовах настання надзвичайної ситуації в ОЕС України визначаються Правилами ринку.
14.8. У разі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП може застосувати заходи обмеження міждержавних торгівельних операцій електричної енергії.
Заходи обмеження міждержавних торгівельних операцій електричної енергії використовуються ОСП у випадку, коли коригуюча передиспетчеризація або зустрічна торгівля неможливі та не повинні допускати дискримінацію.
14.9. При виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України диспетчерський персонал ОСП повинен якнайшвидше:
оцінити масштаби надзвичайної ситуації в ОЕС України, її розвиток та можливий вплив на безпечну роботу ОЕС України;
доповісти про виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України своєму керівництву;
повідомити наявними та доступними каналами зв’язку Користувачів, яких стосується або може стосуватися надзвичайна ситуація в ОЕС України, про її настання та заходи, що вживаються, і які необхідно вживати до моменту повернення системи передачі в нормальний режим роботи;
визначити та застосувати заходи, необхідні для ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України із Плану захисту енергосистеми/Плану відновлення;
зафіксувати відповідну інформацію в оперативній документації диспетчерського персоналу ОСП.
14.10. При виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП має якнайшвидше, але не пізніше наступного робочого дня з дня її виникнення, повідомити про її настання:
Регулятора;
центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі та центральний орган виконавчої влади, який забезпечує формування та реалізує державну політику у сфері цивільного захисту відповідно до наказу Міністерства внутрішніх справ України та Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 02 березня 2017 року № 178/164 «Про затвердження Інструкції про порядок обміну інформацією у сфері запобігання виникненню та реагування на надзвичайні ситуації між Державною службою України з надзвичайних ситуацій і Міністерством енергетики та вугільної промисловості України», зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 28 березня 2017 року за № 410/30278;
центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики відповідно до наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 21 грудня 2012 року № 1054 «Про затвердження Регламенту оперативних повідомлень щодо порушень у роботі підприємств паливно-енергетичного комплексу України» (у редакції наказу Міністерства енергетики України від 21 вересня 2020 року № 606);
місцеві органи виконавчої влади;
ОСП суміжних держав, якщо відбулося порушення узгодженого графіка міждержавних сальдо-перетоків електроенергії у режимі паралельної роботи ОЕС України (або її окремої частини) з енергетичними системами суміжних держав відповідно до укладених договорів.
14.11. Після виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП має якнайшвидше, але не пізніше однієї години від часу її виникнення, опублікувати на власному офіційному вебсайті оголошення, у якому зазначається така інформація:
умова(-и) за якої(-их) було класифіковано надзвичайну ситуацію в ОЕС України;
час та місце виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України;
частина ОЕС України, на яку поширюється дія надзвичайної ситуації в ОЕС України;
протиаварійні та надзвичайні заходи, які застосовуються на період дії надзвичайної ситуації в ОЕС України.
14.12. При раптових порушеннях режиму роботи ОЕС України або її окремої частини внаслідок аварійних відключень мережевих елементів (ПЛ, АТ, систем шин тощо), втрати значної кількості генеруючих потужностей внаслідок відключення генераторів, корпусів або блоків на електростанціях, що призвело до виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України, публікація ОСП на власному офіційному вебсайті оголошення відповідно до пункту 14.11 цієї глави виконується негайно після застосування ОСП необхідних заходів з ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України або після її повної ліквідації.
14.13. Упродовж 30 днів після ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП готує та подає Регулятору звіт та публікує його на власному офіційному вебсайті.
Звіт повинен містити детальне пояснення та обґрунтування всіх вжитих заходів та їх наслідків.
{Розділ V доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
15. Обмін резервами потужності
15.1. Процес транскордонної активації РВЧ
15.1.1. Метою процесу транскордонної активації РВЧ є надання ОСП можливості здійснювати ПВЧ шляхом обміну потужністю відновлення частоти між областями РЧП.
ОСП має право здійснювати процес транскордонної активації РВЧ для областей РЧП у межах одного блока РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди про транскордонну активацію РВЧ.
15.1.2. ОСП повинен здійснювати процес транскордонної активації РВЧ таким чином, щоб не впливати на:
стабільність ППЧ синхронної області або синхронних областей, що беруть участь у транскордонному процесі активації РВЧ;
стабільність ПВЧ та ПЗР кожної області РЧП, якою управляють ОСП-учасники або причетні ОСП;
операційну безпеку.
15.1.3. ОСП здійснює обмін РВЧ між областями РЧП однієї синхронної області за допомогою однієї з наступних дій:
визначення потоку активної потужності через віртуальну з’єднувальну лінію, яка має бути частиною розрахунку FRCE, якщо активація РВЧ автоматизована;
коригування програми регулювання або визначення потоку активної потужності по віртуальній з’єднувальній лінії між областями РЧП, де активація РВЧ здійснюється вручну;
регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.1.4. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю відновлення частоти між областями РЧП різних синхронних областей шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.1.5. ОСП, який бере участь в одному транскордонному процесі активації РВЧ, повинен забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужності відновлення частоти дорівнювала нулю.
15.1.6. Процес транскордонної активації РВЧ повинен включати резервний механізм, який гарантує, що обмін потужністю відновлення частоти в кожній області РЧП дорівнює нулю або обмежений значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.
15.2. Процес транскордонної активації РЗ
15.2.1. Метою процесу транскордонної активації РЗ є надання ОСП можливості здійснювати ПЗР шляхом реалізації програми регулювання між областями РЧП.
ОСП має право здійснювати процес активації транскордонної активації РЗ для областей РЧП у межах одного блока РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди про транскордонну активацію РЗ.
15.2.2. ОСП повинен впроваджувати процес транскордонної активації РЗ таким чином, щоб не впливати на:
стабільність ППЧ синхронної області або синхронних областей, що беруть участь у процесі транскордонної активації РЗ;
стабільність ПВЧ та ПЗР кожної області РЧП, якою управляють ОСП-учасники або причетні ОСП;
операційну безпеку.
15.2.3. ОСП повинен впроваджувати програму регулювання між областями РЧП однієї синхронної області, виконуючи, щонайменше, одну з наступних дій:
визначення перетоку активної потужності через віртуальну з’єднувальну лінію, яка є частиною розрахунку FRCE;
коригування програми регулювання;
коригування перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.2.4. ОСП повинен впроваджувати програму регулювання між областями РЧП різних синхронних областей, шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.2.5. ОСП повинен забезпечити, щоб сума активацій, передбачених усіма програмами регулювання, дорівнювала нулю.
15.2.6. Процес транскордонної активації РЗ повинен включати резервний механізм, який гарантуватиме, що сума активацій, передбачених програмою регулювання кожної області РЧП, дорівнював нулю або обмежувався значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.
15.3. Обмін та спільне використання резервів у межах синхронної області
15.3.1. ОСП має право брати участь в обміні РПЧ в синхронній області. Обмін РПЧ передбачає передачу зобов'язання щодо підтримки РПЧ від ОСП, що отримує резерв, до ОСП, що приєднує резерв, на відповідний обсяг РПЧ.
15.3.2. ОСП, задіяний в обміні РПЧ у межах синхронної області, повинен дотримуватися обмежень і вимог до обміну РПЧ у межах синхронної області, визначених угодами синхронної області та враховувати такі обмеження:
1) ОСП суміжних блоків РЧП повинен забезпечити, щоб принаймні 30 % їхніх загальних сумарних початкових зобов’язань РПЧ фізично надавалося всередині їх блока РЧП. Обсяг резервної потужності РПЧ, фізично розташованому в блоці РЧП у результаті обміну РПЧ з іншими блоками РЧП, повинен бути обмежений максимумом:
30 % загальних сумарних початкових зобов’язань РПЧ для ОСП блока РЧП, до якого фізична підключена резервна потужність РПЧ;
100 МВт резервної потужності РПЧ;
2) ОСП областей РЧП в одному блоці РЧП повинен мати право визначати в Операційній угоді блока РЧП внутрішні обмеження для обміну РПЧ між областями РЧП в одному блоці РЧП, щоб:
уникнути внутрішніх перевантажень у разі активації РПЧ;
забезпечити рівномірний розподіл резервної потужності РПЧ на випадок розділу мережі;
уникати негативного впливу на стабільність РПЧ або на операційну безпеку.
15.3.3. У разі обміну РПЧ, ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, повідомляють про це іншого ОСП синхронної області.
15.3.4. Будь-який ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, або причетний ОСП, що беруть участь в обміні РПЧ, можуть відмовитися від обміну РПЧ, якщо це призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки при активації РПЧ, що підлягає обміну.
15.3.5. У випадку потенційного впливу на область РЧП, у результаті транскордонного обміну РПЧ ОСП повинен перевірити чи його технічний резерв пропускної спроможності міждержавних електричних мереж є достатнім для забезпечення перетоків потужності, що виникають у результаті активації резервної пропускної спроможності РПЧ, що підлягає обміну.
15.3.6. ОСП в області РЧП повинен відрегулювати параметри розрахунку FRCE для врахування обміну РПЧ.
15.3.7. ОСП, що приєднує резерв, несе відповідальність за дотримання вимог щодо розміщення РПЧ, передбачених цим Кодексом та Операційною угодою синхронної області.
15.3.8. Одиниця або група постачання РПЧ несе відповідальність перед ОСП, що приєднує резерв, за активацію РПЧ.
15.3.9. ОСП повинен забезпечити, щоб обмін РПЧ не впливав на дотримання іншими ОСП вимог щодо РПЧ, які застосовуються до синхронної області.
15.3.10. ОСП не повинен спільно використовувати РПЧ з іншими ОСП синхронної області для виконання його зобов’язань щодо РПЧ і зменшення загального обсягу РПЧ у синхронній області.
15.3.11. ОСП визначають в Операційній угоді синхронної області функції та обов’язки ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетного ОСП для обміну РВЧ та/або РЗ.
15.3.12. У разі якщо відбувається обмін РВЧ та РЗ, ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, інформують про такий обмін іншого ОСП синхронної області.
15.3.13. ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, що беруть участь в обміні РВЧ та РЗ, повинні визначити в угоді про обмін РВЧ та РЗ, власні функції та обов'язки, у тому числі:
відповідальність ОСП, що надає команди щодо резервів, за резервну потужність РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ та РЗ;
обсяг резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ та РЗ;
впровадження процесу транскордонної активації РВЧ та РЗ;
мінімальні технічні вимоги до РВЧ та РЗ, пов’язані з процесом транскордонної активації РВЧ та РЗ, якщо ОСП, що приєднує резерв, не є ОСП, що надає команди щодо резервів;
виконання випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) щодо надання РВЧ та РЗ;
відповідальність за моніторинг виконання технічних вимог до РВЧ та РЗ і вимог щодо доступності РВЧ та РЗ для резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну;
процедури для забезпечення того, що обмін РВЧ та РЗ не призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки.
15.3.14. ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетний ОСП, що беруть участь в обміні РВЧ або РЗ, можуть відмовитися від обміну, передбаченого в пункті 15.3.12, якщо це може призвести до перетоків потужності, що порушують межі операційної безпеки під час активації резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ або РЗ.
15.3.15. ОСП повинен забезпечити, щоб обмін РВЧ та РЗ не заважав ОСП виконувати вимоги до обсягів РВЧ або РЗ.
15.3.16. ОСП разом з ОСП блока РЧП визначає в Операційній угоді блока РЧП власні функції та обов’язки в якості ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетного ОСП для обміну РВЧ та/або РЗ з ОСП інших блоків РЧП.
15.3.17. ОСП повинен визначити в Операційній угоді синхронної області функції та обов’язки ОСП, що забезпечує можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП при спільному використанні РВЧ та РЗ.
15.3.18. У разі спільного використання РВЧ та РЗ, ОСП, що забезпечує можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, інформують про такий обмін іншого ОСП синхронної області.
15.3.19. ОСП, що забезпечує можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, які беруть участь у спільному використанні РВЧ та РЗ, визначають, в угоді про спільне використання РВЧ та РЗ, функції та обов'язки, у тому числі:
обсяг резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ;
впровадження процесу транскордонної активації РВЧ та РЗ;
процедури для забезпечення того, що активація резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ, не призведе до перетоків потужності, порушують межі операційної безпеки.
15.3.20. ОСП, що забезпечує можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетний ОСП, що беруть участь у спільному використанні РВЧ та РЗ, можуть відмовитися від спільного використання РВЧ та РЗ, якщо це може привести до перетоків потужності, що порушують межі операційної безпеки під час активації резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ.
15.3.21. У разі спільного використання РВЧ та РЗ, ОСП, що забезпечує можливість регулювання, повинен надати ОСП, що отримує можливість регулювання, частку власної резервної потужності РВЧ та РЗ, необхідну для виконання вимог до обсягів резервів РВЧ та/або РЗ. ОСП, що забезпечує можливість регулювання, може бути:
ОСП, що надає команди щодо резервів, для резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ;
ОСП, що має доступ до резервної потужності РВЧ та РЗ для спільного використання РВЧ та РЗ через впроваджений процес транскордонної активації РВЧ та РЗ, у рамках угоди про обмін РВЧ та РЗ.
15.3.22. ОСП, що отримує можливість регулювання, несе відповідальність за врегулювання інцидентів і небалансів у випадку, якщо резервна потужність РВЧ та РЗ, що підлягає спільному використанню РВЧ та РЗ, є недоступною через:
обмеження, щоб забезпечити відновлення частоти або налаштувати програму контролю, пов’язану з операційною безпекою;
часткове або повне використання резерву потужності РВЧ та РЗ ОСП, що забезпечує можливість регулювання.
15.3.23. ОСП повинен визначити в Операційній угоді блока РЧП власні функції та обов’язки в якості ОСП, що забезпечує можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП для спільного використання РВЧ та РЗ з ОСП інших блоків РЧП.
15.3.24. ОСП у синхронній області, що складається з декількох блоків РЧП, які беруть участь в обміні РВЧ у синхронній області, дотримуються таких вимог і обмежень:
1) ОСП різних блоків РЧП повинен гарантувати, щоб принаймні 50 % їхньої загальної сумарної резервної потужності РВЧ, що визначається згідно з правилами визначення розмірів РВЧ і до будь-якого скорочення внаслідок спільного використання РВЧ, залишається в межах свого блока РЧП;
2) ОСП областей РЧП в одному блоці РЧП має право, якщо необхідно визначати внутрішні обмеження для обміну РВЧ між областями РЧП блока РЧП в Операційній угоді блока РЧП для того, щоб:
уникнути внутрішніх перевантажень за рахунок активації резервної потужності РВЧ за умови обміну РВЧ;
забезпечити рівномірний розподіл РВЧ по всій синхронній області та блоках РЧП у разі розділу мережі;
уникнути негативного впливу на стабільність РВЧ або на операційну безпеку.
15.3.25. ОСП в блоці РЧП має право спільно використовувати РВЧ з іншими блоками РЧП синхронної області в межах встановлених правил визначення обсягу РВЧ.
15.3.26. ОСП у синхронній області, що складається з декількох блоків РЧП, які беруть участь в обміні РЗ у синхронній області, дотримуються таких вимог і обмежень:
1) ОСП різних блоків РЧП повинен забезпечити, щоб принаймні 50 % їхньої загальної сумарної резервної потужності РЗ, що визначається згідно з правилами визначення розмірів РЗ і до будь-якого скорочення внаслідок спільного використання РЗ, залишалася в межах свого блока РЧП;
2) ОСП областей РЧП в одному блоці РЧП має право, якщо необхідно визначати внутрішні обмеження для обміну РЗ між областями РЧП блока РЧП в Операційній угоді блока РЧП для того, щоб:
уникнути внутрішніх перевантажень за рахунок активації резервної потужності РЗ за умови обміну РЗ;
забезпечити рівномірний розподіл РЗ по всій синхронній області у разі розділу мережі;
уникнути негативного впливу на стабільність РЗ або на операційну безпеку.
15.3.27. ОСП в блоці РЧП має право спільно використовувати РЗ з іншими блоками РЧП синхронної області, у межах встановлених правил визначення обсягу РЗ.
{Розділ V доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
VI. Оперативне планування роботи системи передачі
1. Оперативне планування
1.1. Оперативне планування режиму роботи системи передачі (далі - Оперативне планування) полягає в розробленні планів з реалізації необхідних технічних заходів та дій відповідного персоналу ОСП та Користувачів для забезпечення здатності енергосистеми задовольняти сумарний попит на електричну енергію та потужність у кожний момент часу з дотриманням встановлених показників якості та надійності надання цих послуг.
1.2. Оперативне планування повинне охоплювати період від одного року до одної доби (включаючи внутрішньодобове планування), здійснюватися на відповідний період та включати:
планування зміни стану обладнання електроустановок системи передачі та Користувачів;
планування заходів для забезпечення балансу споживання та виробництва електричної енергії з урахуванням системних обмежень за умови утримання операційної безпеки в заданих межах та планових міждержавних обмінів із суміжними енергосистемами;
визначення пропускної спроможності внутрішніх та міждержавних контрольованих перетинів;
аналіз операційної безпеки;
визначення доступної та вільної пропускної спроможності міждержавних ліній електропередачі;
визначення обсягів резерву активної потужності енергоблоків, а також обсягів інших видів допоміжних послуг.
{Пункт 1.2 глави 1 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }
2. Порядок планування зміни стану обладнання системи передачі та Користувачів
2.1. Виведення з роботи обладнання електроустановок здійснюється для переведення його в інший оперативний стан - у резерв, ремонт (плановий або аварійний), консервацію або поза ним - у реконструкцію, випробування, технічне переоснащення, повну заміну, модернізацію, а також для зняття з експлуатації.
{Пункт 2.1 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
2.2. Виведення з роботи обладнання електроустановок у резерв здійснюється на підставі оперативних заявок його власників або за рішенням ОСП для забезпечення поточного балансу електричної енергії та потужності або для дотримання меж операційної безпеки в ОЕС України.
2.3. Виведення з роботи обладнання системи передачі, енергогенеруючого обладнання, УЗЕ, обладнання систем розподілу, обладнання споживача, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП здійснюється на підставі оперативної заявки, яка оформляється відповідно до річних та місячних планів-графіків виведення з роботи обладнання, які затверджуються ОСП.
Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання складаються на підставі річних планів-графіків виведення з роботи обладнання.
{Пункт 2.3 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }
2.4. Виведення з роботи генеруючого обладнання електростанцій та УЗЕ, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для переведення його у стан консервації або зняття з експлуатації здійснюється згідно зі Звітом.
{Пункт 2.4 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }
2.5. Усі Користувачі повинні подавати ОСП пропозиції щодо виведення з роботи їхнього генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, до 01 червня поточного року та до 01 вересня поточного року - електротехнічного обладнання, яке перебуває в оперативному підпорядкуванні ОСП, для підготовки річного плану-графіка виведення з роботи обладнання на наступний календарний рік.
{Пункт 2.5 глави 2 розділу VI в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 , № 1546 від 16.09.2021 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
2.6. Пропозиції, що надаються Користувачами, мають містити таку інформацію:
реквізити сторони, яка подає пропозиції виведення з роботи обладнання;
причина виведення з роботи обладнання;
{Пункт 2.6 глави 2 розділу VI доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
умови, які необхідно виконати перед виведенням з роботи обладнання в реальному часі (при наявності);
{Пункт 2.6 глави 2 розділу VI доповнено новим абзацом четвертим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
перелік обладнання, що виводиться з роботи;
пропозиції щодо планованих дат (час початку та закінчення) виведення з роботи обладнання.
2.7. Якщо виведення з роботи обладнання повинно мати фіксовану дату початку та фіксовану дату закінчення, що зумовлюється, але не обмежується, взаємодією з іншими Користувачами, або внаслідок конкретних технологічних процесів, або з причини конкретних робіт із технічного обслуговування, то ці дані мають вказуватися у пропозиції про виведення з роботи обладнання. Пропозиції підлягають аналізу та консультаційному процесу між ОСП та Користувачем, який подає пропозицію, а також залученими Користувачами та після їх узгодження вносяться до річного плану-графіка виведення з роботи обладнання як фіксовані.
2.8. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи обладнання магістральних мереж першочергово враховуються плани-графіки ремонтів генеруючого обладнання та УЗЕ. ОСП має сприяти виконанню планів ремонтів генеруючого обладнання, УЗЕ та забезпечити надійну та безперебійну передачу електричної енергії через основну мережу ОЕС України.
{Пункт 2.8 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 , № 1234 від 30.09.2022 }
2.9. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи міждержавних ліній електропередачі ОСП узгоджує таке виведення з роботи з суміжними ОСП з максимальним використанням суміщення робіт на обладнанні, якого стосуються відповідні відключення. Планування виведення з роботи міждержавних ліній електропередачі має відповідати положенням Операційних угод енергооб’єднання.
2.10. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи обладнання систем розподілу ОСР повинні враховувати виведення з роботи обладнання магістральних мереж, а також індивідуальні річні плани-графіки виведення з роботи обладнання користувачів системи розподілу, виведення з роботи обладнання на власних мережах та відповідні виведення на мережах суміжних ОСР.
2.11. Під час підготовки річних планів-графіків виведення з роботи обладнання ОСП повинен намагатися задовольнити вимоги, які містяться в одержаних від Користувачів пропозиціях. Якщо пропозицію про вивід з роботи обладнання неможливо задовольнити, ОСП має запропонувати варіанти коригування планів-графіків.
2.12. До 01 серпня поточного року ОСП повинен підготувати та надати відповідним сторонам перший проєкт річного плану-графіка виведення з роботи генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік.
{Пункт 2.12 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
2.13. Користувачі мають право повідомити ОСП про свої обґрунтовані заперечення щодо першого проєкту річного плану-графіка виведення з роботи їхнього генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік не пізніше ніж до 01 вересня поточного року.
{Пункт 2.13 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
2.14. У разі наявності заперечень щодо наданих Користувачами початкових проєктів річних планів-графіків ОСП проводить обговорення зі сторонами, які надали свої заперечення, та іншими заінтересованими Користувачами з метою їх узгодження.
2.15. Річні плани-графіки виведення з роботи генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік затверджуються Головним диспетчером ОСП до 01 жовтня поточного року.
{Пункт 2.15 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
2.16. Річні плани-графіки виведення з роботи електротехнічного обладнання на наступний календарний рік затверджуються Головним диспетчером ОСП до 30 листопада поточного року та передається на відповідну електронну платформу ENTSO-E.
{Главу 2 розділу VI доповнено новим пунктом 2.16 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
2.17. До 15 жовтня кожного календарного року ОСП доводить до відома всіх Користувачів річний план-графік виведення з роботи генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП.
{Пункт 2.17 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
2.18. До 01 грудня кожного календарного року ОСП доводить до відома всіх Користувачів річний план-графік виведення з роботи електротехнічного обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП.
{Главу 2 розділу VI доповнено новим пунктом 2.18 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
2.19. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання на кожний рік набирають чинності з 01 січня відповідного року.
2.20. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, є остаточними та перегляду не підлягають, за винятком непередбачених обставин, які виникли після затвердження річного плану-графіка та які ставлять під загрозу безумовне виконання затверджених планів-графіків.
{Пункт 2.20 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 }
2.21. Користувачі зобов’язані дотримуватися затверджених планів-графіків виведення з роботи обладнання. Внесення змін до затвердженого плану-графіка виведення з роботи обладнання після 01 жовтня (для генеруючого обладнання та УЗЕ) та після 01 грудня (для електротехнічного обладнання) здійснюється лише з причин порушення безпеки постачання або операційної безпеки, або безпеки експлуатаційного персоналу, або аварійного пошкодження обладнання Користувача, або громадської безпеки у такому порядку:
{Абзац перший пункту 2.21 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 , № 68 від 17.01.2023 }
за рішенням ОСП - якщо відповідне виведення з роботи обладнання обмежується лише обладнанням, яке знаходиться в оперативному управлінні ОСП, та виведення цього обладнання не потребує зміни плану-графіка для інших сторін;
за згодою між ОСП та заінтересованими Користувачами - якщо обладнання знаходиться в оперативному управлінні ОСП, але виведення цього обладнання потребує зміни плану-графіка для інших сторін, або якщо обладнання знаходиться в оперативному віданні ОСП.
{Пункт 2.21 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 , № 1234 від 30.09.2022 }
2.22. Прийняті ОСП зміни відображаються в місячному плані-графіку виведення з роботи обладнання.
2.23. Якщо ОСП не може досягти згоди з Користувачем стосовно розробки або зміни річного плану-графіка виведення з роботи обладнання, ОСП приймає остаточне рішення виходячи з операційної безпеки та інформує про це Користувача.
У разі письмового запиту Користувача стосовно цього питання ОСП надає обґрунтування щодо прийняття такого рішення.
2.24. До 10 числа кожного місяця, що передує плановому, Користувачі надають ОСП місячні плани-графіки, що підтверджують виведення з роботи обладнання відповідно до затвердженого річного плану-графіка з урахуванням прийнятих змін.
2.25. Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання мають надаватися Користувачами письмово. Такі дані мають містити таку інформацію:
реквізити сторони, яка подає місячний план-графік виведення з роботи обладнання;
планові виведення з роботи обладнання, які включені до річного плану-графіка;
виведення з роботи обладнання, яке не включене до річного плану-графіка з відповідним обґрунтуванням;
пояснення щодо причин зміни річного плану-графіка, якщо такі зміни мають місце.
2.26. До 26 числа місяця, що передує плановому, ОСП надає затверджений місячний план-графік ремонтів відповідним Користувачам.
{Пункт 2.26 глави 2 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 }
3. Порядок координації виведення з роботи обладнання
3.1. Для виведення з роботи і резерву об’єктів диспетчеризації ініціатором робіт (Користувачем або ОСП) подається заявка до підрозділу диспетчерського управління ОСП або Користувача відповідно до оперативного підпорядкування об’єктів диспетчеризації.
{Пункт 3.1 глави 3 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 }
3.2. Планові заявки подаються на обладнання, що включене до затвердженого плану-графіка виведення з роботи обладнання, на терміни, які передбачені планом-графіком.
3.3. Термінові заявки - заявки для виконання непланового ремонту на об’єктах диспетчеризації за суміщенням з відключенням основного обладнання (ЛЕП, АТ, СШ) для планового ремонту, а також заявки для проведення короткочасного непланового ремонту з метою усунення незначних несправностей на об’єктах диспетчеризації, для проведення якого не потрібна істотна зміна режиму роботи системи передачі.
3.4. Аварійна заявка - заявка для проведення невідкладного ремонту устаткування. Аварійною заявкою також оформлюється аварійний ремонт обладнання, що відключено дією захисту, персоналом через пошкодження, для попередження пошкодження або ліквідації загрози життю людей.
3.5. Форма заявки на виведення обладнання з роботи та перелік необхідних даних, вимог, що стосуються проведення робіт, включаючи заходи з безпеки, терміни подання, розгляду та узгодження заявки, а також повідомлення про результати розгляду визначаються ОСП у відповідних інструкціях, які надаються Користувачам.
3.6. Перелік необхідних даних та вимог, зокрема, має включати:
найменування підприємства, яке дає заявку;
найменування об’єкта, устаткування і вид ремонту;
термін ремонту і час аварійної готовності введення в роботу;
величина зниження і наявної потужності;
коментарі (які роботи будуть виконуватись, номери програм перемикань, номер ремонтної схеми, режим заземлення, режимні заходи, що забезпечують надійну роботу обладнання, енерговузла в ремонтному та ремонтно-аварійному режимах тощо);
стан пристроїв РЗ та ПА на даному об’єкті або прилеглих ПС, у разі його відмінності від нормального режиму, на час дії заявки;
основні заходи для створення безпечних умов виконання робіт;
прізвище уповноваженої особи підприємства, яка підписала заявку.
У разі необхідності ОСП має право запросити додаткові дані.
3.7. Якщо умови експлуатації енергосистеми на запропонований день і час запланованого виведення з роботи обладнання суттєво змінилися порівняно з прогнозованим рівнем балансової надійності та операційної безпеки, оперативно-диспетчерські служби ОСП можуть перенести заплановане виведення з роботи обладнання на термін, необхідний для приведення умов експлуатації енергосистеми до рівня балансової надійності та безпеки, який дозволяє виконати заплановане виведення з роботи обладнання.
3.8. У разі наявності загрози сталому функціонуванню ОЕС України або її частини, безпеці експлуатаційного персоналу або населенню диспетчер ОСП може скасувати дозволену заявку на виведення обладнання. Про причини та обставини щодо прийняття такого рішення ОСП має повідомити суб’єкта, який подавав заявку на виведення обладнання з роботи.
3.9. Рішення по заявках на об’єкти диспетчеризації, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП, приймаються у встановленому ОСП порядку і передаються на підприємства, в оперативному підпорядкуванні яких знаходиться дане обладнання.
4. Порядок введення в роботу обладнання
4.1. Введення в роботу обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, яке знаходилося в резерві, виводилося з роботи для позапланового (невідкладного) ремонту або вимикалося дією захисних пристроїв, здійснюється за дозволом на оперативну заявку персоналу власника цього обладнання або за вимогою ОСП з урахуванням потреб енергосистеми у забезпеченні балансу електричної енергії та потужності або наданні допоміжних послуг.
4.2. Введення в роботу обладнання, яке виводилося з роботи згідно з затвердженим планом-графіком виведення з роботи обладнання, здійснюється з дозволу ОСП на підставі цього плану.
4.3. ОСП має завчасно забезпечити умови для введення в роботу обладнання.
4.4. Якщо узгоджені терміни введення в роботу обладнання не дотримуються, його власник не пізніше ніж за 2 доби до планового терміну має повідомити про це ОСП та запропонувати нові терміни (раніше або пізніше) з обґрунтуванням.
Рішення про час та умови (повне або часткове навантаження, графік навантаження тощо) введення в роботу такого обладнання приймає ОСП та доводить його до відома власника обладнання.
5. Прогнозування споживання та виробництва електричної енергії
5.1. Оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії в ОЕС України здійснюється ОСП з метою планування забезпечення балансової надійності енергосистеми та забезпечення планового виведення з роботи (введення в роботу) обладнання.
5.2. Оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії здійснюється в межах таких часових періодів:
річних;
сезонних;
місячних;
тижневих;
добових (на наступну добу).
5.3. ОСП має здійснювати оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії в енергосистемі, ґрунтуючись на:
планах перспективного розвитку енергогенеруючих джерел та електричних мереж;
прогнозах економічного розвитку країни;
ретроспективних даних про брутто споживання електричної енергії, технологічних витратах електричної енергії в електричних мережах;
{Абзац четвертий пункту 5.3 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }
прогнозних даних, отриманих від виробників електричної енергії щодо виробництва електричної енергії, а також її споживання на власні потреби електростанцій;
прогнозних технологічних витратах електричної енергії при її передачі магістральними та міждержавними електричними мережами, розрахункових обсягах передачі електричної енергії мережами ОСП;
{Абзац шостий пункту 5.3 глави 5 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }
прогнозних даних, отриманих від ОСР щодо технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах під час розподілу розрахункових обсягів електричної енергії їх мережами;
прогнозних обсягах міждержавної торгівлі електричною енергією;
прогнозах метеорологічних умов.
5.4. Технологічні витрати електричної енергії у магістральних та розподільних мережах прогнозуються із застосуванням методик, що затверджені Регулятором.
5.5. ОСП несе відповідальність за точне та своєчасне складання прогнозного балансу електричної енергії в енергосистемі України на основі наданих Користувачами прогнозів споживання (відбору) та виробництва (відпуску) електричної енергії з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах та на власні потреби електростанцій та використовує результати цього прогнозу для оперативного планування.
Користувачі мають забезпечити точне прогнозування споживання (відбору)/виробництва (відпуску) електричної енергії та своєчасне надання даних ОСП.
{Пункт 5.5 глави 5 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
5.6. Форми, обсяги та терміни подання інформації, що стосується оперативного прогнозування, визначає ОСП для кожної категорії Користувача відповідно до вимог, зазначених у пунктах 5.7 і 5.8 цієї глави, а також з урахуванням вимог Правил ринку, та оприлюднює їх на власному вебсайті в мережі Інтернет.
5.7. Дані, які надаються Користувачами щодо прогнозованого споживання електричної енергії для оперативного прогнозування
5.7.1. Прогнозування споживання електричної енергії Користувачами є прогнозом:
для операторів систем розподілу - обсягу розподіленої електричної енергії та обсягу витрат електричної енергії в розподільчих мережах;
для електропостачальників - обсягу продажу електричної енергії за договором постачання електричної енергії споживачу;
{Абзац третій підпункту 5.7.1 пункту 5.7 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
для споживачів та ОУЗЕ, оператором яких є ОСП - обсягу спожитої електричної енергії;
{Абзац четвертий підпункту 5.7.1 пункту 5.7 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 , № 2649 від 29.12.2023 }
для виробників електричної енергії (приєднаних до мереж ОСП) - обсягу електричної енергії з мережі ОСП для забезпечення власних потреб електростанції.
{Підпункт 5.7.1 пункту 5.7 глави 5 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 }
5.7.2. Усі Користувачі зобов’язані надавати ОСП свої прогнози споживання електричної енергії у межах таких часових рамок:
річний прогноз споживання електричної енергії - не пізніше ніж до 01 вересня кожного року на наступний рік;
{Абзац другий підпункту 5.7.2 пункту 5.7 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 }
місячний прогноз споживання електричної енергії - не пізніше ніж до 15 числа кожного місяця на наступний місяць;
{Абзац третій підпункту 5.7.2 пункту 5.7 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 }
тижневий прогноз споживання електричної енергії - не пізніше 12:00 четверга кожного тижня на наступний тиждень;
добовий прогноз споживання електричної енергії - не пізніше 09:00 кожного робочого дня на наступну добу, а у випадку вихідних/святкових днів - на всі наступні вихідні/святкові дні та наступний перший робочий день;
за окремим запитом ОСП (у разі виникнення раптового дефіциту електричної енергії, форс-мажору, екстремальних кліматичних умов, проблем із постачанням палива тощо) в інші часові терміни.
5.7.3. Річні прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:
сумарне річне споживання електричної енергії на наступний рік (кВт·год);
помісячний розподіл сумарного річного споживання електричної енергії, починаючи з січня наступного року (кВт·год);
очікувані щомісячні значення абсолютного мінімального та максимального навантаження, починаючи з січня наступного року (кВт);
прогнозовані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;
потребу у реактивній потужності (кВАр).
5.7.4. Щомісячні прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:
сумарне місячне споживання електричної енергії на наступний місяць (кВт·год);
поденний розподіл сумарного місячного споживання електричної енергії (кВт·год);
очікувані оцінки тижневих та добових мінімальних та максимальних рівнів потреби у потужності (кВт);
прогнозовані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;
потребу у реактивній потужності (кВАр).
5.7.5. Тижневі прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:
сумарне тижневе споживання електричної енергії на наступний тиждень (кВт·год);
щодобовий розподіл сумарного тижневого споживання електричної енергії (кВт·год);
очікувані оцінки добових мінімальних та максимальних рівнів потреби у потужності (кВт);
прогнозовані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;
потребу у реактивній потужності (кВАр).
5.7.6. Добові прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:
сумарне добове споживання електричної енергії на наступну добу чи доби (у разі вихідних/святкових днів) (кВт·год);
погодинний розподіл сумарного добового споживання електричної енергії (кВт·год);
заплановані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;
потребу у реактивній потужності (кВАр).
5.7.7. ОСР повинні додатково до інформації згідно з підпунктами 5.7.2-5.7.6 цієї глави надавати прогнози сумарного виробництва розподіленої генерації (потужністю менше 20 МВт), яка приєднана до їх систем розподілу (кВт·год).
{Підпункт 5.7.7 пункту 5.7 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }
5.7.8. Зазначені у цій главі прогнози споживання електричної енергії мають подаватися як сумарне споживання електричної енергії для кожного Користувача, а також для кожної точки приєднання відповідного Користувача до магістральних електричних мереж.
{Підпункт 5.7.8 пункту 5.7 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }
5.7.9. Користувач у своєму прогнозі має враховувати зміни величини споживання внаслідок нових або додаткових проєктів будівництва, які будуть реалізовані у прогнозованому періоді.
5.7.10. ОСП має право відхилити поданий прогноз споживання електричної енергії окремої сторони, якщо наданий прогноз не є реалістичним, повідомивши про це відповідного Користувача.
5.7.11. Користувачі можуть прийняти заперечення ОСП та подати переглянутий прогноз споживання електричної енергії або відхилити заперечення та підтвердити свій початковий прогноз споживання електричної енергії, надавши при цьому пояснення.
5.7.12. Користувачам дозволяється змінювати свої прогнози споживання електричної енергії та подавати оновлену версію прогнозу споживання електричної енергії за умови, що вона подаватиметься до встановленого часу.
5.8. Дані, які надаються Користувачами з прогнозованого виробництва електричної енергії для оперативного прогнозування
5.8.1. Виробники електричної енергії надають ОСП прогнози виробництва в межах таких часових періодів:
річний прогноз виробництва електричної енергії з помісячним розподілом - не пізніше ніж до 01 вересня кожного року на наступний рік (кВт·год);
місячний прогноз виробництва електричної енергії - не пізніше ніж до 20 числа кожного місяця на наступний місяць (кВт·год);
тижневий прогноз виробництва електричної енергії - не пізніше 12:00 четверга кожного тижня на наступний тиждень (кВт·год);
добовий прогноз виробництва електричної енергії - не пізніше 09:00 кожного робочого дня на наступну добу, а у випадку вихідних/святкових днів - на всі наступні вихідні/святкові дні та наступний перший робочий день (кВт·год).
{Підпункт 5.8.1 пункту 5.8 глави 5 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 }
5.8.2. Виробники електричної енергії надають ОСП прогнози робочої потужності для генеруючих одиниць типу B, C, D у межах таких часових періодів:
{Абзац перший підпункту 5.8.2 пункту 5.8 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }
річний помісячний прогноз робочої потужності - не пізніше ніж до 01 вересня кожного року на наступний рік (кВт);
місячний потижневий прогноз робочої потужності - не пізніше ніж до 20 числа кожного місяця на наступний місяць (кВт);
тижневий подобовий прогноз робочої потужності - не пізніше 12:00 четверга кожного тижня на наступний тиждень (кВт);
добовий прогноз робочої потужності - не пізніше 09:00 кожного робочого дня на наступну добу, а у випадку вихідних/святкових днів - на всі наступні вихідні/святкові дні та наступний перший робочий день (кВт).
{Підпункт 5.8.2 пункту 5.8 глави 5 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 }
5.8.3. Річні прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:
планову помісячну максимальну та мінімальну потужність кожного генеруючого блока з урахуванням графіків виведення з роботи обладнання (кВт);
плановий помісячний відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);
планове помісячне виробництво кожної одиниці (кВт·год);
типовий добовий графік роботи генеруючих одиниць для кожного місяця (кВт).
5.8.4. Місячні прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:
планову потижневу максимальну та мінімальну потужність кожної генеруючої одиниці з урахуванням графіків виведення з роботи обладнання (кВт);
плановий щодобовий відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);
планове щодобове виробництво електричної енергії кожної одиниці (кВт·год);
типовий добовий графік роботи генеруючих одиниць для робочого та вихідного дня (кВт).
5.8.5. Тижневі прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:
планову максимальну та мінімальну потужність кожної генеруючої одиниці для кожної доби погодинно з урахуванням графіків виведення з роботи обладнання (кВт);
плановий щодобовий відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);
планове щодобове виробництво електричної енергії кожної одиниці (кВт·год);
планові графіки виробництва генеруючих одиниць для кожної доби тижня (кВт).
5.8.6. Добові прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:
погодинні максимальні та мінімальні потужності кожної генеруючої одиниці (кВт);
погодинний відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);
погодинне виробництво кожної одиниці (кВт·год).
5.8.7. Для ВЕС та СЕС річні, місячні, тижневі та добові прогнози надаються як сумарна потужність вітрових електроустановок або сонячних панелей з інверторами.
6. Аналіз операційної безпеки
{Назва розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
6.1. ОСП має систематично проводити аналіз операційної безпеки та докладати максимальних зусиль для її підтримання.
{Пункт 6.1 глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
6.2. Для проведення аналізу операційної безпеки ОСП готує індивідуальні моделі мережі відповідно до встановлених методик для кожного з наступних часових періодів із застосуванням форматів даних, встановлених програмним забезпеченням для обміну оперативними даними ENTSO-E:
{Абзац перший пункту 6.2 глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
рік наперед;
тиждень наперед;
на добу наперед;
для поточної доби.
6.3. Індивідуальні моделі мережі повинні включати структурну інформацію, і дані, викладені в пунктах 5.7 та 5.8 глави 5 цього розділу, а також у пункті 6.2 глави 6 розділу X цього Кодексу.
{Пункт 6.3 глави 6 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
6.4. ОСП повинен спільно з іншим ОСП своєї синхронної області розробити загальний перелік сценаріїв на рік наперед, за якими вони оцінюють роботу синхронної області на наступний рік. Сценарії мають містити інформацію про такі складові:
попит на електричну енергію;
генерацію ВДЕ;
планові обсяги імпорту-експорту, у тому числі узгоджені базові значення, що дозволяють вирішувати взаємопов'язані завдання;
моделювання генерації та режиму роботи УЗЕ з урахуванням її доступності;
розвиток мережі на наступний рік.
При розробці сценаріїв ОСП повинен враховувати:
типові шаблонні транскордонні обміни для різних рівнів споживання електричної енергії та її виробництва з ВДЕ та на об’єктах традиційної генерації;
імовірність розвитку подій за сценаріями;
потенційні порушення меж операційної безпеки для кожного сценарію;
обсяги виробництва/відпуску і споживання/відбору об’єктами генерації/УЗЕ та споживання, об’єктами енергоспоживання, приєднаними до мереж систем розподілу.
{Пункт 6.4 глави 6 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
6.5. Список сценаріїв повинен принаймні включати такі сценарії, якщо інше не погоджено між ОСП синхронної області:
зимовий максимум;
зимовий мінімум;
весняний максимум;
весняний мінімум;
літній максимум;
літній мінімум;
осінній максимум;
осінній мінімум.
6.6. ОСП повинен щорічно надавати ENTSO-E до 15 липня свій перелік сценаріїв разом з роз'ясненнями до цих сценаріїв для публікації у загальному переліку сценаріїв на поточний рік.
6.7. ОСП повинен визначити на рік наперед індивідуальну модель мережі для кожного із сценаріїв, розроблених відповідно до пункту 6.5 цієї глави, використовуючи найкращі оцінки складових, визначених у пункті 6.4 цієї глави, та опублікувати моделі мережі на електронній платформі ENTSO-E для проведення аналізу операційної безпеки.
ОСП надає індивідуальну модель мережі на рік наперед, побудовану відповідно до обраного сценарію, у середовище оперативного планування ENTSO-E.
Для побудови індивідуальної моделі мережі на рік наперед ОСП керується методологічними засадами, загальноприйнятими іншими ОСП своєї синхронної області або узгодженими із ними.
Інформація по індивідуальних моделях мережі, яка міститься у середовищі оперативного планування ENTSO-E повинна об’єднуватись у загальну модель мережі для проведення аналізу операційної безпеки.
Якщо ОСП змінює або оголошує про зміну найкращих оцінок складових, визначених у пункті 6.4 цієї глави, що впливають на операційну безпеку, то він повинен оновити індивідуальні моделі мережі на наступний рік та опублікувати їх у середовищі експлуатаційного планування ENTSO-E.
{Пункт 6.7 глави 6 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
6.8. При визначенні на наступний рік індивідуальної моделі мережі ОСП повинен:
1) погодити з ОСП своєї синхронної області очікувані перетоки потужності по системах ПСВН, які з’єднують їх області регулювання;
2) збалансувати для кожного сценарію суми:
сальдо обмінів по лініях змінного струму;
{Абзац другий підпункту 2 пункту 6.8 глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
очікуваних перетоків потужності по системах ПСВН;
навантаження;
виробництва.
6.9. ОСП повинен включити в індивідуальну модель мережі на наступний рік сумарні величини потужності, відпуску для генеруючих одиниць, УЗЕ, підключених до систем розподілу. Такі величини повинні:
{Абзац перший пункту 6.2 глави 6 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }
узгоджуватися зі структурними даними, наданими відповідно до вимог, встановлених у пунктах 6.2, 6.3 та 6.4 цієї глави;
відповідати сценаріям, розробленим відповідно до пунктів 6.4 та 6.5 цієї глави;
розрізнятися за типами первинних джерел енергії.
6.10. ОСП на підставі операційної угоди синхронної області має надавати та вимагати від інших ОСП своєї синхронної області будь-яку інформацію про зміни в топології мережі або оперативних механізмах таких, як уставки захисту або схеми захисту системи, однолінійні схеми і конфігурації підстанцій або додаткові моделі мережі, що мають значення для точного представлення системи передачі у процесі об’єднання індивідуальних моделей мереж, щоб сформувати модель загальної мережі своєї синхронної області для проведення аналізу операційної безпеки.
ОСП співпрацює з відповідним РКЦ з питань створення загальних моделей мережі своєї синхронної області з використанням узгоджених форматів даних, що застосовуються у середовищі оперативного планування ENTSO-E.
{Пункт 6.10 глави 6 розділу VI доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
6.11. ОСП спільно з будь-яким ОСП своєї синхронної області у разі потреби повинні розробити найбільш репрезентативні сценарії для аналізу операційної безпеки їх систем передачі на тиждень наперед та об’єднати їх індивідуальні моделі мереж аналогічно об’єднанню індивідуальних моделей Операторів при здійсненні аналізу операційної безпеки на рік наперед.
ОСП складає або оновлює індивідуальну модель мережі на тиждень наперед відповідно до розроблених сценаріїв.
{Пункт 6.11 глави 6 розділу VI доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
6.12. ОСП спільно застосовує методологію побудови загальної моделі мережі на добу наперед та протягом доби на основі індивідуальних моделей мережі на добу наперед та протягом доби.
Індивідуальна модель мережі на добу наперед та протягом доби розробляється ОСП на підставі методики, розробленої ОСП синхронної області, має надаватись відповідно до регламенту, зазначеному в цій методиці, та відповідати відповідним вимогам.
Індивідуальна модель мережі повинна включати:
актуальні прогнози генерації та навантаження;
доступні результати процесів на ринку «на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку;
доступні результати планування;
агреговані значення відпуску активної потужності за типом джерела енергії для генеруючих об’єктів, приєднаних до електричних мереж системи розподілу;
актуальну топологію мережі;
включати всі коригувальні дії, які були застосовані, із наданням інформації щодо виробництва/відпуску, споживання/відбору та зміни топології мережі.
ОСП має опублікувати створені індивідуальні моделі мережі на добу наперед та протягом доби у середовищі оперативного планування ENTSO-E.
ОСП повинен здійснювати аналіз точності вхідних даних, що використовуються при створенні індивідуальних моделей мережі на добу наперед та протягом доби, та визначати заходи та процеси, необхідні для покращення точності у випадку, коли ОСП вважає, що точність незадовільна для оцінки операційної безпеки.
ОСП повинен співпрацювати з надавачами вхідних даних для підготовки індивідуальної моделі мережі на добу наперед та протягом доби з метою покращення якості таких даних у випадку, коли точність вважається незадовільною.
Якість індивідуальної моделі мережі має відповідати стандартам якості до індивідуальних моделей мереж, прийнятих для синхронної області.
{Главу 6 розділу VI доповнено новим пунктом 6.12 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
6.13. Аналіз операційної безпеки проводиться ОСП у межах таких часових періодів:
річний аналіз - не пізніше ніж до 01 листопада кожного року на наступний рік;
сезонний аналіз - за один місяць до початку кожного сезону - до 01 березня на весняно-літній сезон та до 01 вересня на осінньо-зимовий сезон;
місячний аналіз - не пізніше ніж до 25 числа кожного місяця на наступний місяць;
тижневий аналіз - кожного четверга на наступний тиждень;
аналіз на добу наперед - до 18:00 кожного робочого дня після отримання результатів роботи ринку на добу наперед на наступну добу, а у випадку святкових днів - на всі наступні святкові дні та наступний перший несвятковий день;
{Абзац шостий пункту глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
аналіз у поточній добі - кожні 15 хвилин.
{Пункт глави 6 розділу VI доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
6.14. Для проведення аналізу операційної безпеки ОСП повинен у ситуації N імітувати кожну аварійну ситуацію із Переліку аварійних ситуацій, встановленого відповідно до пункту 12.1 глави 12 розділу V цього Кодексу, та перевірити, що межі операційної безпеки, зазначені у пункті 6.1 глави 6 розділу V цього Кодексу, у ситуації N-1 не порушено в його області регулювання.
6.15. ОСП повинен проводити аналіз операційної безпеки з використання загальних моделей мережі, розроблених відповідно до пункту 6.10 цієї глави, та враховувати заплановані відключення у своїй області спостереження. ОСП повинен обмінюватися результатами свого аналізу операційної безпеки з ОСП своєї синхронної області, елементи яких знаходяться в його області спостереження і піддаються ризику порушення меж операційної безпеки за результатами цього аналізу операційної безпеки.
6.16. ОСП повинен проводити аналіз операційної безпеки від річного до тижневого для того, щоб виявити такі обмеження:
перетікання потужності та напруги, що перевищують межі операційної безпеки;
порушення меж стійкості системи передачі, визначеної відповідно до підпунктів 13.2.2 і 13.2.6 пункту 13.2 глави 13 розділу V цього Кодексу;
порушення порогових значень струмів короткого замикання у системі передачі.
6.17. Якщо ОСП виявляє можливі обмеження, він розробляє коригувальні дії відповідно до вимог глави 5 розділу V цього Кодексу.
6.18. ОСП виконує аналіз операційної безпеки на добу наперед, у поточній добі та в режимі реального часу для виявлення можливих обмежень та підготовки і застосування коригувальних дій спільно з іншими ОСП своєї синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу, режими роботи яких впливають на режими роботи системи передачі. ОСП повинен здійснювати моніторинг фактичного споживання та генерації електричної енергії і при значному відхиленні оновлювати аналіз операційної безпеки. При розрахунках у реальному часі застосовується оцінка режиму енергосистеми.
{Пункт глави 6 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
6.19. ОСП несе відповідальність за оцінювання, підтримання та відновлення операційної безпеки у всіх часових рамках експлуатації. Аналіз операційної безпеки має враховувати конфігурацію передавальних мереж та стабільність енергосистеми, як статичну, так і динамічну.
6.20. Для аналізу операційної безпеки ОСП має використовувати такі дані з процесу оперативного планування:
дані з прогнозу споживання та виробництва електричної енергії;
дані з планування виведення з роботи обладнання;
прогнози величин резервів активної потужності для управління енергосистемою.
6.21. Для аналізу операційної безпеки ОСП має також використовувати такі дані:
ретроспективні дані щодо експлуатації енергосистеми;
розрахункові обсяги міждержавної передачі електричної енергії;
повідомлення про аварійні ситуації, які можуть вплинути на безпеку енергосистеми;
обмеження в енергосистемі, які можуть впливати на прогнози споживання та виробництва електричної енергії;
умови постачання палива;
прогнози метеорологічних умов;
відкриту інформацію про події, які можуть негативно вплинути на стабільність та безпеку енергосистеми.
6.22. У разі необхідності ОСП може звернутися до Користувачів з запитом про надання додаткової та/або підтвердження раніше наданої інформації для використання її при аналізі операційної безпеки на найближчий відповідний період.
6.23. Аналіз операційної безпеки проводиться для типових годин експлуатації, обраних ОСП на основі ретроспективних даних та досвіду роботи, але не менше як для:
однієї години однієї доби одного тижня кожного місяця року - для річного аналізу операційної безпеки;
однієї години однієї доби кожного тижня в сезоні - для сезонного аналізу операційної безпеки;
однієї години кожної доби місяця - для місячного аналізу операційної безпеки;
шести типових годин кожної доби - для тижневого аналізу операційної безпеки;
кожної години наступної доби - для добового аналізу операційної безпеки.
6.24. Інформація, яка готується ОСП за результатами аналізу операційної безпеки має містити по кожному відповідному періоду (рік/місяць/тиждень/доба/година) такі дані:
прогнози споживання електричної енергії, з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах та на власні потреби електростанцій;
прогнози виробництва наявної активної потужності;
аналіз ймовірних ситуацій, в яких можуть порушуватися межі операційної безпеки;
аналіз ймовірних ситуацій, в яких не забезпечується достатній запас резервів активної потужності;
аналіз ймовірних ситуацій, в яких не забезпечується достатній запас РПЧ та РВЧ енергосистеми;
{Абзац шостий пункту 6.24 глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
ймовірність аварійних ситуацій з переліку аварійних ситуацій;
коригувальні дії для аварійних ситуацій з переліку аварійних ситуацій;
іншу інформацію, яка може вплинути на безпеку енергосистеми та постачання електричної енергії.
6.25. За результатами аналізу операційної безпеки ОСП визначає на відповідний період для всіх прогнозованих режимів обсяги необхідного резерву активної потужності енергоблоків, а також обсяги інших видів допоміжних послуг для забезпечення регулювання частоти (обсяги РПЧ, РВЧ та РЗ) та/або підтримання погоджених відхилень міждержавних перетоків відповідно до критеріїв балансування, визначених у розділі V цього Кодексу.
{Пункт 6.25 глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
7. Розрахунок пропускної спроможності міждержавних перетинів
{Назва глави 7 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
7.1. З метою задоволення технологічних та/або комерційних потреб учасників ринку електричної енергії ОСП визначає пропускну спроможність електричних мереж системи передачі (далі - пропускна спроможність) за такими її ознаками:
загальна пропускна спроможність електричних мереж системи передачі;
технічний резерв пропускної спроможності;
чиста пропускна спроможність міждержавного перетину;
вільна пропускна спроможність міждержавного перетину;
обмеження пропускної спроможності міждержавного перетину.
7.2. Розрахунок пропускної спроможності здійснюється в межах таких часових періодів:
{Абзац перший пункту 7.2 глави 7 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
річних;
сезонних;
місячних;
тижневих;
внутрішньодобових;
{Пункт 7.2 глави 7 розділу VI доповнено новим абзацом шостим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
добових (на наступну добу).
7.3. Розрахунок пропускної спроможності здійснюється з урахуванням:
пропускної спроможності внутрішніх перетинів електричних мереж;
обсягів технологічних перетоків між суміжними енергосистемами;
обсягів експортно-імпортних операцій;
критеріїв операційної безпеки мережі, зокрема, критерію N-1;
обмежень пропускної спроможності, пов’язаних з технологічними порушеннями, ремонтними схемами на внутрішніх та міждержавних перетинах або окремих лініях електропередачі, погодними умовами тощо.
{Пункт 7.3 глави 7 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
7.4. Для визначення пропускної спроможності ОСП використовує фактичні та планові дані відповідно до укладених договорів, а також дані з оцінювання безпеки постачання.
У разі необхідності ОСП може звернутися до Користувачів з запитом про надання додаткової інформації, необхідної для визначення пропускної спроможності у відповідному напрямку та у відповідний період часу. Суб’єкти ринку електричної енергії не можуть відмовити ОСП у наданні таких даних, у тому числі і даних комерційного характеру.
7.5. ОСП має оприлюднювати таку інформацію щодо пропускної спроможності:
вимоги до безпеки, технічної експлуатації та планування режимів роботи міждержавних перетинів, включаючи алгоритм розрахунку загальної пропускної спроможності та запасу надійності (технічного резерву), відповідно до електричних та фізичних показників мережі;
дані щодо роботоспроможності мережі, доступу до мережі та використання мережі, ураховуючи інформацію про наявність фізичних обмежень пропускної спроможності, методи управління обмеженнями та плани щодо їх усунення у майбутньому;
дані щодо обмежень суб’єктів ринку електричної енергії у доступі до пропускної спроможності;
перспективні плани розвитку інфраструктури системи передачі та прогноз впливу такого розвитку на пропускну спроможність міждержавних перетинів;
прогнози щодо вільної пропускної спроможності на ринку електричної енергії на наступний період (рік, місяць, тиждень, доба);
фактичні дані щодо розподіленої пропускної спроможності, включаючи відповідні умови її використання, а також щодо використаної пропускної спроможності;
узагальнені фізичні та комерційні перетоки електричної енергії для кожного розрахункового періоду на ринку електричної енергії, включаючи опис дій щодо обмеження пропускної спроможності, з метою вирішення проблемних питань під час експлуатації ОЕС України;
кількісні показники надійності доступної пропускної спроможності, інформацію щодо планових та фактичних відключень елементів передавальної мережі та енергоблоків, встановлена потужність яких перевищує 100 МВт;
дані щодо узагальненого прогнозного та фактичного попиту, доступності та фактичного використання генеруючих потужностей та електроустановок споживання, здатних до регулювання, доступності та використання мережі та перетинів, балансуючої електричної енергії та резервів потужності;
процедури балансування, управління обмеженнями та розподілу пропускної спроможності.
7.6. Уся інформація, що оприлюднюється ОСП відповідно до пункту 7.5 цієї глави, має бути у вільному доступі та містити інформацію за останні 2 роки.
8. Регіональний розрахунок пропускної спроможності
8.1. ОСП створює та/або приєднується до регіону розрахунку пропускної спроможності відповідно до досягнутих домовленостей із ОСП відповідного регіону розрахунку пропускної спроможності з метою координованого регіонального визначення пропускної спроможності міждержавних перетинів.
8.2. Участь ОСП і взаємодія між ОСП та РКЦ або іншими суб’єктами господарювання, відповідальними за розрахунок пропускної спроможності у регіоні розрахунку пропускної спроможності, регламентується угодами з ОСП відповідного регіону розрахунку пропускної спроможності та/або іншими угодами та методиками, передбаченими та розробленими відповідно до вимог та правил, що застосовуються до синхронної області, зокрема:
загальна методика розрахунку пропускної спроможності;
методика визначення технічного резерву пропускної спроможності;
методика визначення меж операційної безпеки, аварійних ситуацій при розрахунку та обмежень щодо розподілу пропускної спроможності;
методика визначення впливу генерації на потокорозподіл;
методика визначення коригувальних дій при розрахунку пропускної спроможності;
методика валідації пропускної спроможності;
процедура визначення пропускної спроможності;
інші правила та положення щодо регіонального розрахунку пропускної спроможності, передбачені вимогами та правилами, що застосовуються до синхронної області.
8.3. Для координованого визначення пропускної спроможності на наступну добу визначається пропускна спроможність для кожної одиниці часу торгового дня. Для внутрішньодобового координованого визначення пропускної спроможності пропускна спроможність визначається для кожної одиниці часу, що залишилась цієї доби постачання. Одиниця ринкового часу означає період, на який встановлюється ринкова ціна, або найкоротший можливий спільний період часу для двох торгових зон, якщо їхні одиниці ринкового часу відрізняються.
Для координованого розрахунку пропускної спроможності для потреб обміну балансуючою електричною енергією або неттінгу небалансів пропускна спроможність визначається після закриття воріт внутрішньодобового розподілу та оновлюється кожного разу, коли частина пропускної спроможності була використана або коли пропускна спроможність була перерахована.
8.4. Для координованого розрахунку пропускної спроможності на наступну добу ОСП має надавати РКЦ найактуальнішу інформацію щодо стану системи передачі, отриману не пізніше 16:00 Д-2.
8.5. Для регіонального розрахунку пропускної спроможності ОСП спільно з ОСП регіону розрахунку пропускної спроможності повинен щороку переглядати:
межі операційної безпеки, аварійні ситуації та обмеження, що використовуються при розрахунку пропускної спроможності;
ймовірність розподілу відхилень між прогнозованими під час розрахунку пропускної спроможності перетоками та фактичними перетоками при визначенні технічного резерву пропускної спроможності;
коригувальні дії, які враховуються при розрахунку пропускної спроможності;
застосування методик:
щодо визначення впливу генерації на потокорозподіл;
визначення технічного резерву пропускної спроможності;
визначення меж операційної безпеки, аварійних ситуацій при розрахунку та обмежень щодо розподілу пропускної спроможності.
8.6. ОСП повинен дотримуватись вимог щодо якості даних, що надаються ним для регіонального розрахунку пропускної спроможності і кожні два роки переглядати якість цих даних.
{Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
9. Процес складання графіків
9.1. При впровадженні процесу складання графіків ОСП бере до уваги і, у разі необхідності, доповнює робочі умови методології надання даних про виробництво та навантаження.
9.2. Якщо торгова зона охоплює тільки одну область регулювання, географічний масштаб області планування збігається з торговою зоною. Якщо область регулювання охоплює кілька торгових зон, географічний масштаб області планування збігається з торговою зоною. Якщо торгова зона охоплює кілька областей регулювання, ОСП у межах такої торгової зони може спільно приймати рішення щодо загального процесу планування, в іншому випадку, кожна область регулювання в межах такої торгової зони вважається окремою областю планування.
9.3. Для кожного генеруючого об’єкта, УЗЕ та об'єкта енергоспоживання згідно з вимогами до складання графіків власник цього генеруючого об’єкта, УЗЕ та об'єкта енергоспоживання призначає або виступає в ролі агента зі складання графіків.
9.4. Кожен учасник ринку згідно з вимогами до складання графіків призначає або виступає у ролі агента зі складання графіків.
9.5. Кожен відповідальний ОСП області планування, повинен впровадити заходи, необхідні для складання графіків, що надаються агентами зі складання графіків.
9.6. Якщо область планування охоплює більше однієї області регулювання, ОСП, відповідальні за області регулювання, повинні призначити відповідального ОСП відповідної області планування.
9.7. Кожен агент зі складання графіків повинен надати відповідальному ОСП області планування, на запит ОСП, і, у разі необхідності, третій стороні у визначених законодавством випадках, графіки:
виробництва/відпуску;
споживання/відбору;
внутрішньої комерційної торгівлі;
зовнішньої комерційної торгівлі.
9.8. Кожен відповідальний ОСП області планування, перевіряє, чи є збалансованими виробництво, споживання, графіки зовнішньої комерційної торгівлі і зовнішні графіки ОСП у власній області планування.
9.9. Для зовнішніх графіків ОСП кожен ОСП повинен узгоджувати значення графіків з відповідним ОСП. У разі відсутності узгодження застосовуються нижчі значення.
9.10. Для двосторонніх обмінів між двома областями планування, кожен ОСП повинен узгоджувати графік зовнішньої комерційної торгівлі з відповідним ОСП. У разі відсутності узгодження значень графіків комерційної торгівлі застосовуються нижчі значення.
9.11. Усі відповідальні ОСП областей планування забезпечують, щоб усі агреговані сальдовані зовнішні графіки між усіма областями планування, у межах синхронної області, були збалансованими. Якщо виникає невідповідність і у разі, коли ОСП не погоджують значення агрегованих сальдованих зовнішніх графіків, застосовуються нижчі значення.
9.12. Кожна організація, що розраховує запланований обмін, повинна надати ОСП, на його запит, значення запланованих обмінів, пов’язаних з областями планування, із функцією сполучення ринків, у вигляді агрегованих сальдованих зовнішніх графіків, включаючи двосторонні обміни між двома областями планування.
9.13. На запит іншого ОСП ОСП повинен розрахувати і забезпечити:
агрегований сальдований зовнішній графік;
нетто-позицію області по змінному струму, де область планування з’єднана з іншими областями планування за допомогою ліній передачі змінного струму.
9.14. У разі необхідності, для створення загальних моделей мережі кожен відповідальний ОСП області планування надає іншому ОСП за відповідним запитом, таку інформацію:
графіки виробництва/відпуску;
графіки споживання/відбору.
{Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
10. Регіональна координація відключень
10.1. ОСП, за підтримки РКЦ, забезпечує координацію відключень з метою перевірки статусу доступності впливових активів і узгоджує власні плани доступності з метою забезпечення операційної безпеки системи передачі.
10.2. При регіональній координації відключень ОСП повинен керуватись процедурами, методиками та вимогами, що застосовуються у відповідному регіоні координації відключень, що включають таке:
частоту, обсяг і тип координації, щонайменше, на рік наперед і на тиждень наперед;
положення, що стосуються використання оцінок, проведених РКЦ;
практичні заходи щодо ухвалення планів доступності впливових елементів мережі на рік наперед відповідно до вимог підпункту 10.19.2 пункту 10.19 цієї глави.
10.3. ОСП бере участь у координації відключень у власному регіоні координації відключень і застосовує регіональні операційні процедури координації, зазначені у пункті 10.2 цієї глави.
10.4. ОСП повинен взаємодіяти з ОСП синхронної області та РКЦ з метою усунення несумісності виведення з роботи обладнання, якщо така виникає під час планування.
10.5. ОСП повинен повідомляти інших ОСП регіону координації відключень про актуальну інформацію щодо інфраструктурних проєктів, що відносяться до системи передачі, систем розподілу, МСР, генеруючих одиниць, УЗЕ, або об'єктів енергоспоживання, що можуть мати потенційний вплив на роботу області регулювання іншого ОСП регіону координації відключень.
10.6. ОСП повинен застосовати для синхронної області методологію визначення впливових генеруючих одиниць, УЗЕ, об'єктів енергоспоживання і впливових елементів мережі, що розташовані в системі передачі або в системі розподілу, включно з МСР.
10.7. Переліки впливових генеруючих одиниць, УЗЕ та впливових об'єктів енергоспоживання
10.7.1. ОСП спільно з ОСП регіону координації відключень оцінює вплив генеруючих одиниць, УЗЕ і об'єктів енергоспоживання для координації відключень на основі методології, зазначеної у пункті 10.6 цієї глави, а також складає єдиний перелік впливових генеруючих одиниць, УЗЕ і впливових об'єктів енергоспоживання для кожного регіону координації відключень, який повинен бути доступний у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.
10.7.2. ОСП повинен інформувати Регулятора про перелік впливових генеруючих одиниць, УЗЕ, і впливових об'єктів енергоспоживання для кожного регіону координації відключень, у якому він бере участь.
10.7.3. Для кожного внутрішнього впливового активу, який є генеруючою одиницею, УЗЕ або об'єктом енергоспоживання, ОСП зобов'язується:
інформувати власників впливових генеруючих одиниць, УЗЕ та впливових об'єктів енергоспоживання про включення до переліку;
інформувати ОСР про впливові генеруючі одиниці, УЗЕ та впливові об'єкти енергоспоживання, які приєднані до системи розподілу;
інформувати ОМСР про впливові генеруючі одиниці, УЗЕ та впливові об'єкти енергоспоживання, які приєднані до МСР.
10.8. Оновлення переліків впливових генеруючих одиниць, УЗЕ і впливових об'єктів енергоспоживання
10.8.1. Щороку до 01 липня ОСП кожного регіону координації відключень повинен здійснювати перерахунок впливу об’єктів генерації, УЗЕ, споживання та елементів мережі із застосуванням методології, зазначеної у пункті 10.6 цієї глави.
10.8.2. До 01 серпня кожного року ОСП регіону координації відключень повинен прийняти рішення щодо необхідності оновлення переліку впливових генеруючих одиниць, УЗЕ і впливових об'єктів енергоспоживання в такому регіоні координації.
10.8.3. Кожен ОСП регіону координації відключень спільно складає оновлений перелік впливових генеруючих одиниць, УЗЕ, впливових об'єктів енергоспоживання для такого регіону координації відключень, який повинен бути доступний в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.
10.8.4 Кожен ОСП регіону координації відключень інформує сторони, визначені у підпункті 10.7.3 пункту 10.7 цієї глави про зміст оновленого переліку впливових генеруючих одиниць, УЗЕ і впливових об'єктів енергоспоживання.
10.9. Переліки впливових елементів мережі
10.9.1. При регіональній координації відключень кожен ОСП регіону координації відключень повинен відповідно до досягнутих домовленостей та методологій, які застосовуються в такому регіоні координації відключень здійснювати оцінку впливу і координації відключень елементів мережі, що розташовані в системі передачі або в системі розподілу, включно з МСР, і складати єдиний перелік впливових елементів мережі для регіону координації відключень, який повинен бути доступний у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.
10.9.2. Перелік впливових елементів мережі в регіоні координації відключень повинен містити всі елементи мережі в системі передачі або в системі розподілу, включно з МСР, що розташовані в цьому регіоні координації відключень, які були визначені як впливові шляхом застосування методології, зазначеної у пункті 10.6 цієї глави.
10.9.3. ОСП повинен інформувати Регулятора про перелік впливових елементів мережі для кожного регіону координації відключень, у якому він бере участь.
10.9.4. Для кожного впливового активу, який є елементом мережі, ОСП зобов'язується:
інформувати власників впливових елементів мережі про включення до переліку;
інформувати ОСР про впливові елементи мережі, які приєднані до системи розподілу;
інформувати ОМСР про впливові елементи мережі, які приєднані до МСР.
10.10. Оновлення переліку впливових елементів мережі
10.10.1. Щороку до 1 липня ОСП кожного регіону координації відключень повинен здійснювати перерахунок впливу координації відключень елементів мережі, що розташовані в системі передачі або в системі розподілу, включно з МСР, на основі методології, зазначеної у пункті 10.6 цієї глави.
10.10.2. До 1 серпня кожного року ОСП регіону координації відключень повинен прийняти рішення щодо необхідності оновлення переліку впливових елементів мережі в регіоні координації відключень.
10.10.3. Кожен ОСП регіону координації відключень спільно складає оновлений перелік впливових елементів мережі для такого регіону координації відключень, який повинен бути доступний в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.
10.10.4. Кожен ОСП регіону координації відключень інформує сторони, визначені у підпункті 10.7.3 пункту 10.7 цієї глави, про зміст оновленого переліку впливових елементів мережі.
10.11. Кожен ОСП діє у ролі агента з планування відключень для кожного впливового елемента мережі, яким він управляє.
Для всіх інших впливових активів власник призначає або діє в ролі агента з планування відключень для впливового активу і інформує відповідного ОСП про таке призначення.
10.12. Кожен ОСП координує з ОСР/ОМСР планування відключень внутрішніх впливових активів, приєднаних до його системи розподілу/його МСР.
10.13. Кожен ОСП синхронної області може спільно домовитися про ухвалення і дотримання строків координації відключень на рік наперед, які відрізняються від строків, визначених у пунктах 10.15, 10.18 та 10.20 цієї глави, за умови, що координація відключень не впливатиме на інші синхронні області.
10.14. Загальні положення щодо планів доступності
10.14.1. Затверджені ОСП Плани доступності впливових активів повинні містити інформацію щодо статусів доступності, а саме:
«доступний», коли впливовий актив доступний та готовий до надання послуги, незалежно від режиму роботи;
«недоступний», коли впливовий актив не доступний або не готовий до надання послуги;
«на випробуваннях», коли перевіряється готовність впливового активу до надання послуги.
10.14.2. Статус «на випробуваннях» застосовується тільки у разі потенційного впливу на систему передачі і в такі строки:
між приєднанням і остаточним введенням в експлуатацію впливового активу;
безпосередньо після технічного обслуговування впливового активу.
10.14.3. Затверджені ОСП Плани доступності повинні містити, зокрема, таку інформацію:
причина статусу «недоступний» впливового активу;
умови, за яких впливовий актив набуває статусу «недоступний» у режимі реального часу;
час, необхідний для повернення впливового активу в експлуатацію, за необхідності, для забезпечення операційної безпеки.
10.14.4. Статус доступності для кожного впливового активу на рік наперед визначається з щодобовою дискретністю.
10.14.5. Графіки виробництва/відпуску і графіки споживання/відбору надаються ОСП відповідно до пунктів 9.7 і 9.8 глави 9 цього розділу, при цьому дозвіл за часом статусів доступності узгоджується з такими графіками.
Графіки виробництва/відпуску і графіки споживання/відбору мають відповідати планам доступності.
10.15. З метою формування плану доступності на рік наперед, до 1 серпня кожного календарного року, агент з планування відключень, крім ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, ОСР або ОМСР, повинен надати ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, і, у разі необхідності, ОСР або ОМСР, план доступності кожного з впливових активів, що охоплює наступний календарний рік.
ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, розглядає отриманий запит про внесення змін до плану доступності. У разі недоцільності він розглядає запит про внесення змін до плану доступності після завершення координації відключень на рік наперед у послідовності отримання запитів, застосовуючи порядок, встановлений відповідно до пункту 10.21 цієї глави.
10.16. Координація на рік наперед статусу доступності впливових активів, для яких агент з планування відключень не є ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, а також не є OСР або ОМСР
10.16.1 Кожен ОСП оцінює можливість виникнення несумісностей планування відключень на рік наперед за планами доступності, отриманими у відповідності з пунктом 10.15 цієї глави.
10.16.2. Якщо ОСП виявляє несумісності планування відключень, він дотримується такого порядку:
інформує кожного причетного агента з планування відключень щодо умов, які він повинен виконати для зменшення впливу виявлених несумісностей планування відключень;
може надати запит, щоб один або декілька агентів з планування відключень надали альтернативний план доступності;
здійснює повторну оцінку відповідно до підпункту 10.16.1 цього пункту, з метою визначення, чи залишилися несумісності планування відключень.
10.16.3. Після запиту ОСП відповідно до підпункту 10.16.2 цього пункту про альтернативний план доступності, у разі ненадання агентом з планування відключень альтернативного плану доступності, спрямованого на зменшення впливу несумісностей планування відключень, ОСП розробляє альтернативний план доступності, який:
враховує вплив, про який звітують причетні агенти з планування відключень, а також OСР або ОМСР, де це доречно;
обмежує лише ті зміни альтернативного плану доступності, які є строго необхідні для зменшення впливу несумісностей планування відключень;
інформує Регулятора, причетних ОСР і ОМСР, у разі необхідності, і причетних агентів з планування відключень про альтернативний план доступності, у тому числі про причини його створення, а також вплив, про який звітують причетні агенти з планування відключень і, де це доречно, ОСР або ОМСР.
10.17. Координація на рік наперед статусу доступності впливових активів, для яких агентом з планування відключень є ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, ОСР або ОМСР
10.17.1. Кожен ОСП планує статус доступності впливових елементів мережі, які з’єднують різні області регулювання, у яких він виступає в якості агента з планування відключень, у координації з ОСП одного регіону координації відключень.
10.17.2. Кожен ОСП, ОСР і ОМСР повинен планувати статус доступності впливових елементів мережі, у яких він виконує обов’язки агента з планування відключень і які не з’єднують різні області регулювання, ґрунтуючись на планах доступності, складених відповідно до підпункту 10.17.1 цього пункту.
10.17.3. При встановленні статусу доступності впливових елементів мережі відповідно до підпунктів 10.17.1 і 10.17.2 цього пункту, ОСП, ОСР і ОМСР зобов'язуються:
мінімізувати вплив на ринок зі збереженням операційної безпеки;
ґрунтуватися на планах доступності, наданих і складених відповідно до пункту 10.15 цієї глави.
10.17.4. Якщо ОСП виявляє несумісність планування відключень, він має право пропонувати внесення змін до планів доступності внутрішніх впливових активів, якщо агент з планування відключень не є ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, а також не є ОСР або ОМСР, і має розробити рішення про координацію з агентами з планування відключень, ОСР і ОМСР, використовуючи доступні засоби.
10.17.5. Якщо статус «недоступний» впливового елемента мережі не був запланований після впровадження заходів з підпункту 10.17.4 цього пункту і відсутність планування може поставити під загрозу операційну безпеку, ОСП зобов'язується:
вжити необхідних заходів для планування статусу «недоступний» із забезпеченням операційної безпеки, беручи до уваги вплив, про який ОСП звітують причетні агенти з планування відключень;
повідомити про заходи, визначені в абзаці вище, усі причетні сторони;
інформувати Регулятора, причетних ОСР або ОМСР, у разі необхідності, і причетних агентів з планування відключень про впроваджені заходи, у тому числі про обґрунтування таких заходів та вплив, про який звітують причетні агенти з планування відключень, а також OСР або ОМСР, у разі необхідності.
10.17.6. Кожен ОСП забезпечує передачу до середовища даних оперативного планування ENTSO-E всієї інформації про умови, пов’язані з енергосистемою, які повинні бути виконані, і про коригувальні дії, які повинні бути підготовлені і застосовані до ініціації статусу «недоступний» або «на випробуваннях» впливового елемента мережі.
10.18. Надання попередніх планів доступності на рік наперед
10.18.1. З метою формування попередніх планів доступності на рік наперед до 1 листопада кожного календарного року:
для всіх внутрішніх впливових активів через середовище даних оперативного планування ENTSO-E кожен ОСП надає іншому ОСП регіону координації відключень попередні плани доступності на наступний календарний рік;
для кожного внутрішнього впливового активу, розташованого в системі розподілу, ОСП надає ОСР попередній план доступності на рік наперед;
для кожного внутрішнього впливового активу, розташованого в МСР, ОСП надає ОМСР попередній план доступності на рік наперед.
10.19. Ухвалення планів доступності на рік наперед у регіонах координації відключень
10.19.1. Кожен ОСП проводить аналіз виникнення несумісностей планування відключень, беручи до уваги всі попередні плани доступності на рік наперед.
10.19.2. За відсутності несумісностей планування відключень, кожен ОСП регіону координації відключень узгоджує плани доступності на рік наперед для всіх впливових активів регіону координації відключень.
10.19.3. Якщо ОСП виявляє несумісність планування відключень, залучений ОСП регіону (регіонів) координації відключень спільно визначає рішення, в узгодженні з відповідними агентами з планування відключень, ОСР і ОМСР, використовуючи доступні засоби, дотримуючись при цьому, наскільки це можливо, планів доступності, представлених агентами з планування відключень, які не є ОСП, що беруть участь в координації відключень, а також не є OСР або ОМСР, і складені відповідно до пунктів 10.16 та 10.17 цієї глави. У разі якщо вирішення знайдено, тоді кожен ОСП регіону (регіонів) координації відключень оновлює та повторно узгоджує плани доступності на рік наперед для всіх впливових активів.
10.19.4. У разі відсутності рішення про усунення несумісності планування відключень, ОСП, за умови проведення консультацій із центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та Регулятором, як це визначає Договірна Сторона, зобов’язаний:
примусово застосувати статус «доступний», статус «недоступний» або статус «на випробуваннях» до впливових активів, що залучені до процесу оцінювання несумісності планування відключень, протягом відповідного періоду;
інформувати Регулятора, причетних ОСР або ОМСР, у разі необхідності, і причетних агентів з планування відключень про впроваджені заходи, у тому числі про обґрунтування таких заходів та вплив, про який звітують причетні агенти з планування відключень, а також OСР або ОМСР, у разі необхідності.
10.19.5. ОСП регіонів координації відключень, за необхідності, оновлює плани доступності на рік наперед для всіх впливових активів.
10.20. Фінальні плани доступності на рік наперед
10.20.1. З метою формування фінальних планів доступності на рік наперед до 1 грудня кожного календарного року:
кожен ОСП зобов'язується завершити координацію відключень на рік наперед для внутрішніх впливових активів та завершити плани доступності на рік наперед для внутрішніх впливових активів і зберігати їх в середовище даних оперативного планування ENTSO-E;
ОСП надає відповідному агенту з планування відключень фінальний план доступності на рік наперед для кожного внутрішнього впливового активу;
ОСП надає відповідному ОСР/ОМСР фінальний план доступності на рік наперед для кожного внутрішнього впливового активу, розташованого в системі розподілу/МСР.
10.21. Оновлення фінальних планів доступності на рік наперед
10.21.1. Агент з планування відключень має право ініціювати процедуру внесення змін до фінального плану доступності на рік наперед в період з моменту його погодження і до моменту його виконання в режимі реального часу.
10.21.2. Агент з планування відключень, який не є ОСП, що бере участь у регіоні координації відключень має право направити відповідному ОСП запит про внесення змін до фінальног плану доступності на рік наперед для впливових активів, що перебувають у зоні його відповідальності.
10.21.3. У разі отримання запиту про внесення змін відповідно до підпункту 10.21.2 цього пункту застосовується така процедура:
ОСП, який отримує запит, підтверджує його отримання і якнайшвидше оцінює вплив змін на несумісності планування відключень;
у разі виявлення несумісностей планування відключень залучений ОСП регіону координації відключень спільно визначає вирішення в координації з відповідними агентами з планування відключень і, у разі необхідності, з ОСР та ОМСР, використовуючи доступні засоби;
у разі якщо несумісність планування відключень не виявлена або несумісність планування відключень була усунута, ОСП, який отримує запит, перевіряє запропоновану зміну і зацікавлений ОСП інформує всі причетні сторони і оновлює остаточний план доступності на рік наперед в середовище даних оперативного планування ENTSO-E;
у разі, якщо рішення про усунення несумісностей планування відключень не знайдене, ОСП, що отримує запит, відхиляє запропоновану зміну.
10.21.4. Якщо ОСП, який бере участь у координації відключень у регіоні, має намір внести зміни до фінального плану доступності на наступний рік впливового активу, для якого він виступає в ролі агента з планування відключень, він ініціює застосування такої процедури:
ОСП, який надсилає запит, готує пропозицію щодо внесення змін до плану доступності на наступний рік, включно з оцінкою впливу на несумісність планування відключень, і надає свою пропозицію всім іншим ОСП в одному регіоні (регіонах) координації відключень;
у разі виявлення несумісностей планування відключень залучений ОСП регіону координації відключень спільно визначає рішення в координації з відповідними агентами з планування відключень і, у разі необхідності, з ОСР та ОМСР, використовуючи доступні засоби;
у разі якщо несумісність планування відключень не була виявлена або якщо вирішення несумісності планування відключень було віднайдено, зацікавлений ОСП перевіряє запропоновану зміну і після цього інформує всі причетні сторони, а також оновлює фінальний план доступності на рік наперед у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E;
якщо рішення про усунення несумісностей планування відключень не знайдене, ОСП, що надсилає запит, відкликає запропоновану зміну.
10.22. Керування статусом «на випробуваннях» впливових активів
10.22.1. Агент з планування відключень впливового активу, статус доступності якого змінений на статус «на випробуваннях», надає ОСП, і, у разі його приєднання до системи розподілу, у тому числі до МСР, ОСР або ОМСР, протягом одного місяця до початку застосування статусу «на випробуваннях», таку інформацію:
детальний план випробування;
орієнтовний графік виробництва/відпуску або споживання/відбору, якщо впливовий актив є впливовою генеруючою одиницею, УЗЕ або впливовим об'єктом енергоспоживання;
зміни в топології системи передачі або системи розподілу, якщо впливовий актив є впливовим елементом мережі.
10.22.2. Агент з планування відключень оновлює інформацію, зазначену в підпункті 10.22.1 цього пункту, після внесення будь-яких змін.
10.22.3. ОСП впливового активу, стан доступності якого змінений на «на випробуваннях», надає інформацію, отриману відповідно до підпункту 10.22.1 цього пункту, іншому ОСП регіону (регіонів) координації відключень на його вимогу.
10.22.4. У разі якщо впливовий актив, зазначений у підпункті 10.22.1 цього пункту, є впливовим елементом мережі, що з’єднує дві або декілька областей регулювання, то ОСП у відповідних областях регулювання узгоджує інформацію, яка повинна бути надана відповідно до підпункту 10.22.1 цього пункту.
10.23. Порядок дій при вимушених відключеннях
10.23.1. Кожен ОСП розробляє порядок дій, якщо вимушене відключення ставить під загрозу операційну безпеку. Такий порядок дій повинен передбачати можливість ОСП змінювати статус «доступний» або «недоступний» інших впливових активів в області регулювання на «недоступний» або «доступний», відповідно.
10.23.2. ОСП дотримується порядку дій, зазначеного в підпункті 10.23.1 цього пункту, тільки у разі відсутності домовленості з агентами з планування відключень щодо рішень про вимушені відключення. ОСП повинен інформувати про це Регулятора.
10.23.3. Слідуючи порядку дій, ОСП дотримується технічних меж впливових активів наскільки це можливо.
10.23.4. Агент з планування відключень повинен проінформувати ОСП про таке вимушене відключення одного або декілька впливових активів і, у випадку приєднання до системи розподілу або до МСР, проінформувати ОСР або ОМСР, відповідно, якнайшвидше після початку вимушеного відключення.
10.23.5. При інформуванні про вимушене відключення агент з планування відключень надає таку інформацію:
причину вимушеного відключення;
очікувану тривалість вимушеного відключення;
у разі необхідності, вплив вимушеного відключення на статус доступності інших впливових активів, для яких він є агентом з планування відключень.
10.23.6. Якщо ОСП виявляє, що одне або декілька вимушених відключень, зазначених у підпункті 10.23.1 цього пункту, можуть вивести систему передачі з нормального режиму, тоді він інформує причетного агента (агентів) з планування відключень про строк, протягом якого операційна безпека не буде забезпечуватися, якщо впливовий актив (активи) у стані вимушеного відключення не повертається(-ються) до статусу «доступний». Агенти з планування відключень інформують ОСП про їхню здатність дотримуватись такого строку і надають аргументоване обґрунтування у разі недотримання такого строку.
10.23.7. Після внесення будь-яких змін до плану доступності через вимушені відключення зацікавлений ОСП оновлює середовище даних оперативного планування ENTSO-E найактуальнішою інформацією.
10.24. Виконання планів доступності в режимі реального часу
10.24.1. Кожен власник генеруючого об’єкта, УЗЕ повинен забезпечити, щоб усі впливові генеруючі одиниці, УЗЕ, що знаходяться у його власності і для яких оголошено статус «доступний», були готові до виробництва/відпуску електричної енергії відповідно до заявлених технічних характеристик, якщо це необхідно для забезпечення операційної безпеки, за винятком випадків вимушених відключень.
10.24.2. Кожен власник генеруючого об’єкта, УЗЕ повинен забезпечити, щоб усі впливові генеруючі одиниці, УЗЕ, що знаходяться у його власності і для яких оголошено статус «недоступний», не виробляли/не здійснювали відпуск електричної енергії.
10.24.3. Кожен власник об'єкта енергоспоживання, УЗЕ повинен забезпечити, щоб усі впливові об'єкти енергоспоживання, УЗЕ, що знаходяться у його власності і для яких оголошено статус «недоступний», не споживали електричну енергію/не здійснювали відбір електричної енергії.
10.24.4. Кожен власник впливового елемента мережі повинен забезпечити, щоб усі впливові елементи мережі, що знаходяться у його власності і для яких оголошено статус «доступний», були готові до транспортування електричної енергії відповідно до оголошених технічних характеристик, якщо це необхідно для забезпечення операційної безпеки, за винятком випадків вимушених відключень.
10.24.5. Кожен власник впливового елемента мережі повинен забезпечити, щоб усі впливові елементи мережі, що знаходяться у його власності і для яких оголошено «недоступний», не транспортували електричну енергію.
10.24.6. Якщо певні умови, пов’язані з мережею, застосовуються для виконання статусу «недоступний» або статусу «на випробуваннях» впливового елемента мережі відповідно до підпункту 10.17.6 пункту 10.17 цієї глави, то ОСП, ОСР або ОМСР оцінюють дотримання таких умов до зміни статусу. Якщо такі умови не дотримуються, він доручає власнику впливового елемента мережі не виконувати статус «недоступний» або статус «на випробуваннях», повністю або частково.
10.24.7. У разі якщо ОСП виявляє, що виконання статусу «недоступний» або статусу «на випробуваннях» впливових активів виводить або може вивести систему передачі з нормального режиму, він доручає власнику впливового активу, якщо він приєднаний до системи передачі, або ОСР, або ОМСР, якщо він приєднаний до системи розподілу або до МСР, відкласти виконання статусу «недоступний» або статусу «на випробуваннях» таким впливовим активом відповідно до наданих інструкцій і, наскільки це можливо, дотримуючись технічних меж і меж безпеки.
10.25. У разі відсутності доступу до середовища даних оперативного планування ENTSO-E, ОСП має право передавати інформацію, визначену у цій главі, іншими шляхами, які визначені відповідними домовленостями з ОСП або РКЦ.
{Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
11. Регіональне співробітництво
11.1. При синхронній роботі ОЕС України в складі синхронної області Континентальної Європи ОСП повинен взаємодіяти на підставі укладених договорів з, принаймні, одним РКЦ.
11.2. ОСП має взаємодіяти з РКЦ, принаймні, у наступних напрямках:
координований аналіз операційної безпеки;
використання загальної моделі мережі;
регіональне планування відключень;
регіональна оцінка достатності ресурсів.
ОСП може звертатися до РКЦ з питань, зазначених у підпункті 6.9.2 пункту 6.9 глави 6 розділу X цього Кодексу.
Координований аналіз операційної безпеки здійснюється ОСП відповідно до методології координації аналізу операційної безпеки, з використанням загальної моделі мережі для таких періодів:
рік наперед;
місяць наперед та тиждень наперед, якщо це застосовується;
день наперед;
протягом доби.
У рамках координованого аналізу операційної безпеки ОСП повинен надавати РКЦ, принаймні:
останню версію переліку аварійних ситуацій;
оновлений перелік потенційних коригувальних дій із інформацією щодо орієнтовної вартості вжиття таких заходів, якщо вони включають передиспетчеризацію та зустрічну торгівлю направлену на зняття обмежень у регіоні;
інформацію щодо меж операційної безпеки.
11.3. У разі отримання ОСП від РКЦ результатів координованого аналізу операційної безпеки з пропозиціями щодо застосування коригувальних дій ОСП повинен оцінити рекомендовані коригувальні дії, що відносяться до його області РЧП, та визначати доцільність застосування рекомендованих коригувальних дій. У разі визначення недоцільності застосування рекомендованих РКЦ коригувальних дій ОСП повинен повідомити РКЦ про своє рішення з наведеною аргументацією. У разі визначення за доцільне застосування рекомендованого РКЦ заходу ОСП має застосовувати такий захід за умови, що його застосування відповідає умовам, що складаються в режимі реального часу.
У рамках побудови загальної моделі мережі ОСП повинен зробити доступними для РКЦ створені індивідуальні моделі мережі для кожного часового проміжку через середовище даних оперативного планування ENTSO-E, чи іншим шляхом, визначеним відповідним РКЦ.
На вимогу РКЦ ОСП повинен скоригувати індивідуальні моделі мережі, якщо вони не відповідають встановленим вимогам до індивідуальних моделей мережі для синхронної області.
У рамках координованого планування відключень ОСП повинен надавати РКЦ через середовище даних оперативного планування ENTSO-E чи іншим шляхом, визначеним відповідним РКЦ інформацію, для виявлення і усунення несумісності відключень, включаючи:
плани доступності впливових елементів своєї області РЧП;
плани відключень невпливових елементів своєї області РЧП, якщо такі елементи мають потенційний вплив на аналіз несумісності оперативного планування та/або такі елементи моделюються в індивідуальних моделях мережі, що використовуються при аналізі несумісності оперативного планування;
сценарії, при яких несумісність відключень має бути досліджена, та які використовуються для створення загальної моделі мережі для відповідного часового проміжку.
11.4. Визначаючи, чи має перевантаження транскордонний вплив, ОСП повинен брати до уваги перевантаження, яке виникне за відсутності обміну енергією між областями регулювання.
11.5. ОСП повинен враховувати та взаємодіяти з РКЦ щодо виявлення та усунення несумісності відключень у випадку, коли РКЦ фіксує несумісність відключень при регіональному оперативному плануванні.
У межах регіональної оцінки достатності ресурсів ОСП повинен надати РКЦ через середовище даних оперативного планування ENTSO-E чи іншим шляхом, визначеним відповідним РКЦ, принаймні, таку інформацію:
очікуване загальне навантаження та генерацію і наявні ресурси управління попитом на електричну енергію;
доступність генеруючих одиниць/УЗЕ;
межі операційної безпеки.
ОСП повинен взаємодіяти з РКЦ при оцінці достатності ресурсів та оцінити рекомендації РКЦ щодо заходів, направлених на усунення ризиків, виявлених під час оцінки.
{Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
12. Скоординована передиспетчеризація та зустрічна торгівля
12.1. ОСП має право застосовувати в регіоні розрахунку пропускної спроможності скоординовану передиспетчеризацію і зустрічну торгівлю відповідно до загальної методології, розробленої і погодженої ОСП такого регіону.
12.2. Методологія скоординованої передиспетчеризації і зустрічної торгівлі повинна включати дії, що мають транскордонний вплив, і повинна дозволяти кожному ОСП у регіоні розрахунку пропускної спроможності ефективно усунути фізичні перевантаження, незалежно від того, чи причини фізичного перевантаження лежать в основному за межами їхньої області регулювання, чи ні. Методологія скоординованої передиспетчеризації і зустрічної торгівлі повинна враховувати той факт, що її застосування може суттєво впливати на перетоки за межами області регулювання ОСП.
12.3. ОСП може здійснювати передиспетчеризацію всіх доступних генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць навантаження відповідно до розроблених механізмів і угод, укладених з власниками генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць навантаження, що здійснюють діяльність в області регулювання ОСП, включаючи міждержавні лінії електропередачі.
Механізми і підходи щодо передиспетчеризації та зустрічної торгівлі розробляються та затверджуються ОСП після проведення консультацій з Регулятором та центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
12.4. ОСП утримується від односторонніх або нескоординованих заходів з передиспетчеризації і зустрічної торгівлі, що мають транскордонне значення. ОСП координує використання ресурсів передиспетчеризації і зустрічної торгівлі, беручи до уваги їх вплив на операційну безпеку і економічну ефективність.
12.5. Відповідні генеруючі одиниці, УЗЕ та одиниці навантаження повинні надавати ОСП ціни передиспетчеризації та зустрічної торгівлі до того, як будуть використані ресурси передиспетчеризації та зустрічної торгівлі.
Ціноутворення на передиспетчеризацію та зустрічну торгівлю повинно базуватися на:
цінах на відповідних ринках електричної енергії за відповідний період часу;
або
вартості ресурсів передиспетчеризації та зустрічної торгівлі, розрахованої прозоро на основі понесених витрат.
12.6. Генеруючі одиниці, УЗЕ та одиниці навантаження повинні попередньо надати всю інформацію, необхідну для розрахунку вартості передиспетчеризації та зустрічної торгівлі ОСП. Ця інформація може передаватись іншим ОСП лише з метою перерегулювання частоти диспетчеризації та зустрічної торгівлі.
{Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
VII. Диспетчерське (оперативно-технологічне) управління ОЕС України
1. Загальні принципи організації диспетчерського (оперативно-технологічного) управління
1.1. Управління режимами роботи ОЕС України з виробництва, передачі, розподілу, споживання електричної енергії та зберігання енергії для забезпечення здатності енергосистеми задовольняти сумарний попит на електричну енергію та потужність у кожний момент часу з дотриманням вимог енергетичної, техногенної та екологічної безпеки здійснюється шляхом диспетчерського (оперативно-технологічного) управління (далі - диспетчерське управління).
{Пункт 1.1 глави 1 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
1.2. Функції диспетчерського управління ОЕС України та організацію паралельної роботи з енергетичними системами інших держав здійснює ОСП.
1.3. Диспетчерське управління поширюється на суб’єктів господарювання, об’єкти електроенергетики або об’єкти енергоспоживання та/або УЗЕ яких підключені до ОЕС України.
{Пункт 1.3 глави 1 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 , № 1234 від 30.09.2022 , № 677 від 06.05.2025 }
1.4. Диспетчерське управління базується на принципах об’єктивності, прозорості та недискримінаційності та має забезпечувати належне функціонування ОЕС України та ринку електричної енергії згідно з вимогами Закону України «Про ринок електричної енергії» та відповідних нормативно-правових актів і нормативно-технічних документів.
1.5. Усі оперативні команди і розпорядження ОСП, які надаються ним при виконанні функцій з диспетчерського управління, підлягають беззаперечному виконанню користувачами системи передачі/розподілу, за винятком випадків, передбачених пунктом 4.11 глави 4 цього розділу.
2. Технологічна схема диспетчерського управління
2.1. Диспетчерське управління ОЕС України здійснюється за ієрархічною структурою з обов’язковим оперативним підпорядкуванням нижчих рівнів управління вищим.
2.2. Органом вищого рівня диспетчерського управління є ОСП, включаючи його підрозділи - регіональні диспетчерські центри.
Середнім рівнем диспетчерського управління є виробники електричної енергії з встановленою потужністю більше 20 МВт, ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких більше 20 МВт, а також ОСР та постачальники послуг з балансування.
Нижчим рівнем диспетчерського управління є споживачі електричної енергії (крім постачальників послуг балансування), ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких не перевищує 20 МВт, та виробники електричної енергії розподіленої генерації (крім постачальників послуг з балансування).
{Пункт 2.2 глави 2 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
2.3. Організаційну структуру оперативно-диспетчерського управління в ОЕС України для вищого та середнього рівня розробляє ОСП. ОСП розробляє дану структуру з урахуванням вимог пункту 2.2 цієї глави та операційної безпеки.
2.4. Оперативне управління на кожному рівні диспетчерського управління здійснюється оперативним та/або оперативно-виробничим персоналом (далі - оперативний персонал) користувача системи передачі/розподілу.
2.5. Обладнання об’єктів електроенергетики кожного рівня диспетчерського управління має бути розділено за категоріями оперативної підпорядкованості: оперативне управління або оперативне відання.
2.6. В оперативному управлінні оперативного персоналу ОСП повинні знаходитися лінії електропередачі, устаткування, пристрої РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ, УЗЕ, операції з якими повинні проводитися ним самостійно або за його керівництвом і потребують координації дій підпорядкованого оперативного персоналу і узгоджених змін на декількох об’єктах.
{Пункт 2.6 глави 2 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
2.7. В оперативному віданні оперативного персоналу ОСП повинні знаходитися лінії електропередачі, устаткування, пристрої РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ, УЗЕ, стан і режим яких впливають на наявну потужність і резерв електростанцій, режим і надійність роботи мереж ОЕС України в цілому, а також настроювання пристроїв РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ. Операції із зазначеним устаткуванням і пристроями повинні проводитись з дозволу оперативного персоналу, у віданні якого знаходяться устаткування і пристрої.
{Пункт 2.7 глави 2 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
3. Функції диспетчерського управління в режимі реального часу, розподіл та порядок управління обладнанням за формами оперативної підпорядкованості
3.1. ОСП здійснює такі функції в режимі реального часу:
підтримання балансу між виробництвом та споживанням електричної енергії в ОЕС України;
використання власних УЗЕ, якщо система передачі знаходиться у передаварійному режимі, аварійному режимі, режимі системної аварії або режимі відновлення;
{Пункт 3.1 глави 3 розділу VII доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
моніторинг оперативного стану обладнання, яке перебуває в його оперативному підпорядкуванні;
моніторинг обміну електричною енергією між ОЕС України та енергосистемами суміжних держав та виконання добового графіка перетоків потужності та енергії по міждержавних перетинах;
моніторинг виконання виробниками електричної енергії акцептованого добового графіка електричної енергії;
підтримання рівня напруги в контрольних точках ОЕС України відповідно до графіка напруги;
регулювання перетоків електричної енергії в контрольних перетинах ОЕС України та елементах електричних мереж з метою недопущення їх завантаження понад встановлені максимально допустимі значення;
підтримання необхідних обсягів резервів потужності на електростанціях ОЕС України;
видача оперативних команд та розпоряджень постачальникам послуг з балансування та постачальникам допоміжних послуг стосовно їх надання;
керівництво оперативним персоналом щодо поточного режиму роботи та/або оперативного стану електрообладнання, яке перебуває в його оперативному підпорядкуванні;
запобігання та ліквідація технологічних порушень в ОЕС України.
3.2. ОСП визначає перелік обладнання, що має знаходитись у його оперативному підпорядкуванні. ОСП надає цей перелік суб’єктам енергетики, обладнання яких входить до цього переліку.
3.3. Принципи розподілу обладнання за категоріями оперативної підпорядкованості щодо оперативного управління та відання, вимоги щодо здійснення управління, порядок управління обладнанням, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, порядок підпорядкування оперативного персоналу та його взаємодії визначаються положеннями про взаємодію ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, які розробляються ОСП і є невід'ємними додатками до Типового договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, що є додатком 5 до цього Кодексу.
{Пункт 3.3 глави 3 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 , № 1763 від 29.09.2023 }
3.4. Користувачі системи передачі/розподілу повинні мати відповідну структуру диспетчерського управління та переліки обладнання з його розподілом за категоріями оперативної підпорядкованості.
{Пункт 3.4 глави 3 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }
3.5. На підставі розроблених та затверджених ОСП положень Користувачі розробляють власні положення та інструкції, що деталізують дії оперативного персоналу щодо обладнання, яке перебуває в їх оперативному підпорядкуванні, а також встановлюють взаємодію з оперативним персоналом суміжних об’єктів, робота яких вимагає відповідної координації дій цього персоналу.
3.6. Суб’єкти середнього рівня диспетчерського управління розробляють та узгоджують положення про взаємодію, яке включає, зокрема, узгодження розподілу обладнання за формами оперативної підпорядкованості щодо оперативного управління та відання.
У разі наявності розбіжностей між суб’єктами диспетчерського управління однакового рівня стосовно визначення ними суб’єкта, який здійснює управління або відання електроустановками, положення про взаємодію направляється на узгодження ОСП, рішення якого із зазначених питань є остаточним.
3.7. Суб’єкти середнього та нижчого рівнів диспетчерського управління взаємодіють між собою з оперативно-технологічних питань на підставі відповідного положення, узгодженого між ними.
3.8. Взаємодія щодо диспетчерського управління міждержавними електричними мережами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, здійснюється в порядку, встановленому міждержавними угодами, договорами між такими суб’єктами та цим Кодексом.
У період після приєднання до ІТС механізму ОСП забезпечує диспетчерське (оперативно-технологічне) управління при здійсненні експорту/імпорту електричної енергії, але у спосіб без укладання договору.
{Пункт 3.8 глави 3 розділу VII доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1305 від 11.10.2022 }
4. Порядок взаємодії оперативного персоналу суб’єктів ОЕС України
4.1. Взаємодія між оперативним персоналом суб’єктів ОЕС України відповідно до його оперативної підпорядкованості регулюється цим Кодексом, договорами, положеннями, які мають виконуватися відповідно до договорів про надання послуг з диспетчерського управління, укладених ОСП з Користувачами та договорів про участь у балансуючому ринку, які укладаються між ОСП та постачальником послуг з балансування, а також договорів між Користувачами у випадку їх спільного володіння об’єктом диспетчерського управління або наявності суміжних об’єктів, які є технологічно залежними з точки зору диспетчерського управління.
4.2. Диспетчерське управління здійснюється шляхом надання оперативних команд та/або розпоряджень або шляхом застосування засобів дистанційного управління.
{Пункт 4.2 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
4.3. Оперативні команди надаються черговим диспетчером підпорядкованому персоналу щодо виконання конкретних дій з управління технологічними режимами роботи об’єктів ОЕС України та оперативним станом обладнання енергооб’єктів.
Підпорядкований оперативний персонал після виконання оперативних команд повинен підтвердити їх виконання.
4.4. Дії з оперативного управління обладнанням, яке знаходиться в оперативному віданні іншого суб’єкта, мають бути попередньо узгоджені з персоналом цього суб’єкта.
4.5. Оперативне розпорядження ОСП та інших керівників відповідних рівнів диспетчерського управління щодо управління технологічними режимами роботи ОЕС України та оперативним станом обладнання енергооб’єктів надаються у письмовому вигляді та виконуються як оперативна команда в час, визначений у такому оперативному розпорядженні.
{Пункт 4.5 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
4.6. Оперативні команди та розпорядження віддаються диспетчером оперативному персоналу об’єкта управління безпосередньо за ієрархічною структурою диспетчерського управління.
{Абзац перший пункту 4.6 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
У разі відсутності зв’язку оперативна команда або розпорядження передається через будь-якого суб’єкта, включеного до системи диспетчерського управління.
{Абзац другий пункту 4.6 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
4.7. Оперативні переговори та оперативно-диспетчерську документацію необхідно вести із застосуванням єдиної загальновживаної термінології, форм розпоряджень, повідомлень і записів.
Ведення оперативної документації має здійснюватися згідно з вимогами Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж, інших нормативно-правових актів та нормативно-технічних документів.
{Абзац другий пункту 4.7 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
Оперативні команди та розпорядження мають бути лаконічними, чіткими, стислими та зрозумілими за змістом і сформульованими так, щоб унеможливити непорозуміння та помилки під час їх отримання.
{Абзац пункту 4.7 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
4.8. На всіх рівнях диспетчерського управління повинні здійснюватися автоматична фіксація всіх оперативних переговорів за допомогою аудіорегістраторів з обов'язковою реєстрацією оперативних команд та розпоряджень в оперативній документації диспетчерського персоналу.
Термін зберігання зазначеної оперативної документації та аудіозаписів становить не менше 5 років.
{Пункт 4.8 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
4.9. Якщо з будь-якої причини підпорядкований оперативний персонал не здатний виконати оперативну команду або розпорядження, надані диспетчером вищого рівня, він має негайно повідомити про це диспетчера, який їх віддав.
{Пункт 4.9 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
4.10. Якщо оперативна команда або розпорядження, надані диспетчерським персоналом вищого рівня, вважається підпорядкованим оперативним персоналом помилковою, він повинен негайно доповісти про це особі, яка надала цю оперативну команду або розпорядження.
У разі підтвердження необхідності виконання наданої оперативної команди або розпорядження підпорядкований оперативний персонал зобов’язаний їх виконати.
{Пункт 4.10 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
4.11. Оперативні команди або розпорядження, виконання яких пов’язане з порушенням правил охорони праці та створює загрозу здоров’ю і життю людей, а також виконання яких може призвести до пошкодження обладнання та/або зниження рівня безпеки ядерної установки АЕС, виконувати забороняється.
{Абзац перший пункту 4.11 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
Про відмову щодо виконання таких оперативних команд або розпоряджень підпорядкований оперативний персонал зобов’язаний негайно повідомити оперативний персонал, який надав оперативну команду або розпорядження, а також свого безпосереднього керівника та зробити відповідний запис в оперативній документації.
{Абзац другий пункту 4.11 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
4.12. Якщо ОСП або інший суб’єкт диспетчерського управління ОЕС України фіксує, що суб’єкт нижчого рівня оперативної підпорядкованості не дотримується оперативної команди або розпорядження, він зобов’язаний вжити всіх необхідних заходів, щоб запобігти або мінімізувати негативні наслідки невиконання оперативних команд або розпоряджень.
{Пункт 4.12 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
5. Положення щодо диспетчерського управління та механізмів балансування енергосистеми в реальному часі
5.1. ОСП зобов’язаний постійно підтримувати в ОЕС України баланс між сумарним споживанням електричної енергії і її виробництвом (з урахуванням експорту та імпорту) у кожний момент часу з дотриманням показників якості електричної енергії.
5.2. Основними документами, на підставі яких здійснюється оперативне планування та балансування роботи ОЕС України, є добові графіки потужності виробництва (відпуску) та/або імпорту і споживання (відбору) та/або експорту електричної енергії з погодинним розподілом.
{Пункт 5.2 глави 5 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
5.3. Учасники ринку електричної енергії згідно з процедурою, визначеною Правилами ринку, повинні подавати свої погодинні добові графіки виробництва та/або споживання, або експорту, або імпорту електричної енергії ОСП.
5.4. Учасники ринку, які є постачальниками послуг з балансування, крім погодинних добових графіків відпуску та/або споживання (відбору) електричної енергії, мають надавати ОСП графік виробництва (відпуску - для УЗЕ)/споживання (відбору), який містить інформацію про планове навантаження кожної одиниці генерації або споживання, УЗЕ.
{Пункт 5.4 глави 5 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
5.5. Учасники ринку зобов’язані строго дотримуватись заявленого добового графіка потужності виробництва і споживання електричної енергії, застосовуючи всі необхідні заходи щодо його безумовного виконання.
5.6. У разі неможливості дотримання заявленого добового графіка потужності, учасник ринку має повідомити ОСП або інший оперативний персонал, в оперативному підпорядкуванні якого знаходиться це електрообладнання, про причини, величину та прогнозовану тривалість такого відхилення потужності.
5.7. У разі відхилення від добового диспетчерського графіка потужності виробництва та/або імпорту, споживання та/або експорту електричної енергії або у разі отримання повідомлення від учасника ринку про неможливість виконання ним заявленого добового графіка потужності ОСП враховує такі відхилення у процесі балансування енергосистеми.
5.8. Показником дотримання балансу електричної енергії в ОЕС України є:
для режиму паралельної роботи з енергосистемами суміжних держав - відповідність поточного значення перетоку активної потужності через визначений міждержавний перетин плановій величині, визначеній добовим графіком (у тому числі при нульовому значенні) у межах допустимого відхилення, що встановлюється відповідно до умов Операційної угоди синхронного енергооб’єднання;
для режиму роздільної (ізольованої) роботи з енергосистемами суміжних держав - відповідність поточного значення частоти її нормованому значенню.
5.9. В ОЕС України допустимий діапазон відхилення потужності сальдо міждержавних перетоків встановлюється операційними угодами синхронної області. Якщо відхилення сальдо перетоків потужності перевищує договірні величини, ОСП повинен вжити необхідних заходів через механізми балансування, щоб відновити обсяг передачі електричної енергії та потужності до рівнів, зазначених у погодженому добовому графіку.
5.10. Балансування енергосистеми України забезпечується через використання аРВЧ, рРВЧ та РЗ відповідно до глави 8 розділу V цього Кодексу.
{Абзац перший пункту 5.10 глави 5 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
Балансування ОЕС України може забезпечуватися шляхом використання потужностей, що розташовані поза межами ОЕС України.
5.11. Після вичерпання наявних резервів та недосягнення мети балансування ОЕС України ОСП має право оцінити поточний режим роботи енергосистеми як передаварійний режим згідно з пунктом 2.2 глави 2 розділу V цього Кодексу.
5.12. Критерії настання аварійних режимів у системі передачі, порядок їх оголошення та заходи, які застосовуються для захисту енергосистеми в аварійних режимах, визначаються у розділах V та VIII цього Кодексу.
6. Диспетчеризація генеруючих потужностей та використання міждержавних перетинів ОСП
6.1. При диспетчеризації генеруючих потужностей ОСП виконує:
удосконалення системи прогнозування обсягів виробництва та споживання електричної енергії на різні часові відрізки (доба у погодинному розрізі, тиждень, місяць, сезон, рік);
забезпечення оптимальних параметрів режиму роботи ОЕС України (частота електричного струму, рівень напруги в контрольних точках електричної мережі, перетоки потужності в контрольованих перетинах, струмове навантаження елементів мережі);
забезпечення достатніх РПЧ, РВЧ і РЗ та активної потужності в енергосистемі;
{Абзац четвертий пункту 6.1 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
забезпечення достатніх обсягів оперативних режимних та технічних засобів регулювання напруги та реактивної потужності;
розвиток і забезпечення функціонування систем автоматичного регулювання частоти та потужності, системної та протиаварійної автоматики;
забезпечення ефективного функціонування технологічної інфраструктури сегментів ринку електричної енергії, у тому числі ринку допоміжних послуг;
застосування недискримінаційних, конкурентних та прозорих ринкових механізмів при плануванні та реалізації графіків навантаження генеруючих потужностей та УЗЕ.
{Абзац восьмий пункту 6.1 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
6.2. При диспетчеризації об’єктів електроенергетики, що використовують відновлювані джерела енергії, надаються такі пріоритети:
включення до диспетчерського графіка навантаження на наступну добу всіх заявлених генеруючих потужностей;
першочергове навантаження генеруючих потужностей при реалізації диспетчерського графіка навантаження;
відтермінування, за умов забезпечення операційної безпеки мережі, розвантаження або відключення генеруючих потужностей.
6.3. Пріоритети не надаються об’єктам електроенергетики, що використовують відновлювані джерела енергії у випадках:
порушень операційної безпеки мережі, настання аварійних або надзвичайних ситуацій, якщо заходи, необхідні для нормалізації режиму роботи ОЕС України, передбачають неповне навантаження, розвантаження або відключення цих електроустановок;
порушення суб’єктами електроенергетики, які експлуатують відповідні електроустановки, умов підпункту 3 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу.
У разі застосування заходів з неповного навантаження, розвантаження або відключення електроустановок об’єктів електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії, вони мають проводитись на недискримінаційній пропорційній основі, якщо інше не обумовлюється конкретними режимними обставинами.
6.4. У випадку обмежень виробництва електричної енергії об’єктами електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії, з метою забезпечення операційної безпеки мережі та безпеки електропостачання ОСП має надавати Регулятору інформацію щодо таких обмежень із зазначенням причин обмежень та заходів, які він планує здійснити для запобігання таких обмежень.
6.5. При використанні міждержавних перетинів ОСП виконує:
підтримання існуючих та розвиток додаткових потужностей міждержавних перетинів для забезпечення довгострокової спроможності системи передачі задовольнити обґрунтований попит на передачу електричної енергії у відповідному напрямку та у відповідний період часу;
мінімізацію ризику виникнення перевантажень у системі передачі та мережевих обмежень міждержавних перетинів;
обмеження пропускної спроможності міждержавних перетинів з метою врегулювання обмежень всередині ОЕС України можливе лише для запобігання чи усунення порушення операційної безпеки функціонування системи передачі;
здійснення диспетчеризації та використання міждержавних перетинів виключно на основі економічних критеріїв та з урахуванням технічних обмежень енергосистеми;
застосування недискримінаційних, конкурентних та прозорих ринкових механізмів при використанні пропускної спроможності міждержавних перетинів.
6.6. Спільні принципи діяльності ОСП та інших учасників ринку електричної енергії такі:
дотримання правил та критеріїв безпеки постачання електричної енергії та стандартів операційної безпеки функціонування ОЕС України;
урахування існуючих та прогнозних показників попиту та пропозиції електричної енергії та обґрунтованих припущень щодо розвитку генерації, споживання електричної енергії (у тому числі обсягів міждержавних комерційних обмінів електричною енергією та зберігання енергії) та планів розвитку суміжних енергосистем при плануванні розвитку системи передачі ОЕС України.
{Абзац третій пункту 6.6 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }
7. Агрегація
7.1. ОСП при виконанні функцій з диспетчерського управління має право надавати оперативні команди агрегатору щодо його одиниці агрегації.
7.2. Агрегатор управляє та несе відповідальність перед ОСП за невиконання графіка та оперативних команд ОСП щодо його одиниці агрегації.
7.3. Договір про участь в агрегованій групі має містити умови, зокрема щодо відповідальності агрегатора за:
невиконання оперативних команд ОСП щодо зміни активної потужності одиниці агрегації у процесі диспетчерського управління, у тому числі для забезпечення меж операційної безпеки;
складання добових графіків електричної енергії без урахування обсягів купленої та проданої електричної енергії та ненадання їх ОСП;
невиконання акцептованих ОСП добових графіків електричної енергії.
{Розділ VII доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }
VIII. Робота системи передачі в аварійних режимах та у режимі відновлення
1. Аварійні режими роботи системи передачі та порядок їх оголошення
1.1. Рішення про класифікацію режиму роботи системи передачі як аварійного, режиму системної аварії або режиму відновлення приймає черговий диспетчер ОСП на підставі умов, зазначених у пунктах 2.3 - 2.5 глави 2 розділу V цього Кодексу.
1.2. Усі заходи, які вживаються для запобігання виникненню та розвитку аварійного режиму, а також для відновлення нормального режиму роботи системи передачі визначаються та здійснюються відповідно до Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення, що є частиною Плану захисту енергосистеми.
1.3. При виникненні аварійного режиму диспетчерський персонал ОСП повинен якнайшвидше:
оцінити масштаби аварійного режиму, його розвиток та можливий вплив на безпечну роботу ОЕС України;
доповісти про виникнення аварійного режиму своєму керівництву;
повідомити наявними та доступними каналами зв’язку Користувачів, яких стосується або може стосуватися аварійний режим, про його настання та заходи, що вживаються, і які необхідно вживати до моменту повернення системи передачі в нормальний режим роботи;
визначити та застосувати заходи, необхідні для ліквідації аварійного режиму із Плану захисту енергосистеми;
зафіксувати відповідну інформацію в оперативній документації диспетчерського персоналу ОСП.
1.4. При виникненні режиму системної аварії, який класифікується як надзвичайна ситуація в ОЕС України, ОСП діє згідно з положеннями глави 14 розділу V цього Кодексу.
1.5. Розподіл обов’язків і відповідальності між ОСП та користувачами системи передачі/розподілу під час виконання Плану захисту енергосистеми визначається відповідними інструкціями, що розробляються ОСП та користувачами системи передачі/розподілу відповідно до оперативної підпорядкованості об’єктів диспетчеризації та деталізують і конкретизують положення і заходи Плану захисту енергосистеми.
В інструкціях також визначаються дії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу під час порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв’язку, каналів передачі даних тривалістю більше 5 хвилин.
Інструкції користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, мають бути узгоджені з ОСП.
1.6. Інформація щодо виникнення, розвитку та ліквідації аварійного режиму в системі передачі (фіксація, класифікація, повідомлення, оголошення, виконані протиаварійні заходи тощо) має бути занесена до оперативної документації диспетчерського персоналу ОСП.
1.7. Упродовж 30 днів після застосування заходів з примусового обмеження величини споживаної електричної енергії та/або потужності або оперативного (ручного) відключення користувачів системи передачі/розподілу згідно з вимогами підпункту 4 пункту 3.5 глави 3 цього розділу для упередження порушення сталої роботи енергосистеми ОСП готує звіт та подає його Регулятору, а також публікує його на власному офіційному вебсайті. Звіт повинен містити детальне пояснення та обґрунтування всіх вжитих заходів та їх наслідків.
1.8. Користувачі системи передачі/розподілу не мають права перешкоджати суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, використовувати наявні у них засоби телекомунікації та джерела резервного живлення об’єктів електроенергетики у разі включення таких засобів та обладнання до Плану захисту енергосистеми.
2. Розробка та застосування Плану захисту енергосистеми
2.1. Для ліквідації аварійних режимів роботи системи передачі, протидії їх негативним наслідкам для ОЕС України і енергосистем суміжних держав, які працюють паралельно з ОЕС України, ОСП після консультацій з ОСР, значними користувачами, Регулятором, суміжним ОСП та іншим ОСП його синхронної області, зобов’язаний розробити План захисту енергосистеми, який має передбачати всі необхідні протиаварійні та/або надзвичайні заходи для найбільш імовірних сценаріїв виникнення, розвитку та ліквідації аварійної або надзвичайної ситуації в ОЕС України.
Виконання Плану захисту енергосистеми є обов’язковим для всіх користувачів системи передачі/розподілу, задіяних у його виконанні, а відмова від участі у Плані захисту енергосистеми або неналежне виконання передбачених у ньому положень і заходів, яке завдало шкоди енергосистемі та користувачам системи передачі/розподілу, забороняється.
2.2. План захисту енергосистеми має на меті недопущення та усунення аварійного режиму або надзвичайної ситуації в ОЕС України, повернення енергосистеми до нормального режиму, зокрема:
забезпечення з’єднання частин енергосистеми в разі їх відокремлення із застосуванням АЛАР або в інший спосіб;
здійснення заходів для включення всіх відключених споживачів або зняття обмеження щодо споживання ними електричної енергії та потужності;
досягнення необхідного рівня запасу стійкості енергосистеми;
забезпечення відновлення необхідних обсягів РПЧ і РВЧ, а також інших видів резервів.
2.3. План захисту енергосистеми має визначати, зокрема:
умови (критерії), за яких він активується та застосовується;
порядок його доведення до відома користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту;
загальний порядок дій та взаємодії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг із захисту, об’єкти електроенергетики яких приєднані до електричних мереж ОЕС України, під час ліквідації аварійних режимів (у тому числі надзвичайної ситуації в ОЕС України);
заходи, які підлягають узгодженню або координації в режимі реального часу з визначеними сторонами;
порядок взаємодії з ОСП суміжних держав;
розподіл обов’язків і відповідальності між ОСП та користувачами системи передачі/розподілу, зокрема постачальниками послуг із захисту, які задіяні у його виконанні;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСП на його електроустановках;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСР, і перелік ОСР, відповідальних за здійснення таких заходів на їхніх електоустановках;
перелік значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), визначених з дотриманням вимог порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого Кабінетом Міністрів України, відповідальних за здійснення на їхніх установках заходів, передбачених Планом захисту енергосистеми, та перелік заходів, що підлягають здійсненню такими значними користувачами;
перелік значних користувачів, до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження електропостачання, та умов їх відключення та відновлення електропостачання;
кінцеві терміни здійснення кожного заходу, перерахованого у Плані захисту енергосистеми;
порядок видачі попереджень про впровадження заходів та дій значних користувачів, зокрема постачальників послуг із захисту у разі отримання цього попередження;
заходи захисту енергосистеми шляхом впливу на обладнання електричних мереж, включаючи зміни схем електричних з’єднань, режимів роботи обладнання, що регулюється, та застосування аварійного розвантаження;
заходи захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту, зокрема процедури управління відхиленнями частоти, відхиленнями напруги, перетоками потужності, процедура надання допомоги в забезпеченні активною потужністю;
конкретні протиаварійні та/або надзвичайні заходи, які ОСП застосовує на період дії кожного аварійного режиму (у тому числі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України), режиму системної аварії для найбільш ймовірних сценаріїв виникнення, розвитку та ліквідації аварійної та/або надзвичайної ситуації в ОЕС України;
порядок відновлення режимів роботи енергосистеми у процесі ліквідації аварійного режиму роботи системи передачі;
порядок застосування заходів, обсяги та послідовність їх упровадження, а також перелік контрольних точок, у яких оцінюється рівень та тривалість відхилення напруги;
заходи з примусового зменшення величини споживаної потужності та аварійного відключення користувачів системи передачі/розподілу (надзвичайні заходи) для ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України;
порядок фіксації суб'єктами, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, часу та обсягів виконання відповідних заходів у їх оперативних документах та передачі інформації про виконані заходи між рівнями оперативної підпорядкованості органів диспетчерського управління ОЕС України;
оперативні заходи щодо відновлення режиму роботи енергосистеми після виникнення режиму системної аварії, у тому числі заходи захисту енергосистеми:
у разі виникнення синхронних коливань в енергосистемі,
при зниженні або підвищенні частоти,
при відхиленні рівня напруги за допустимі межі,
з регулювання споживання електричної енергії та потужності,
при порушенні синхронного режиму роботи окремих частин ОЕС України та/або генеруючих одиниць,
у разі перевищення максимально допустимого перетоку та сальдо-перетоку потужності по міждержавних перетинах ОСП,
у разі перевищення величини допустимої генерації окремих генеруючих одиниць у ремонтних та післяаварійних схемах прилеглої мережі,
у разі перевантаження елемента мережі по струму.
Заходи, передбачені у Плані захисту енергосистеми повинні відповідати таким принципам:
вони повинні мати мінімальний вплив на користувачів системи передачі/розподілу;
вони повинні бути економічно ефективними;
тільки необхідні заходи підлягають активації;
вони не повинні призводити до аварійного режиму або режиму системної аварії в системі передачі ОСП або в об’єднаних системах передачі.
ОСП може розширювати перелік положень та заходів Плану захисту енергосистеми за результатами моделювання роботи енергосистеми в умовах аварійних режимів, проведення випробувань та тестувань щодо дій в умовах аварійних режимів, а також практики застосування Плану в різних ситуаціях та відповідного досвіду інших ОСП синхронної області.
2.4. План захисту енергосистеми розробляється ОСП та підлягає перегляду не рідше одного разу на 5 років, крім необхідності позачергового перегляду у разі:
введення в експлуатацію нових генеруючих одиниць, що можуть бути задіяні в ньому;
виведення з експлуатації генеруючих одиниць, які були задіяні у ньому;
приєднання нових значних користувачів до мереж ОСП/ОСР, які мають вплив на його реалізацію;
зміни конфігурації мереж ОСП, що впливає на нього;
введення в експлуатацію нових міждержавних ліній електропередачі, що впливає на нього;
настання ситуації в ОЕС України, не передбаченої в ньому, на основі результатів моделювання роботи енергосистеми в умовах аварійних режимів, проведених випробувань та тестувань щодо дій в умовах аварійних режимів, а також практики застосування Плану захисту енергосистеми в різних ситуаціях та відповідного досвіду ОСП суміжних держав;
якщо при виникненні, розвитку та ліквідації аварійного режиму зафіксовані обставини, не передбачені Планом захисту енергосистеми, або дії автоматичних пристроїв чи оперативного персоналу будь-якого рівня диспетчерського управління згідно з Планом захисту енергосистеми за результатами розслідування відповідного технологічного порушення виявились недостатньо ефективними.
Під час регулярного перегляду Плану захисту енергосистеми ОСП повинен враховувати:
стан розвитку його мережі з моменту останнього перегляду або першої розробки;
можливості нового обладнання, встановленого в системах передачі та розподілу з моменту останнього перегляду або першої розробки;
значних користувачів, обладнання яких було введене в експлуатацію з моменту останнього перегляду або першої розробки, їхні можливості та відповідні пропоновані послуги;
проведені випробування та аналіз системних подій;
експлуатаційні дані, зібрані в нормальному режимі та після порушень.
ОСП повинен переглядати відповідні заходи свого Плану захисту енергосистеми перед будь-якою суттєвою зміною конфігурації мережі.
Зміни до Плану захисту енергосистеми вносяться за ініціативою ОСП після консультацій з Регулятором.
2.5. ОСП залучає для консультацій ОСР, відповідних користувачів системи передачі/розподілу, значних користувачів, у яких виникають зобов’язання брати участь у передбачених ОСП заходах захисту/відновлення ОЕС України, регуляторні органи, суміжний ОСП та інший ОСП у його синхронній області під час процесу складання та/або перегляду ОСП Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення.
2.6. ОСП повинен впровадити заходи, передбачені Планом захисту енергосистеми, які мають бути впроваджені в системі передачі. Він повинен надалі підтримувати впроваджені заходи.
2.6.1. ОСП повинен повідомити приєднаних до системи передачі ОСР про заходи, включно з кінцевими термінами впровадження, що підлягають впровадженню:
на установках ОСР відповідно до Плану захисту енергосистеми;
{Абзац другий підпункту 2.6.1 пункту 2.6 глави 2 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
на установках значних користувачів, визначених відповідно до Плану захисту енергосистеми, і приєднаних до їхніх систем розподілу;
на установках надавачів послуг із захисту, приєднаних до їхніх систем розподілу;
на установках ОСР, приєднаних до їхніх систем розподілу.
2.6.2. ОСП повинен повідомити значних користувачів, визначених відповідно до Плану захисту енергосистеми, або постачальників послуг із захисту, безпосередньо приєднаних до системи передачі, про заходи, які мають бути впроваджені на їхніх електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.
{Підпункт 2.6.2 пункту 2.6 глави 2 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
2.6.3. ОСП повинен безпосередньо повідомити значних користувачів, визначених відповідно до Плану захисту енергосистеми, постачальників послуг із захисту чи ОСР, приєднаних до систем розподілу, про заходи, які мають бути впроваджені на їхніх установках, включно з кінцевими термінами їх впровадження. Він повинен інформувати відповідного ОСР про таке повідомлення.
2.6.4. Після отримання повідомлення від ОСП ОСР повинен невідкладно повідомити значних користувачів, постачальників послуг із захисту та ОСР, приєднаних до його системи розподілу, про заходи Плану захисту енергосистеми, які вони повинні впровадити на їхніх відповідних електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.
2.6.5. Кожен повідомлений ОСР, значний користувач і постачальник послуг із захисту повинен:
впровадити заходи, повідомлені відповідно до Плану захисту енергосистеми , протягом 12 місяців з дати повідомлення;
підтвердити впровадження заходів відповідному Оператору, що надав повідомлення. Якщо відповідний Оператор є ОСР, він повинен повідомити ОСП про таке підтвердження;
підтримувати заходи, впроваджені на його електроустановках.
2.6.6. Кожен ОСР, якого стосується впровадження відключення навантаження при зниженні частоти на своєму обладнанні, повинен раз на рік оновлювати повідомлення для відповідного Оператора, що надав повідомлення, зазначене у підпункті 2.6.5 цього пункту. Таке повідомлення має містити значення частоти, за яких ініціюється відключення нетто-навантаження, і відсоток нетто-навантаження, яке відключають при досягненні кожного з таких значень.
2.6.7. ОСП повинен здійснювати моніторинг належного впровадження відключення навантаження при зниженні частоти на основі щорічного письмового повідомлення, зазначеного в підпункті 2.6.6 цього пункту, а також на основі даних про впровадження електроустановок ОСП, де це можливо.
2.7. Доведення Плану захисту енергосистеми до відома користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту, здійснюється ОСП у такому порядку:
1) згідно з Планом захисту енергосистеми РДЦ ОСП розробляють інструкції для свого регіону, якими мають керуватися користувачі системи передачі/розподілу;
2) на підставі отриманих від РДЦ ОСП інструкцій користувачі системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальники послуг із захисту, розробляють власні інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики, у яких визначають координацію дій власного оперативного персоналу з оперативним персоналом інших суб’єктів господарювання, які беруть участь у цьому процесі, та послідовність дій із захисту підпорядкованих об’єктів. Інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики погоджуються з РДЦ ОСП. Перелік окремих об’єктів електроенергетики, по яких інструкції погоджуються з РДЦ ОСП визначаюся РДЦ ОСП та доводяться до користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальників послуг із захисту;
3) інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики мають визначати ознаки та величини, що характеризують аварійні режими, та відповідні дії оперативного персоналу та ПА у разі:
втрати стійкості енергосистеми або її частини;
підвищення або зниження частоти;
підвищення або зниження напруги;
порушення режиму допустимих перетоків у контрольованих перетинах енергосистеми;
перевантаження (перевищення допустимих струмових навантажень) елементів електричної мережі;
виникнення коливань активної потужності;
порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв’язку, каналів передачі даних;
4) в інструкції з захисту об’єктів електроенергетики для захищених споживачів окремо зазначаються умови обмеження, відключення електропостачання та тривалість залучення до виконання Плану захисту енергосистеми;
5) у разі внесення ОСП змін до Плану захисту енергосистеми кожен із користувачів системи передачі/розподілу, який бере участь у його виконанні, зокрема постачальник послуг із захисту, зобов’язаний привести у відповідність до цих змін інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики у строк, установлений ОСП у відповідному супровідному листі;
6) ОСП визначає режим доступу користувачів системи передачі/розподілу до Плану захисту енергосистеми з урахуванням їх участі у його виконанні.
Користувачі системи передачі/розподілу зобов’язані надавати ОСП інформацію, що необхідна для розробки Плану захисту енергосистеми, а ОСП має забезпечити її конфіденційність.
2.8. При виконанні Плану захисту енергосистеми ОСП може залучати користувачів системи передачі/розподілу в рамках заходів, які передбачені пунктом 2.3 цієї глави, та протягом часу відповідно до ситуації, яка склалась в енергосистемі.
2.9. У доповнення до заходів захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту відповідно до пунктів 3.2 - 3.3, підпункту 3.4.1 пункту 3.4 глави 3 цього розділу ОСП повинен активувати процедуру Плану захисту енергосистеми, якщо:
система залишається в аварійному режимі після застосування всіх необхідних коригувальних дій і відсутні доступні заходи для відновлення нормального режиму системи;
аналіз операційної безпеки вказує на необхідність застосування відповідних заходів з Плану захисту енергосистеми додатково до активованих коригувальних дій.
2.10. Під час застосування ОСП Плану захисту енергосистеми користувач системи передачі/розподілу зобов’язаний без будь-якої затримки виконувати інструкції та процедури згідно з Планом захисту енергосистеми, відповідні оперативні команди і розпорядження ОСП.
2.11. Активація заходів, визначених у Плані захисту енергосистеми, які мають вплив на системи передачі суміжних держав, має бути узгоджена з відповідним ОСП суміжної держави.
2.12. Принципи взаємодії ОСП з упровадження заходів Плану захисту енергосистеми з ОСП суміжних держав визначаються у відповідних операційних угодах, що стосуються питань операційної безпеки та регламентують умови паралельної роботи енергосистем цього ОСП.
ОСП, за відповідним запитом суміжного ОСП в аварійному режимі, повинен надати через міждержавні перетини будь-яку посильну допомогу суміжному ОСП, що подав запит, за умови, що це не призведе до аварійного режиму або режиму системної аварії в системі передачі або в енергосистемах суміжних держав.
Якщо допомогу необхідно надавати через міждержавні лінії електропередачі постійного струму, вона може полягати у здійсненні таких дій з урахуванням технічних характеристик і здатності системи ПСВН:
заходи з ручного регулювання передаваної активної потужності, щоб допомогти ОСП в аварійному режимі привести перетоки потужності в межі операційної безпеки або частоту суміжної синхронної області - у межі частоти системи в передаварійному режимі;
функції автоматичного регулювання передаваної активної потужності на основі сигналів і критеріїв;
автоматичне регулювання частоти при роботі в острівному режимі;
регулювання напруги та реактивної потужності;
будь-які інші доцільні дії.
2.13. ОСП може відключити будь-який елемент системи передачі, що має вплив на паралельну роботу енергосистеми суміжних держав, з дотриманням таких вимог:
відключення має бути узгоджене з ОСП суміжної держави;
відключення не призведе до аварійного режиму або режиму системної аварії в енергосистемах суміжних держав.
2.14. За виняткових обставин, що включають порушення меж операційної безпеки, для запобігання ризикам загрози життю і здоров’ю персоналу або ймовірності пошкодження обладнання ОСП може без узгодження ОСП суміжної держави відключити будь-який елемент системи передачі, що має транскордонний вплив, у тому числі міждержавну лінію електропередачі. Протягом 30 днів після інциденту ОСП має підготувати звіт, що містить детальне пояснення про обґрунтованість, реалізацію та наслідки таких дій, та надати його Регулятору, а також відповідним ОСП (принаймні англійською мовою) та користувачам системи передачі/розподілу, що зазнали впливу від такого відключення.
2.15. Загальний порядок дій та взаємодії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальники послуг із захисту під час ліквідації аварійних режимів (у тому числі при настанні надзвичайної ситуації в ОЕС України) повинен бути спрямований на:
запобігання розвитку аварійного режиму;
відновлення в найкоротший термін електроживлення споживачів та якості електричної енергії;
зняття в найкоротший термін обмежень з допустимих величин навантажень контрольованих перетинів та джерел генерації;
створення максимально надійної післяаварійної схеми електричної мережі або окремих її частин;
з’ясування стану устаткування, відключення якого відбулося під час аварійної або надзвичайної ситуації в ОЕС України, і можливості введення його в роботу.
Користувачі системи передачі/розподілу, задіяні в заходах, що передбачені Планом захисту енергосистеми, повинні діяти відповідно до погоджених з РДЦ ОСП інструкцій.
2.16. Для запобігання порушенню операційної безпеки разом з упровадженими коригувальними діями, що передбачені розділом V цього Кодексу, за результатами проведення аналізу операційної безпеки ОСП повинен впроваджувати заходи Плану захисту енергосистеми, залучаючи користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту в обсягах та тривалістю, які необхідні для забезпечення надійного режиму роботи енергосистеми.
ОСП залучає користувачів системи передачі/розподілу до виконання Плану захисту енергосистеми шляхом:
регулювання поточної потужності генеруючих одиниць;
включення/відключення генеруючих одиниць;
зміни режиму роботи УЗЕ;
застосування заходів з обмеження споживання (ГОЕ, ГОП) при виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України.
2.17. У разі загрози настання форс-мажорних обставин, що за своїм спрямуванням та розвитком можуть спричинити аварійний режим роботи системи передачі, ОСП вживає заходів щодо запобіганню або мінімізації його наслідків шляхом:
надання відповідного попередження про впровадження Плану захисту енергосистеми суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України за ієрархічною структурою та, у разі загрози настання системної аварії, інформування Регулятора, відповідних центральних та місцевих органів виконавчої влади про характер ймовірної загрози, силу її впливу та прогнозну тривалість;
приведення резервних пунктів управління, каналів зв’язку, джерел резервного живлення у стан підвищеної готовності;
приведення схеми електричної мережі до схеми нормального режиму.
Дії щодо виконання зазначених заходів, які є заходами раннього попередження та реагування, а також порядок взаємодії з центральними органами виконавчої влади, на яких покладені функції координації з ліквідації наслідків впливу форс-мажорних обставин, мають бути визначені відповідними інструкціями суб’єктів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України.
3. Заходи Плану захисту енергосистеми
3.1. Заходи захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту:
1) автоматичні протиаварійні заходи з захисту енергосистеми здійснюються пристроями релейного захисту та автоматики обладнання електричних мереж, а також системами ПА ОЕС України.
Пристрої РЗА та ПА діють без втручання оперативного персоналу та мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів щодо чутливості, швидкодії, вибірковості та надійності;
2) ПА повинна забезпечувати в ОЕС України:
попередження часткового чи повного знеструмлення енергосистеми;
попередження втрати стійкості електростанцій, енергосистеми або її частини;
усунення асинхронних режимів;
обмеження зниження/підвищення частоти або напруги;
3) автоматичне запобігання та/або ліквідація порушення стійкості ОЕС України, зокрема, забезпечуються такими видами ПА:
автоматичне запобігання порушенню стійкості (АЗПС);
автоматична ліквідація асинхронних режимів (АЛАР);
автоматичне обмеження зниження/підвищення частоти (АОЗЧ/АОПЧ);
автоматичне обмеження зниження/підвищення напруги (АОЗН/АОПН);
автоматичне обмеження перевантаження обладнання (АОПО);
автоматичне частотне розвантаження (АЧР);
спеціальна автоматика відключення навантаження (САВН);
автоматичне виділення блока електростанції на власні потреби (АВВП);
автоматичне відділення на збалансоване навантаження електростанцій (АВЗН);
4) пристрої ПА, що призначені для АЗПС, повинні виявляти аварійне збурення за фактом фіксації:
перевищення заданого порога зміни електричних параметрів контрольованої мережі (потужності, струму або кута між векторами фаз напруги);
перевищення заданого значення частоти чи напруги або швидкості їх зміни в точках електричної мережі, що контролюються ПА;
наявності та параметрів несиметрії електричної мережі;
спрацювання пристроїв релейного захисту;
вимикання/вмикання вимикачів, що контролюються ПА.
За зазначеними параметрами та/або подіями або їх сукупністю пристроями АЗПС формуються керуючі дії та передаються на виконавчі пристрої.
Аварійне збурення зазначених параметрів і подій, керуючі дії ПА та реакція на них виконавчих пристроїв мають автоматично фіксуватися в реальному часі реєстраторами аварійних подій;
5) АОЗЧ або АОПЧ мають забезпечувати живучість ОЕС України в разі виникнення в енергосистемі чи окремих її частинах дефіциту або профіциту активної потужності, внаслідок чого частота відхиляється за межі мінімального або максимального допустимого значення.
АЧР є одним із видів АОЗЧ і спрямоване на ліквідацію дефіциту активної потужності в енергосистемі або її окремій частині за рахунок відключення частини споживачів у заздалегідь визначених обсягах та черговості;
6) АОЗН або АОПН має забезпечувати автоматичне регулювання напруги за допомогою використання оперативно керованих енергоблоків, УЗЕ, перемикачів відгалужень автотрансформаторів під навантаженням, пристроїв повздовжнього та поперечного регулювання, засобів компенсації реактивної потужності, а також включення/відключення шунтувальних реакторів або ліній електропередачі;
7) пристрої АЛАР мають забезпечувати виявлення та ліквідацію асинхронних режимів окремих генераторів, електростанцій та/або частин енергосистеми та установлюватися на елементах мережі, що пов’язують окремі частини енергосистеми, по яких можливий асинхронний режим у точках, що забезпечують мінімізацію небалансу після ділення, і діяти на припинення асинхронного режиму зміною балансу активної потужності або діленням енергосистеми на несинхронно працюючі частини з забороною всіх видів АПВ вимкнених повітряних ліній;
8) САВН має забезпечувати:
збереження стійкості в контрольованих внутрішніх і міждержавних перетинах під час їх роботи з недостатнім (нижче нормативного) запасом стійкості при відключенні найбільш завантажених повітряних ліній перетину або генерації в дефіцитній частині;
ліквідацію (попередження) технологічних порушень в ОЕС України в разі недопустимого зниження напруги;
ліквідацію недопустимого струмового перевантаження обладнання електричних мереж напругою 110 кВ і вище;
9) АВВП та АВЗН мають забезпечити живучість електростанції, оснащеної цією автоматикою, для подальшого розвороту енергоблоків інших електростанцій ОЕС України;
10) основні керуючі дії систем ПА, що забезпечують запобігання та/або ліквідацію порушення стійкості ОЕС України, відповідно до призначення системи ПА спрямовуються на:
розвантаження/завантаження за активною та реактивною потужністю генеруючих одиниць, УЗЕ;
відключення/включення генераторів, УЗЕ;
вимкнення навантаження;
ділення енергосистеми;
виділення енергоблока на власні потреби;
виділення електростанції на збалансоване навантаження;
11) оперативний персонал користувачів системи передачі/розподілу не повинен втручатися в роботу пристроїв РЗА та ПА. Порядок дій оперативного персоналу у разі відмови автоматичних пристроїв ПА визначається Планом захисту енергосистеми.
3.2. Заходи, що застосовуються при зниженні частоти:
1) у разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,8 Гц, незважаючи на вичерпання РПЧ та дію аРВЧ, ОСП має невідкладно:
з’ясувати причини зниження частоти та оцінити потреби в регулюванні потужності для її відновлення;
підняти навантаження генераторів, використовуючи обертовий резерв;
задіяти необхідні резерви потужності;
2) у разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,6 Гц, незважаючи на вжиті заходи, ОСП має здійснити такі заходи:
запустити резервні гідроагрегати;
перевести оборотні гідроагрегати ГАЕС з насосного режиму до генераторного;
перевести гідроагрегати в режим генерації активної потужності, якщо вони працювали в режимі СК;
збільшити генерацію електричної потужності теплових електростанцій, що працюють у теплофікаційному режимі, за рахунок зменшення теплового навантаження в допустимих межах експлуатації теплових мереж;
завантажити енергоблоки до максимально допустимих меж;
тимчасово перевантажити елементи електричних мереж до максимально допустимих меж;
ввести в роботу зупинені генеруючі одиниці, котли та турбіни яких ще перебувають у гарячому стані;
відкласти планове технічне обслуговування генеруючих одиниць, УЗЕ;
ввести (протягом часу аварійної готовності) в роботу обладнання електричних мереж, що впливає на величину та надійність видачі потужності електростанцій;
підготувати схеми мережі 110/150 кВ для застосування СГАВ;
3) якщо частота в ОЕС України не відновлюється до значення рівного або більшого ніж 49,6 Гц, незважаючи на попередньо вжиті протиаварійні заходи, ОСП має вжити надзвичайні заходи щодо примусового зменшення величини споживаної потужності.
4) у разі зниження частоти в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,2 Гц відновлення частоти має здійснюватися в найкоротший термін шляхом виконання таких заходів:
вимкнення споживачів дією АЧР;
вимкнення споживачів шляхом застосування САВН, СГАВ;
відключення від мережі або виділення на збалансоване навантаження певних видів генерації при рівнях частоти, яка є небезпечною для обладнання генеруючих одиниць;
5) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються при зниженні частоти, має відбуватися згідно з Планом захисту енергосистеми.
3.2.1. Схема автоматичного регулювання у випадку зниження частоти, передбачена Планом захисту енергосистеми, повинна містити АЧР при зниженні частоти та налаштування режиму (LFSM-U) в області РЧП ОСП.
У Плані захисту енергосистеми ОСП повинен передбачити активацію режиму (LFSM-U) перед активацією АЧР при зниженні частоти, якщо це дозволяє швидкість зміни частоти.
3.2.2. ОСП і ОСР перед активацією АЧР повинні передбачити, щоб УЗЕ, що підключені до їх мереж та здійснюють відбір електричної енергії:
автоматично перемикалися в режим відпуску впродовж періоду часу та з уставкою активної потужності, встановленими ОСП у Плані захисту енергосистеми;
або
якщо УЗЕ не здатна перемикатися впродовж періоду часу, встановленого ОСП у Плані захисту енергосистеми, автоматично відключати таку УЗЕ, що діє як навантаження.
3.2.3. ОСП повинен встановити у Плані захисту енергосистеми порогові значення частоти, за яких має відбуватися автоматичне перемикання або відключення УЗЕ. Такі порогові значення частоти повинні бути нижчі або дорівнювати граничній частоті системи передачі, що знаходиться в аварійному режимі і повинні бути вищі за граничну частоту обов’язкового початкового рівня відключення навантаження.
Перш ніж активувати схему автоматичного відключення навантаження при зниженні частоти, і за умови, що це дозволяє швидкість зміни частоти, ОСП повинен безпосередньо або через відповідного ОСР надавати оперативні команди постачальникам послуг із захисту щодо активації управління попитом на електричну енергію, та:
перемкнути УЗЕ, що діють як навантаження, у режим відпуску з уставкою активної потужності, встановленою ОСП у Плані захисту енергосистеми;
або
якщо УЗЕ не здатна перемикатися настільки швидко, щоб стабілізувати частоту, відключити таку УЗЕ у ручному режимі.
3.2.4. У разі впровадження АЧР при зниженні частоти ОСП та ОСР повинен:
1) уникати встановлення навмисної затримки часу на додачу до часу спрацювання реле й автоматичних вимикачів;
2) мінімізувати відключення генеруючих одиниць, особливо тих, що забезпечують інерцію;
3) обмежити ризик того, що схема призведе до відхилень перетоків потужності та відхилень напруги за межі операційної безпеки.
Якщо ОСР не може виконати зазначені вимоги в пунктах 2 і 3, він повинен повідомити ОСП і запропонувати вимогу, яка має застосовуватися. ОСП спільно з ОСР повинні встановити застосовні вимоги на основі спільного аналізу витрат і вигід.
3.2.5. АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми може передбачати відключення навантаження на основі градієнта частоти за умови, що АЧР:
1) активується тільки:
коли відхилення частоти перевищує максимальне відхилення частоти в усталеному режимі, а градієнт частоти перевищує значення при еталонному інциденті;
доки частота не досягне частоти обов'язкового початкового рівня відключення навантаження,
2) відповідає вимогам пункту 3.6 глави 3 розділу III цього Кодексу;
3) необхідне та виправдане для ефективного підтримання операційної безпеки.
3.2.6. Якщо АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми передбачає відключення нетто навантаження на основі градієнта частоти, як описано в пункті 3.2.5 цієї глави, ОСП повинен подати Регулятору, протягом 30 днів з моменту впровадження, звіт з детальним поясненням причин, ходу впровадження та наслідків такого заходу.
3.2.7. ОСП може передбачити в АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми додаткові кроки відключення нетто навантаження нижче обов'язкового кінцевого рівня відключення навантаження згідно з вимогами пункту 3.6 глави 3 розділу III цього Кодексу.
3.2.8. ОСП має право впроваджувати додаткові схеми захисту системи, які активуються при частоті, що нижча або дорівнює частоті обов'язкового кінцевого рівня відключення навантаження, і які спрямовані на пришвидшення процесу відновлення. ОСП повинен забезпечити, щоб такі додаткові схеми далі не погіршували частоту.
3.3. Заходи, що застосовуються при підвищенні частоти:
1) якщо частота в ОЕС України підвищується до значення вищого ніж 50,2 Гц, незважаючи на дію аРВЧ, ОСП має невідкладно:
з’ясувати причини підвищення частоти та оцінити потреби в регулюванні потужності для її відновлення;
знизити навантаження генераторів, використовуючи обертовий резерв;
зупинити гідроагрегати ГАЕС, що працюють у режимі генератора, та/або запустити їх у насосний режим;
розвантажити генеруючі одиниці, що виробляють електричну енергію з альтернативних джерел енергії;
визначити можливість тимчасового перевантаження елементів електричних мереж до максимально допустимих меж;
2) якщо, незважаючи на попередньо вжиті заходи, частота в ОЕС України підвищується вище 50,3 Гц, її відновлення здійснюється в найкоротший строк шляхом:
відключення працюючих гідроагрегатів;
відключення генеруючих одиниць, що виробляють електричну енергію з альтернативних джерел енергії;
відключення енергоблоків теплових електростанцій та розвантаження атомних електростанцій;
3) якщо, незважаючи на вжиті заходи, частота в ОЕС України підвищується вище 50,5 Гц, ОСП повинен ураховувати спрацьовування ПА на відключення частини енергоблоків атомних електростанцій та застосувати заходи для недопущення можливого аварійного зниження частоти у разі такого спрацювання;
4) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються при підвищенні частоти, має відбуватися згідно з Планом захисту енергосистеми.
3.3.1. Схема автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти Плану захисту енергосистеми повинна призводити до автоматичного зниження загальної активної потужності, що подається в кожну область регулювання.
3.3.2. ОСП, після консультацій з ОСП синхронної області, повинен визначити наступні параметри схеми автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти:
порогові значення частоти для її активації;
коефіцієнт зниження інжекції активної потужності.
3.3.3. ОСП повинен розробити схему автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти з урахуванням можливостей генеруючих одиниць у LFSM-O та УЗЕ у своїй області регулювання. Якщо LFSM-O відсутній або недостатній для виконання вимог підпункту 3.3.2 цього пункту, ОСП повинен додатково налаштувати покрокове лінійне відключення генеруючих потужностей у своїй області регулювання частоти та потужності. ОСП також повинен встановити максимальний розмір кроків відключення генеруючих одиниць та/або систем ПСВН після консультацій з ОСП синхронної області.
3.4. Заходи, що застосовуються у разі відхилення напруги:
1) при зниженні напруги в контрольних точках ОЕС України нижче мінімальної межі припустимих діапазонів, що визначені відповідно до пункту 9.3 глави 9 розділу V цього Кодексу, що призводить до порушення меж операційної безпеки та спричиняє виникнення аварійного режиму, ОСП має невідкладно з’ясувати причини зниження напруги та здійснити один або декілька з таких заходів:
відключення частини шунтувальних реакторів;
підвищення напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними РПН;
зміна топології мережі ОЕС України;
підвищення видачі реактивної потужності генеруючими одиницями;
переведення агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим генерації;
переведення УЗЕ в режим відпуску;
переведення частини гідрогенераторів у режим СК;
направлення запиту до ОСП суміжних держав щодо підвищення рівня напруги у прилеглих до міждержавного перетину підстанціях;
примусове зменшення електроспоживання у вузлах (їх аварійне розвантаження) при зниженні напруги у вузлах до недопустимих значень;
2) при підвищенні напруги в системі передачі вище максимальної межі допустимих діапазонів, які визначені відповідно до пункту 9.3 глави 9 розділу V цього Кодексу, що призводить до порушення меж операційної безпеки та спричиняє виникнення аварійного режиму роботи енергосистеми системи передачі, ОСП має невідкладно з’ясувати причини підвищення напруги та здійснити один або декілька з таких заходів:
включення шунтувальних реакторів;
зниження напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними РПН;
зміна топології мережі ОЕС України;
зниження видачі реактивної потужності генеруючими одиницями;
відключення гідрогенераторів, працюючих у режимі СК;
переведення агрегатів ГАЕС з режиму відпуску електричної енергії в мереж у насосний режим;
переведення УЗЕ в режим відбору.
3) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються у разі відхилення напруги, має відбуватися відповідно до Плану захисту енергосистеми.
3.4.1. Автоматична схема проти лавиноподібного падіння напруги Плану захисту енергосистеми може включати в себе одну або більше таких схем, залежно від результатів оцінювання безпеки системи ОСП:
схема відключення навантаження при зниженні напруги;
схема блокування перемикача відгалужень під навантаженням;
схеми захисту системи для управління напругою.
3.4.2. Крім випадків, коли за результатами оцінювання відповідно до підпункту 3.4.1 цього пункту необов'язково впроваджувати схему блокування, щоб запобігти лавиноподібному падінню напруги в області регулювання ОСП, ОСП повинен встановити умови, за яких перемикач відгалужень під навантаженням блокуватиметься, у тому числі принаймні:
метод блокування (на місці чи віддалено з диспетчерського пункту);
порогове значення напруги в точці приєднання;
напрямок перетоку реактивної потужності;
максимальний часовий інтервал між виявленням порогового значення та блокуванням.
3.5. Заходи, що застосовуються для захисту енергосистеми шляхом регулювання споживання електричної енергії та потужності:
1) при розробленні Плану захисту енергосистеми ОСП має врахувати протиаварійні заходи з примусового зменшення величини споживаної електричної енергії та/або потужності або відключення користувачів системи передачі/розподілу для упередження порушення сталої роботи енергосистеми та надзвичайні заходи у разі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України, згідно з вимогами глави 14 розділу V цього Кодексу;
2) при практичній реалізації Плану захисту енергосистеми шляхом застосування різних, але рівних за кінцевим ефектом заходів, перевага має надаватися заходам, що не передбачають аварійні обмеження споживання електричної енергії та/або потужності;
3) протиаварійні заходи з примусового зменшення величини споживаної електричної енергії та/або потужності для упередження та усунення порушення сталої роботи ОЕС України застосовуються у разі перевищення допустимих струмових навантажень елементів мережі або порушення режимів граничних перетоків контрольованих перетинів та/або порушення балансу виробництва та споживання потужності в ОЕС України або окремих її частинах, що супроводжується зниженням частоти і напруги, та призводить до аварійного режиму.
Якщо реалізація протиаварійних заходів відповідно до Плану захисту енергосистеми виявилася неефективною, при виникненні хоча б одного з наведених у пункті 14.2 глави 14 розділу V цього Кодексу критеріїв настання надзвичайної ситуації в ОЕС України застосовуються надзвичайні заходи, визначені у пункті 14.3 глави 14 розділу V цього Кодексу;
4) заходи, зазначені у підпункті 3 цього пункту, можуть реалізовуватись шляхом:
автоматичного відключення навантаження (АЧР, САВН, локальні пристрої ПА);
обмеження (часткового зменшення) величини споживаної електричної енергії та/або потужності на вимогу ОСП (ГОЕ, ГОП);
оперативного (ручного) відключення навантаження оперативним персоналом ОСП або ОСР за оперативною командою ОСП (ГАВ, ГПВ).
Зазначені у цьому пункті заходи можуть застосовуватися окремо або одночасно в будь-якій комбінації.
3.6. Заходи, що застосовуються у разі порушення синхронного режиму роботи окремих частин ОЕС України та/або електростанцій:
1) асинхронний режим роботи в ОЕС України виникає у разі порушення статичної або динамічної стійкості, спричиненого одним або декількома з таких факторів:
перевантаження елементів перетинів основної мережі понад рівень, максимально допустимий за умов стійкості;
аварійне відключення генеруючої одиниці значної потужності;
коротке замикання не усунене за розрахунковий час внаслідок відмови комутаційних апаратів або пристроїв РЗА;
відмова або недостатня ефективність дії ПА;
несинхронне включення ліній електропередачі або генераторів;
робота енергосистеми або її частини з недопустимо низькою напругою на генераторах і в основній мережі;
відключення одного або кількох завантажених елементів перетинів основної мережі;
робота з недопустимо низькою частотою;
2) у разі виникнення в ОЕС України коливань струму, напруги та активної потужності диспетчер повинен вжити заходів для їх припинення відповідно до Плану захисту енергосистеми;
3) у разі асинхронного режиму роботи електростанцій відносно енергосистеми асинхронний режим має ліквідуватись автоматикою АЛАР шляхом зниження її генерації або відключення ЛЕП видачі потужності;
4) у разі порушення стійкості окремих частин енергосистеми асинхронний режим має ліквідуватися АЛАР через відділення цих частин від основної мережі в точках встановлення пристроїв АЛАР;
5) у разі відмови або відсутності пристроїв АЛАР черговий персонал електростанцій та підстанцій самостійно (через 1 - 2 хвилини) виконує розділення енергосистеми відповідно до інструкцій Плану захисту енергосистеми;
6) при виникненні незагасаючих коливань потужності через несправність або некоректну роботу систем збудження генеруючої одиниці оперативний персонал генеруючої одиниці має самостійно розвантажити по активній потужності та завантажити по реактивній потужності генеруючу одиницю до ліквідації незагасаючих коливань та негайно повідомити про це ОСП.
3.7. Процедура регулювання перетоків потужності Плану захисту енергосистеми повинна передбачати комплекс заходів для регулювання перетоків потужності поза межами операційної безпеки.
3.8. ОСП має право встановлювати уставку активної потужності, яку повинен підтримувати кожен значний користувач, задіяний у Плані захисту енергосистеми, за умови урахування технічних обмежень значного користувача. ОСП має право встановлювати уставку активної потужності, яку повинен підтримувати кожен постачальник послуг із захисту, за умови, що такий захід застосовується до них відповідно до Плану захисту енергосистеми, якщо така уставка враховує технічні обмеження постачальників послуг із захисту. Значні користувачі та постачальники послуг із захисту повинні невідкладно виконувати інструкції, видані ОСП прямо або опосередковано через ОСР, і повинні підтримувати відповідний стан до отримання подальших інструкцій. У разі видачі прямих інструкцій ОСП повинен невідкладно повідомити про це відповідним ОСР.
3.9. ОСП має право відключати значних користувачів і постачальників послуг із захисту прямо або опосередковано через ОСР. Значні користувачі і постачальники послуг із захисту повинні залишатися відключеними до отримання подальших інструкцій. У разі прямого відключення значного користувача ОСП повинен невідкладно повідомити про це відповідним ОСР. Упродовж 30 днів з моменту події ОСП повинен підготувати звіт із докладним поясненням причин, ходу реалізації та впливу такої дії та подати його Регулятору.
3.10. Для регулювання планового сальдо-перетоку потужності по міждержавних перетинах ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію аварійної допомоги від ОСП суміжних держав;
коригування погодженого графіка обміну електричної енергії;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, СГАВ.
3.11. Для регулювання перетоку по внутрішніх контрольованих перетинах ОЕС України ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць, що мають найбільший вплив на контрольований перетин;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, САВН, СГАВ.
3.12. При перевищенні допустимої величини видачі потужності електростанцією або окремими генеруючими одиницями типу C та D у ремонтних (післяаварійних) схемах прилеглої мережі ОСП повинен:
перевірити коректну роботу автоматики з розвантаження та/або відключення генеруючої одиниці (у разі її спрацювання);
оперативно розвантажити генеруючу одиницю до заданої величини потужності.
При перевищенні видачі потужності електростанцією або окремою генеруючою одиницею персонал електростанції має негайно повідомити про це ОСП.
3.13. Для недопущення перевантаження елемента системи передачі по струму ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць, що мають найбільший вплив на елемент мережі;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, САВН, СГАВ.
4. Відновлення режиму роботи енергосистеми після режиму системної аварії
4.1. Якщо реалізація заходів Плану захисту енергосистеми виявилася неефективною, розвиток аварійного режиму може призвести до режиму системної аварії.
4.2. Залежно від масштабів системної аварії може мати місце часткове (місцеве) знеструмлення, коли припинено роботу лише частини енергосистеми, або повне знеструмлення, коли знеструмлено всю енергосистему. В обох випадках пріоритетними є дії з якнайшвидшого повного відновлення нормального режиму роботи енергосистеми.
4.3. ОСП має забезпечувати вжиття всіх необхідних заходів, що дозволять швидко та ефективно відновити роботу енергосистеми в разі часткового чи повного знеструмлення.
4.4. Відновлення режиму роботи ОЕС України після системної аварії має здійснюватися відповідно до Плану відновлення, який є складовою частиною Плану захисту енергосистеми.
4.5. Для відновлення ОЕС України використовуються генеруючі одиниці та об’єкти диспетчеризації ОСП та ОСР, які визначені у Плані відновлення. При настанні системної аварії персонал генеруючої одиниці має приступити до підготовчих операцій з пуску енергоблоків визначених генеруючих одиниць. ОСП та ОСР мають приступити до підготовки мережі для відновлення роботи ОЕС України чи окремої її частини. Синхронізація енергоблоків з ОЕС України та набір їх навантаження здійснюється тільки за оперативною командою ОСП.
4.6. Відновлення роботи енергосистеми може бути здійснено за участю та з використанням:
усіх наявних електростанцій, здатних до автономного пуску, для подачі живлення в частину ОЕС України (електростанції пуску після системної аварії) на підставі договорів про надання допоміжних послуг із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій;
усіх наявних електростанцій (енергоблоків), здатних до продовження живлення своїх власних потреб після відключення від електричної мережі;
усіх наявних електростанцій, здатних до продовження живлення виділеного вузла навантаження;
елементів системи передачі та систем розподілу, які мають забезпечити синхронізацію окремих частин ОЕС України та підключення до них вузлів навантаження;
технічних можливостей енергосистем суміжних держав;
наявних засобів телекомунікації та джерел резервного живлення користувачів системи передачі/розподілу, які визначені у Плані відновлення.
4.7. Відновлення роботи ОЕС України або її частини шляхом використання електропостачання із зовнішнього джерела можна здійснювати лише за наявності розгалужених електричних зв’язків з енергосистемами суміжних держав та укладених ОСП з операторами синхронної області регулювання відповідних угод щодо забезпечення електропостачання для відновлення ОЕС України або її частини (регіону) у разі знеструмлення під час системної аварії в ОЕС України.
З цією метою ОСП повинен визначити можливість електропостачання від енергосистем суміжних держав та укласти відповідні угоди щодо забезпечення електропостачання у разі знеструмлення під час системної аварії в ОЕС України.
Порядок взаємодії та проведення консультацій з ОСП суміжних держав у процесі складання та/або перегляду ОСП Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення для можливості надання аварійної допомоги в рамках відповідних операційних угод, регіональної координації визначається відповідно до вимог цього Кодексу.
5. Порядок розробки та застосування Плану відновлення
5.1. План відновлення розробляється та затверджується ОСП після консультацій з ОСР, значними користувачами, Регулятором, суміжним ОСП та іншим ОСП його синхронної області, доводиться до відома всіх визначених ним учасників та підлягає перегляду не рідше одного разу на 5 років, крім випадків перегляду у разі:
введення в експлуатацію нових генеруючих одиниць, які можуть бути задіяні у відновленні енергосистеми;
виведення з експлуатації генеруючих одиниць, які були задіяні у відновленні енергосистеми;
приєднання нових значних користувачів до мереж ОСП, які мають вплив на його реалізацію;
зміни конфігурації мереж ОСП, що на нього впливає;
введення в експлуатацію нових міждержавних ліній електропередачі, що на нього впливає.
5.2. План відновлення має передбачати найбільш імовірні прогнозні варіанти ліквідації системної аварії в ОЕС України або її частинах, у тому числі внаслідок негативного впливу явищ природного та техногенного характеру.
Під час розроблення Плану відновлення ОСП повинен враховувати принаймні такі елементи:
режими (параметри) та можливості навантаження і генерації;
конкретні потреби значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження та відновлення електропостачання;
характеристики електричної мережі системи передачі та електричних мереж приєднаних систем розподілу.
5.3. Відновлення роботи ОЕС України або її частин має бути гнучким і передбачати альтернативні шляхи ліквідації системної аварії, а також обов’язкове резервування (дублювання) обладнання, що використовується в ліквідації системної аварії.
5.4. При визначенні шляхів відновлення після системної аварії керуються такими вимогами:
наявність альтернативних шляхів відновлення з незалежних джерел для кожного об’єкта;
пропускна спроможність шляху відновлення забезпечує мінімальну потужність, необхідну для відновлення роботи об’єкта;
відсутність можливості виникнення самозбудження синхронних енергоблоків у разі включення розвантаженої магістральної лінії;
відсутність можливості підвищення рівнів напруги вище допустимих значень у системі передачі під час визначення шляхів відновлення;
забезпечується необхідна чутливість пристроїв релейного захисту;
забезпечується необхідний резерв активної потужності для регулювання частоти в енергосистемі в допустимих межах;
забезпечується можливість управління навантаженням.
5.5. План відновлення має містити:
умови його активації;
порядок отримання інформації від користувачів системи передачі/розподілу, включених до нього, зокрема постачальників послуг з відновлення, щодо оперативного та технічного стану генеруючих одиниць, елементів електричних мереж та засобів телекомунікації, що беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми;
дії ОСП з його активації;
заходи, що підлягають консультаціям та координації в режимі реального часу з ОСП суміжних держав;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСП на його установках;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСР, і перелік ОСР, відповідальних за впровадження відповідних заходів у системі розподілу;
перелік заходів, що слід впровадити значним користувачам, та перелік значних користувачів, відповідальних за впровадження відповідних заходів на своєму устаткуванні;
перелік значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), визначених з дотриманням вимог порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого Кабінетом Міністрів України, до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження та відновлення електропостачання, та умов їх відключення та відновлення електропостачання;
перелік підстанцій, що задіяні в заходах з відновлення ОЕС України;
перелік електростанцій в області регулювання ОСП, необхідних для відновлення живлення в ОЕС України або її частині з використанням висхідної стратегії відновлення електропостачання, здатних до автономного пуску, швидкої повторної синхронізації та острівного режиму роботи;
кінцеві терміни виконання кожного заходу з відновлення;
процедуру повторної синхронізації;
процедуру регулювання частоти;
процедуру відновлення електропостачання;
порядок призначення відповідального за управління частотою при відновленні синхронної роботи енергосистеми;
можливі варіанти відновлення за допомогою: електростанцій, здатних до автономного пуску, для подачі живлення в енергосистему (електростанції пуску після системної аварії); електростанцій (енергоблоків), здатних до продовження живлення своїх власних потреб після відключення від електричної мережі; електростанцій, здатних до продовження живлення виділеного вузла навантаження; енергосистем суміжних держав;
схемно-режимні заходи реалізації заходів з відновлення ОЕС України;
вимоги щодо балансування навантаження з метою підтримання відповідних рівнів напруги та частоти в кожному окремому енерговузлі енергосистеми;
вимоги щодо забезпечення можливості відключення релейним захистом пошкодженого елементу мережі у процесі відновлення ОЕС України та її частин;
перелік місць синхронізації на основних транзитних зв’язках між регіонами ОЕС України, а також між ОЕС України та енергосистемами суміжних держав;
вимоги до засобів телекомунікації, у тому числі до сумісності систем голосового зв’язку, та їх резервного живлення;
вимоги до диспетчерських центрів та підстанцій щодо їх забезпечення автономними резервними джерелами електропостачання з визначенням мінімального часу забезпечення безперервної роботи цих об’єктів від автономних джерел;
порядок дій оперативного персоналу у разі часткової або повної втрати диспетчерського та технологічного зв’язку під час ліквідації системної аварії.
Заходи, передбачені у Плані відновлення повинні відповідати таким принципам:
вони повинні мати мінімальний вплив на користувачів системи передачі/розподілу;
вони повинні бути економічно ефективними;
тільки необхідні заходи підлягають активації;
вони не повинні призводити до аварійного режиму або режиму системної аварії в суміжних об’єднаних системах передачі.
5.6. ОСП повинен попередньо повідомляти про заходи з відновлення режиму роботи енергосистеми, що будуть міститися у Плані відновлення включно з кінцевими термінами їх впровадження, на опрацювання ОСР, відповідним користувачам системи передачі/розподілу, які будуть задіяні у відновленні енергосистеми, зокрема постачальникам послуг з відновлення, які приєднані безпосередньо до системи передачі з метою підготовки їх електроустановок до реалізації заходів Плану відновлення.
5.7. РДЦ ОСП та кожен із користувачів системи передачі/розподілу, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, зокрема постачальники послуг з відновлення, мають на підставі Плану відновлення складати відповідні місцеві (регіональні) Плани відновлення та/або відповідні інструкції, які визначають координацію дій власного оперативного персоналу з оперативним персоналом інших суб’єктів господарювання, які беруть участь у цьому процесі, та послідовність дій з відновлення на підпорядкованих об’єктах.
У випадках, передбачених законодавством, ОСП повинен безпосередньо повідомити значних користувачів, постачальників послуг з відновлення та ОСР, приєднаних до систем розподілу, і поінформувати відповідних ОСР про таке повідомлення.
У випадку коли ОСП повідомляє відповідного ОСР згідно з пунктом 5.6 цієї глави, ОСР, у свою чергу, повинен невідкладно повідомити значних користувачів, постачальників послуг з відновлення та ОСР, приєднаних до його системи розподілу, про заходи Плану відновлення, які вони повинні впровадити на їхніх відповідних електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.
Кожен повідомлений ОСР, значний користувачі і постачальник послуг з відновлення повинен:
впровадити повідомлені заходи протягом 12 місяців з дати повідомлення;
підтвердити впровадження заходів відповідному Оператору, що надав повідомлення. Якщо відповідний Оператор є ОСР, він повинен повідомити ОСП про таке підтвердження;
підтримати заходи, впроваджені на його електроустановках.
5.8. Місцевий (регіональний) План відновлення має містити окремі вказівки щодо відновлення режиму роботи енергосистеми в умовах відсутності зв’язку з ОСП.
5.9. У разі внесення ОСП змін до Плану відновлення кожен із користувачів системи передачі/розподілу, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, зокрема постачальник послуг з відновлення, має привести у відповідність до цих змін місцеві (регіональні) Плани відновлення та/або інструкції в термін, встановлений ОСП у супровідному листі.
5.10. Інформація наведена у Плані відновлення є конфіденційною. Режим доступу користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, до цієї інформації з урахуванням їх участі у відновленні режиму роботи енергосистеми, визначає ОСП.
Користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, не мають права відмовити ОСП в наданні інформації, необхідної для розробки Плану відновлення, у тому числі віднесеної до конфіденційної інформації.
ОСП забезпечує конфіденційність інформації, отриманої від користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, що використовується ним для розробки Плану відновлення.
5.11. На запит ОСП відповідні користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, зобов’язані надати письмове підтвердження можливості режиму роботи генеруючого обладнання електростанцій:
що залишаються в роботі з виділенням генеруючого обладнання на власні потреби або здатних до продовження живлення виділеного енерговузла під час системної аварії;
здатних до автономного пуску.
На підставі інформації, отриманої від користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, ОСП складає перелік наявних генеруючих одиниць, що здатні до автономного пуску. У разі включення таких електростанцій до Плану відновлення вони мають надавати ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій.
Участь користувачів системи передачі/розподілу, що є ПДП, у відновленні функціонування ОЕС України після системної аварії здійснюється на засадах надання ДП відповідно до вимог цього Кодексу та на підставі договорів, укладених з ОСП згідно з Правилами ринку.
5.12. Користувачі системи передачі/розподілу мають терміново повідомляти ОСП про аварійні режими роботи їх електроустановок, настання явищ незворотної та непереборної сили, що можуть призвести до аварійної ситуації, наслідком якої може бути системна аварія.
6. Порядок активації та впровадження Плану відновлення
6.1. ОСП повинен впровадити процедури Плану відновлення в координації з ОСР та значними користувачами, визначеними у пункті 5.5 глави 5 цього розділу, зокрема постачальниками послуг з відновлення, у випадках якщо:
система передачі знаходиться в аварійному режимі згідно з умовами, визначеними у пункті 2.3 глави 2 розділу V цього Кодексу, як тільки система передачі буде стабілізована після активації заходів Плану захисту енергосистеми;
система передачі знаходиться в режимі системної аварії згідно з умовами, визначеними у пункті 2.4 глави 2 розділу V цього Кодексу.
У разі впровадження заходів Плану відновлення ОСП має оформити його відповідним чином в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП із зазначенням основних причин, часу настання та орієнтовного терміну дії системної аварії та передати інформацію для відповідного реагування суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України.
6.2. У процесі реалізації Плану відновлення ОСП повинен визначити та відслідковувати:
розмір та межі синхронізованої області або синхронізованих областей, що належать до його зони регулювання;
ОСП, з якими він поділяє синхронізовану область або синхронізовані області;
наявні резерви активної потужності області (областей) регулювання.
6.3. Активація заходів Плану відновлення, що мають значний вплив на енергосистеми суміжних держав, має бути узгоджена з відповідним ОСП суміжної держави.
6.4. Кожен ОСР та значний користувач, визначений у пункті 5.5 глави 5 цього розділу, зокрема кожен постачальник послуг з відновлення, повинен невідкладно та відповідно до процедур, визначених Планом відновлення, виконувати надані ОСП оперативні команди та розпорядження з його реалізації.
6.5. Користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, які отримали оперативні команди або розпорядження ОСП, мають діяти відповідно до місцевого (регіонального) Плану відновлення та/або інструкції із захисту окремих об’єктів електроенергетики.
У разі повного знеструмлення обладнання та за відсутності зв’язку ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, які задіяні у відновленні режиму роботи енергосистеми, мають діяти відповідно до місцевого (регіонального) Плану відновлення та/або інструкції із захисту окремих об’єктів електроенергетики.
6.6. Якщо за оцінкою ОСП ситуація потребує дій, що не передбачені Планом відновлення, ОСП має право вносити зміни до порядку та послідовності дій при відновленні режиму роботи енергосистеми та надавати відповідні оперативні команди та розпорядження користувачам системи передачі/розподілу, зокрема постачальникам послуг з відновлення, які задіяні в цьому процесі, з відповідною фіксацією таких оперативних команд та розпоряджень в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП.
6.7. ОСП завершує виконання заходів за Планом відновлення після заживлення власних потреб усіх електростанцій та включення генераторів електростанцій на синхронну роботу в ОЕС України, що дозволило заживити понад 50 % споживання в контрольованій ОСП області регулювання, та оформлює таке завершення відповідним записом в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП. Про завершення здійснення заходів за Планом відновлення ОСП невідкладно повідомляє користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, які брали участь у виконанні заходів Плану відновлення.
6.8. Подальша робота з ліквідації наслідків аварійної ситуації, що призвела до аварійного режиму або системної аварії, здійснюється згідно з Планом захисту енергосистеми та до досягнення мети, що визначена у пункті 2.2 глави 2 цього розділу.
7. Випробування на відповідність і періодичний перегляд Плану відновлення
7.1. ОСП повинен переглядати заходи свого Плану відновлення на основі випробувань методом комп'ютерного моделювання з використанням даних, отриманих від ОСР, визначених відповідно до пункту 5.5 глави 5 цього розділу, та постачальників послуг з відновлення, принаймні кожні п'ять років.
ОСП повинен визначити такі випробування методом моделювання у відповідній процедурі випробувань, що охоплює принаймні:
схему відновлення електропостачання постачальниками послуг з відновлення зі здатністю до автономного пуску або до роботи в острівному режимі;
живлення основних допоміжних систем генеруючих одиниць;
процес повторного підключення навантаження;
процес повторної синхронізації мереж в острівному режимі.
7.2. Якщо ОСП вважає за необхідне для забезпечення ефективності Плану відновлення, ОСП повинен провести випробування частин Плану відновлення в реальних умовах у координації з ОСР, визначеними відповідно до пункту 5.5 глави 5 цього розділу, та постачальниками послуг з відновлення. ОСП повинен визначити, після консультацій з ОСР та постачальниками послуг з відновлення, такі випробування в реальних умовах у відповідній процедурі випробувань.
7.3. ОСП повинен принаймні раз на 5 років переглядати свій План відновлення, щоб оцінити його ефективність.
7.4. ОСП повинен переглядати відповідні заходи свого Плану відновлення згідно з пунктом 7.1 цієї глави і перевіряти їхню ефективність перед будь-якою суттєвою зміною конфігурації мережі.
7.5. Якщо ОСП виявить необхідність у внесенні змін до заходів Плану відновлення, він повинен внести зміни до свого Плану відновлення та впровадити відповідні заходи свого Плану відновлення.
8. Відновлення електропостачання
8.1. Процедура відновлення електропостачання Плану відновлення повинна передбачати комплекс заходів, що дає змогу ОСП застосовувати:
низхідну стратегію відновлення електропостачання;
висхідну стратегію відновлення електропостачання.
Висхідна стратегія відновлення електропостачання процедури відновлення електропостачання повинна включати принаймні такі заходи:
управління відхиленнями напруги та частоти, пов'язаними з відновленням електропостачання;
моніторингу та регулювання роботи в острівному режимі;
повторної синхронізації областей з острівним режимом роботи.
8.2. ОСП, при впровадженні процедури відновлення електропостачання повинен визначити стратегію, яка підлягає застосуванню, беручи до уваги:
наявність джерел живлення, здатних забезпечити відновлення електропостачання в області регулювання;
очікувану тривалість і ризики можливих стратегій відновлення електропостачання;
стан електроенергетичної системи;
стан безпосередньо приєднаних систем, у тому числі стан міждержавних перетинів;
значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів);
можливість поєднання висхідної та низхідної стратегій відновлення електропостачання.
8.3. ОСП, при застосуванні низхідної стратегії відновлення електропостачання, повинен керувати приєднанням навантаження та генеруючих потужностей з метою регулювання частоти для досягнення номінальної частоти з максимальним допустимим значенням відхилення частоти в усталеному режимі.
ОСП повинен застосовувати умови приєднання навантаження та генеруючих потужностей, визначені відповідальним за управління частоти, якщо вона призначена відповідно до глави 10 цього розділу.
8.4. ОСП, при застосуванні висхідної стратегії відновлення енергопостачання, повинен керувати приєднанням навантаження та генеруючих потужностей з метою регулювання частоти до цільової частоти, встановленої відповідно до пункту 9.1.3 глави 8 цього розділу.
8.5. Під час відновлення електропостачання ОСП повинен, після консультацій з ОСР, встановити та повідомити величину нетто навантаження, що підлягає повторному підключенню до мереж систем розподілу.
ОСР повинен повторно підключити повідомлену величину нетто навантаження з дотриманням блокового навантаження та урахуванням автоматичного повторного підключення навантаження та генеруючих потужностей в його мережі.
8.6. ОСП повинен повідомити суміжного ОСП про свою здатність підтримувати низхідну стратегію відновлення електропостачання.
8.7. ОСП, при активації низхідної стратегії відновлення електропостачання, повинен звернутися до суміжного ОСП із запитом про підтримання відновлення електропостачання. Така підтримка може полягати в наданні допомоги в забезпеченні активною потужністю.
Суміжний ОСП, який отримав запит, повинен надати таку допомогу у відновленні електропостачання, крім випадків, коли це може призвести до аварійної ситуації або режиму системної аварії в їхніх системах. У такому разі ОСП, який звернувся із запитом, повинен використовувати висхідну стратегію відновлення електропостачання.
9. Регулювання частоти під час відновлення
9.1. Процедура регулювання частоти
9.1.1. Процедура управління частотою Плану відновлення, повинна передбачати комплекс заходів, спрямованих на відновлення частоти в системі до номінальної частоти.
9.1.2. ОСП повинен активувати свою процедуру регулювання частоти:
під час підготовки процедури повторної синхронізації, коли синхронна область поділена на кілька синхронізованих регіонів;
{Абзац другий підпункту 9.1.2 пункту 9.1 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
у випадку відхилення частоти в синхронній області;
у випадку відновлення електропостачання.
9.1.3. Процедура регулювання частоти повинна принаймні включати:
перелік дій з налаштування регулятора частоти та потужності перед призначенням відповідальних за управління частоти;
призначення відповідальних за управління частоти;
встановлення цільової частоти у випадку застосування висхідної стратегії відновлення електропостачання;
регулювання частоти в разі відхилення частоти;
регулювання частоти після поділу синхронної області;
визначення величини навантаження і генеруючих потужностей, які підлягають повторному підключенню, з урахуванням доступних резервів активної потужності в синхронізованому регіоні, щоб уникнути значних відхилень частоти.
{Абзац сьомий підпункту 9.1.3 пункту 9.1 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
9.2. Призначення відповідального за управління частотою
9.2.1. Під час відновлення системи, якщо синхронна область поділена на кілька синхронізованих зон, ОСП у кожному синхронізованому регіоні повинен призначити відповідального за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 цього пункту.
{Підпункт 9.2.1 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
9.2.2. Під час відновлення системи, якщо синхронна область не поділена, але частота в системі перевищує граничні значення частоти для передаварійного режиму, ОСП у синхронній області повинен призначити відповідального за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 цього пункту.
9.2.3. ОСП з найвищим, оціненим у режимі реального часу К-фактором для області/блока РЧП, повинен бути призначений відповідальним за управління частотою, крім випадків, коли ОСП у синхронізованому регіоні або в синхронній області домовився призначити відповідальним за управління частотою іншого ОСП. У такому випадку ОСП у синхронізованому регіоні або синхронній області повинен враховувати такі критерії:
{Абзац перший підпункту 9.2.3 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
обсяг доступних резервів активної потужності і, особливо, РВЧ;
вільну пропускну спроможність міждержавних перетинів;
доступність результатів вимірювань частоти ОСП у синхронізованому регіоні або в синхронній області;
{Абзац підпункту 9.2.3 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
доступність результатів вимірювань на критичних елементах у синхронізованому регіоні або в синхронній області.
{Абзац підпункту 9.2.3 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 , № 2061 від 09.12.2025 }
9.2.4. ОСП у синхронній зоні може призначити попередньо визначеного відповідального за управління частотою, якщо це дозволяють розмір відповідного синхронізованого регіону та ситуація у режимі реального часу.
{Підпункт 9.2.4 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
9.2.5. ОСП, призначений відповідальним за управління частотою згідно з підпунктами 9.2.1 - 9.2.2 пункту 9.2 цієї глави, повинен невідкладно повідомити іншого ОСП у синхронній області про своє призначення.
9.2.6. Призначений відповідальний за управління частотою повинен виконувати свою функцію до моменту:
призначення іншого відповідального за управління частоти в його синхронізованому регіоні;
{Абзац другий підпункту 9.2.6 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
призначення нового відповідального за управління частотою в результаті повторної синхронізації його синхронізованого регіону з іншим синхронізованим регіоном;
{Абзац третій підпункту 9.2.6 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
синхронна область повністю повторно синхронізована, частота в системі перебуває в межах стандартного діапазону частот і регулятор частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронній області, повернувся до нормального режиму роботи.
9.3. Регулювання частоти у випадку відхилення частоти
9.3.1. Під час відновлення системи, якщо був призначений відповідальний за управління частоти відповідно до підпункту 9.2.3 пункту 9.2 цієї глави, ОСП у синхронній області, крім відповідального з управління частотою, повинен передусім призупинити ручну активацію РВЧ та РЗ.
9.3.2. Відповідальний за управління частотою повинен встановити, після консультацій з іншим ОСП у синхронній області, режим роботи, застосовний до регулятора частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронній області.
9.3.3. Відповідальний за управління частотою повинен керувати ручною активацією РВЧ та РЗ у синхронній області з метою регулювання частоти в синхронній області в межах номінальних значень частоти та з урахуванням меж операційної безпеки. За запитом, кожний ОСП у синхронній області повинен надавати підтримку відповідальному за управління частотою.
9.4. Регулювання частоти після поділу синхронної області
9.4.1. Під час відновлення системи, коли був призначений відповідальний за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 пункту 9.2 цієї глави, ОСП у кожному синхронізованому регіоні, за винятком відповідального за управління частотою, повинен передусім призупинити ручну активацію РВЧ та РЗ.
{Підпункт 9.4.1 пункту 9.4 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
9.4.2. Відповідальний за управління частотою повинен встановити, після консультацій з іншими ОСП у синхронізованому регіоні, режим роботи, застосовний до регулятора частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронізованому регіоні.
{Підпункт 9.4.2 пункту 9.4 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
9.4.3. Відповідальний за управління частотою повинен керувати ручною активацією РВЧ та РЗ у синхронізованому регіоні з метою регулювання частоти в синхронізованому регіоні в межах цільової частоти, встановленої відповідальним за повторну синхронізацію і з урахуванням меж операційної безпеки. Якщо в синхронізованому регіоні не призначений відповідальний за повторну синхронізацію, відповідальний за управління частотою повинен намагатися регулювати частоту в межах номінальних значень частоти. За запитом кожний ОСП у синхронізованому регіоні повинен надавати підтримку відповідальному за частотою.
{Підпункт 9.4.3 пункту 9.4 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
10. Повторна синхронізація
10.1. Процедура повторної синхронізації Плану відновлення повинна передбачати принаймні:
призначення відповідального за повторну синхронізацію;
заходи, що дають змогу ОСП застосувати стратегію повторної синхронізації;
максимальні значення відхилень кута зсуву фаз, частоти та напруги для з'єднувальних ліній.
10.2. Призначення відповідального за повторну синхронізацію
10.2.1. Під час відновлення системи, якщо два синхронізованих регіони можуть бути повторно синхронізовані без загрози для операційної безпеки систем передачі, відповідальні за управління частоти в таких синхронізованих регіонах повинні призначити відповідального за повторну синхронізацію після консультацій принаймні з ОСП, що визначений (визначені) як потенційний відповідальний за повторну синхронізацію відповідно до підпункту 10.2.2 цього пункту. Кожен відповідальний за управління частоти повинен невідкладно повідомити ОСП у своєму синхронізованому регіону про призначення відповідального за повторну синхронізацію.
{Підпункт 10.2.1 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
10.2.2. Для кожної пари синхронізованих регіонів, які підлягають повторній синхронізації, відповідальним за повторну синхронізацію повинен бути ОСП, що:
{Абзац перший підпункту 10.2.2 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
має в експлуатації принаймні одну підстанцію, обладнану паралельним комутаційним пристроєм на межі двох синхронізованих регіонів, що підлягають повторній синхронізації;
{Абзац другий підпункту 10.2.2 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
має доступ до результатів вимірювань частоти в обох синхронізованих регіонах;
{Абзац третій підпункту 10.2.2 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
має доступ до результатів вимірювань напруги на підстанціях, між якими розташовані потенційні точки повторної синхронізації;
здатний регулювати напругу в потенційних точках повторної синхронізації.
10.2.3. Якщо кілька ОСП відповідають критеріям, зазначеним у підпункті 10.2.2 цього пункту, ОСП з найбільшою кількістю потенційних точок повторної синхронізації між двома синхронізованими регіонами повинен бути призначений відповідальним за повторну синхронізацію, якщо тільки відповідальні за управління частоти двох синхронізованих регіонів не домовилися призначити відповідальним за повторну синхронізацію іншого ОСП.
{Підпункт 10.2.3 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
10.2.4. Призначений відповідальний за повторну синхронізацію повинен виконувати цю функцію до моменту:
призначення іншого відповідального за повторну синхронізацію у двох синхронізованих регіонах;
{ Абзац другий підпункту 10.2.4 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }
або
коли два синхронізованих регіони повторно синхронізовані і виконані всі вимоги пункту 10.3 цієї глави.
{Абзац підпункту 10.2.4 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
10.3. Стратегія повторної синхронізації
10.3.1. Перед повторною синхронізацією відповідальний за повторну синхронізацію повинен:
1) встановити, з дотриманням граничних значень, зазначених у пункті 10.1 цієї глави:
цільове значення частоти для повторної синхронізації;
максимальну різницю частоти між двома синхронізованими регіонами;
{Абзац третій підпункту 1 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
максимальне значення перетоків активної та реактивної потужності;
режим роботи, застосовний до РПЧ;
2) вибрати точку повторної синхронізації, враховуючи межі операційної безпеки в синхронізованих регіонах;
{Підпункт 2 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
3) визначити та підготувати всі дії, необхідні для повторної синхронізації двох синхронізованих регіонів у точці повторної синхронізації;
{Підпункт 3 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
4) визначити та підготувати комплекс подальших дій, спрямованих на створення з'єднань між синхронізованими регіонами;
{Підпункт 4 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
5) оцінити готовність синхронізованих регіонів до повторної синхронізації, враховуючи умови, визначені в пункті 1 цього підпункту.
{Підпункт 5 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
10.3.2. Під час виконання завдань, відповідно до підпункту 10.3.1 цього пункту, відповідальний за повторну синхронізацію повинен консультуватися з відповідальними за управління частоти у відповідних синхронізованих регіонах і щодо завдань, перерахованих у пунктах 2 - 5, він також повинен консультуватися з ОСП, в управлінні якого перебувають підстанції, що використовуються для повторної синхронізації.
{Підпункт 10.3.2 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
10.3.3. Кожен відповідальний за управління частоти повинен без необґрунтованої затримки повідомити ОСП у своєму синхронізованому регіоні про планову повторну синхронізацію.
{Підпункт 10.3.3 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }
10.3.4. У разі виконання всіх умов, встановлених відповідно до пункту 1 підпункту 10.3.1 цього пункту, відповідальний за повторну синхронізацію повинен здійснити повторну синхронізації шляхом активації дій, встановлених відповідно до пунктів 3 та 4 підпункту 10.3.1 цього пункту.
{Розділ VIII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
IX. Надання/використання допоміжних послуг оператору/оператором системи передачі
1. Загальні положення
1.1. 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 потужностей в енергосистемі. Для забезпечення сталої і надійної роботи ОЕС України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів ОСП придбаває/використовує відповідні ДП. ДП з регулювання частоти та потужності, а також напруги та реактивної потужності призначені для упередження виникнення аварійних режимів і, відповідно, упередження спрацювання протиаварійної автоматики і являють собою відповідний процес.
{Пункт 1.1 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
1.2. Користувачі системи передачі/розподілу можуть надавати ОСП допоміжні послуги, перелік яких визначений у Правилах ринку.
1.3. Вимоги до електроенергетичного обладнання, необхідного для забезпечення належного надання:
допоміжних послуг з надання РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ - визначені у главі 8 розділу V цього Кодексу;
{Абзац другий пункту 1.3 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 , № 677 від 06.05.2025 }
допоміжної послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономний пуск) - визначені у підпункті 2 пункту 2.7 глави 2 розділу III цього Кодексу;
допоміжної послуги з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, яка передбачає компенсацію реактивної потужності синхронним генератором з метою підтримання заданих ОСП рівнів напруги в контрольованих вузлах ОЕС України в режимі, коли виробництво активної потужності не здійснюється. Діапазони максимальної реактивної потужності, яка може бути використана для регулювання напруги, визначаються за результатами випробувань у процесі перевірки ПДП.
1.4. Новозбудовані генеруючі одиниці та УЗЕ типу В, С та D, а також генеруючі одиниці типу В, С та D, що пройшли реконструкцію або технічне переоснащення, мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК).
{Пункт 1.4 глави 1 розділу IX в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
1.5. ГЕС та ГАЕС, приєднана потужність яких більша 200 МВт, що мають технічну спроможність регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК для області регулювання ОЕС України, повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК.
1.6. Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов'язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України після особливої системної аварії, затвердженому ОСП.
{Пункт 1.6 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
1.7. Правилами ринку визначаються умови оплати ДП, відбору постачальників ДП, умови моніторингу надання ДП та санкції за ненадання або неякісне надання ДП.
1.8. Потенційні ПДП повинні пройти перевірку та продемонструвати ОСП, що електроустановки їх об’єктів, за допомогою яких надаються ДП, відповідають технічним вимогам до ДП, що встановлені цим Кодексом, шляхом успішного проходження випробувань одиниць надання ДП з отриманням відповідного свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.
{Пункт 1.8 глави 1 розділу ІХ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }
1.9. Випробування повинні проходити всі електроустановки ПДП, за допомогою яких надаються або планується надання ДП.
1.10. Випробування проводяться відповідно до Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу та який містить, зокрема:
порядок перевірки ПДП (потенційного ПДП);
порядок проведення випробувань одиниць надання ДП;
{Абзац третій пункту 1.10 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
взаємовідносини, права та обов’язки учасників процесу перевірки та випробувань;
вимоги щодо періодичності підтвердження відповідності вимогам цього Кодексу щодо надання ДП;
процедуру оскарження результатів перевірки та випробувань електроустановок ПДП.
1.11. Для електроустановок, що проходять випробування, необхідні для приєднання до мереж системи передачі/розподілу, дозволяється одночасне проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП), щодо надання ДП за умови дотримання вимог цього розділу та Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок ПДП.
{Пункт 1.11 глави 1 розділу ІХ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }
1.12. Реєстрація ОСП ПДП після успішного проходження процесу перевірки та укладення договорів про ДП між ОСП та ПДП здійснюється відповідно до Правил ринку.
{Глава 1 розділу IX в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }
{Главу 2 розділу IX виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }
{Главу 3 розділу IX виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }
{Главу 4 розділу IX виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }
2. Вимоги до моніторингу надання ДП
2.1. Одиниця надання ДП, якою забезпечується РПЧ повинна забезпечити надання ОСП (у тому числі за вимогою ОСП у режимі реального часу з циклічністю не більше 1 секунди) значення активної потужності з мітками часу та значення статизму регулятора.
2.2. Одиниця надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ повинна гарантувати, що активація РВЧ/РЗ може бути перевірена/контрольована. З цією метою одиниця надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ повинна бути здатна надавати ОСП дані вимірювань у режимі реального часу у точці підключення або точці, що погоджена з ОСП, стосовно планової видачі активної потужності з міткою часу, миттєвої видачі активної потужності з міткою часу для кожної одиниці надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ, для кожної: генеруючої одиниці, УЗЕ, електроустановки об'єкта енергоспоживання, які входять до складу одиниці надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ з вихідною максимальною активною потужністю не меншою ніж 1 МВт.
2.3. ОСП повинен здійснювати моніторинг відповідності технічним вимогам РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ, вимогам до готовності цих резервів, вимогам до швидкості зміни навантаження і вимогам до приєднання щодо одиниць надання ДП.
2.4. ПДП зобов'язаний забезпечити на одиницях надання ДП поточний безперервний моніторинг участі кожної з одиниць надання ДП у наданні ДП в автоматизованому режимі. Моніторинг забезпечується поточною реєстрацією параметрів та характеристик регулювання з циклом не більше 1 секунди. Реєстрація всіх параметрів та характеристик має здійснюватися з міткою часу.
2.5. Для одиниць надання ДП, якими забезпечується РПЧ, підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:
частота електричного струму, Гц;
значення активної потужності енергоблока/гідроагрегату/одиниці відбору (одиниці споживання)/УЗЕ, які входять до складу одиниці надання ДП, МВт;
максимальна активна потужність, МВт;
мінімальна активна потужність, МВт;
уставка мертвої зони частотної характеристики, мГц;
уставка потужності обладнання, яким забезпечується РПЧ (без корекції по частоті), МВт;
стан введення/виведення РПЧ, «1» для РПЧ введено, «0» для РПЧ виведено;
уставка статизму, %;
стан заряду УЗЕ (якщо застосовано), %.
2.6. Для одиниць надання ДП, якими забезпечується аРВЧ підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:
статус, який вказує, що аРВЧ увімкнено або вимкнено, «1» для аРВЧ введено, «0» для аРВЧ виведено;
ознака, що обладнання (енергоблок/гідроагрегат/одиниця відбору (одиниця споживання)/УЗЕ) перебуває під управлінням ЦР САРЧП, «1» для обладнання під управлінням ЦР САРЧП, «0» для обладнання не під управлінням ЦР САРЧП;
активна потужність енергоблоків/гідроагрегатів/одиниць відбору (одиниць споживання)/УЗЕ, які входять до складу одиниці надання ДП, (не здійснюється для одиниць надання ДП, що є одиницями агрегації), МВт;
фактична активна потужність, МВт;
мінімальна активна потужність (нижня межа регулювання), МВт;
максимальна активна потужність (верхня межа регулювання), МВт;
значення прийнятої до виконання уставки, яка надійшла від ЦР САРЧП до АСКТП одиниці надання ДП, МВт;
стан заряду УЗЕ (якщо застосовано), %.
2.7. Для одиниць надання ДП, якими забезпечується рРВЧ/РЗ, підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:
активна потужність енергоблоків/гідроагрегатів та/або одиниць відбору (одиниць споживання)/УЗЕ, які входять до складу одиниці надання ДП, (не здійснюється для одиниць надання ДП, що є одиницями агрегації), МВт;
максимальна активна потужність, МВт;
мінімальна активна потужність, МВт;
фактична активна потужність, МВт;
стан заряду УЗЕ (якщо застосовно), %.
2.8. Для ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК підлягають реєстрації такі параметри:
виміряне значення напруги на шинах;
виміряне значення активної потужності гідроагрегату;
планове значення активної потужності гідроагрегату;
виміряне значення реактивної потужності гідроагрегату;
планове значення реактивної потужності гідроагрегату;
режим роботи гідроагрегату.
2.9. ПДП з РПЧ мають право об’єднувати відповідні дані визначені у пункті 2.5 цієї глави, для більше ніж однієї одиниці надання ДП з РПЧ, якщо максимальна потужність електроустановок у складі одиниці надання ДП нижче 1,5 МВт і можливе чітке підтвердження активації РПЧ. На вимогу ОСП щодо перевірки активації РПЧ ПДП з РПЧ повинен надати дані, що стосуються технічних пристроїв, які є частиною однієї і тієї ж одиниці надання ДП.
{Глава 2 розділу IX в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }
X. Інформаційно-технологічна система управління та обмін інформацією
1. Загальні принципи та вимоги до побудови інформаційно-технологічної системи управління
1.1. Інформаційно-технологічне забезпечення ОСП та інших суб’єктів оперативно-технологічного управління ОЕС України має забезпечити стійку та надійну роботу енергосистеми та ефективне функціонування ринку електричної енергії України.
Інформаційно-технологічне забезпечення ОСП має також забезпечувати взаємодію з іншими операторами системи передачі, сторонами ІТС механізму та ENTSO-E.
{Пункт 1.1 глави 1 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1305 від 11.10.2022 }
1.2. Інформаційно-технологічна система управління має відповідати таким основним принципам організації й побудови:
збір нормованих обсягів первинних контрольованих параметрів з багатоцільовим їх використанням;
дублювання збору особливо відповідальних параметрів;
організація пунктів первинного збору, оброблення та зберігання інформації;
взаємодія систем автоматичного регулювання процесів у нормальних і аварійних режимах в енергосистемі з автоматизованим оперативно-технологічним і комерційним управлінням (з урахуванням людського фактору під час керування);
побудова системи оброблення телеметричної інформації (телеінформації) з автоматичним формуванням математичної моделі, адекватної поточному стану електроенергетичної системи;
включення повного набору розрахункових модулів, що забезпечують виконання розрахунків усіх технологічних завдань, у тому числі й оптимізаційного характеру, з різним ступенем деталізації розрахункових схем;
організація роботи енергосистеми з урахуванням системних обмежень та обмежень щодо режиму роботи генеруючого обладнання.
1.3. Інформаційні системи, що функціонують у складі інформаційно-технологічної системи управління ОЕС України, мають різні призначення, структуру, склад апаратного та програмного забезпечення, але всі вони мають реалізовуватися з урахуванням таких загальних вимог:
висока надійність функціонування систем;
масштабованість системи, що дозволяє розвивати її в разі збільшення обсягів оброблюваних даних та/або в разі розширення кола розв’язуваних завдань;
висока швидкодія системи, що забезпечує прийнятний час реакції на фоні оброблення великих обсягів даних;
наявність потужної комунікаційної інфраструктури, що зв’язує суб’єкти ОЕС України;
забезпечення функціонування розподілених та інтегрованих баз даних;
забезпечення використання системи ідентифікації учасників ринку електричної енергії та залучених організацій синхронної області Континентальної Європи на базі системи ідентифікації EIC ENTSO-E;
{Пункт 1.3 глави 1 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }
ведення загальних довідників з використанням єдиної системи ідентифікації суб’єктів ОЕС України та об’єктів її технологічної інфраструктури, класифікатора енергетичних підприємств і організацій, загальноукраїнського класифікатора підприємств та організацій тощо;
захист від несанкціонованого доступу і забезпечення кібербезпеки та інформаційної безпеки передачі та зберігання даних, включаючи повний антивірусний захист.
{Абзац пункту 1.3 глави 1 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 }
1.4. До складу інформаційно-технологічної системи управління ОСП входять окремі системи формування, обробки, передачі та відображення даних:
автоматизована система диспетчерського управління (АСДУ);
автоматизована система управління технологічним процесом (далі - АСУ ТП) енергооб’єкта;
система моніторингу та контролю параметрів роботи ОЕС України;
система прогнозування та оперативного планування режиму роботи ОЕС України;
автоматизована інформаційна система щодо складу та стану основного високовольтного обладнання та пристроїв захисту, автоматики, управління, вимірювань та обліку електричної енергії системи передачі;
автоматизована інформаційна система поточних метеорологічних даних та прогнозів.
1.5. Ефективне функціонування ринку електричної енергії України має забезпечуватися відповідно до Правил ринку створенням та розвитком, зокрема, таких систем:
комерційного обліку електричної енергії;
розподілу пропускної спроможності міждержавних електричних мереж;
планування роботи ОЕС України на добу постачання;
купівлі-продажу допоміжних послуг;
адміністрування та здійснення розрахунків між учасниками ринку.
1.6. Власники складових частин системи формування, обробки, передачі та відображення даних, побудованої за багаторівневим та ієрархічним принципами, повинні забезпечити їх стале функціонування та розвиток.
1.7. Функціонування системи формування, обробки, передачі та відображення даних передбачає регламентований обмін інформацією (обов’язок передавати та право отримувати необхідну інформацію).
1.8. ОСП повинен забезпечити доступ громадськості до інформації шляхом її оприлюднення в обсягах, визначених Законом України «Про ринок електричної енергії», уповноваженими центральними органами виконавчої влади, Регулятором, Правилами ринку та цим Кодексом.
1.9. Інформація, обмін якою здійснюється у процесі функціонування ОЕС України та ринку електричної енергії та яка формує відповідні бази даних, має бути достовірною, повною, актуальною, безперервною, доступною для використання всіма заінтересованими сторонами, а також захищеною від несанкціонованого доступу.
1.10. Достовірність інформації досягається використанням первинних датчиків, що забезпечують нормований клас точності її отримання, та застосуванням методів і технологій обробки та передачі інформації, які забезпечують незмінність даних у процесі їх відображення та зберігання.
1.11. Інформація є повною, якщо вона забезпечує можливість реалізації покладеного на систему технологічного завдання та створює можливості для контролю і відновлення первинних даних у разі їх втрати.
1.12. Актуальність і безперервність інформації забезпечуються належним рівнем відповідності інформації вимогам поточного часу, періодичністю зняття інформації та послідовністю її передачі, а також обробки інформації для виконання кінцевого завдання.
2. Загальні вимоги щодо формування телекомунікаційних мереж технологічного зв’язку
2.1. Засоби телекомунікаційної мережі мають відповідати всім вимогам до засобів технологічного та диспетчерського зв’язку на об’єктах ОЕС України, встановленим відповідними нормативно-технічними документами.
2.2. ОСР та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні забезпечити гарантований якісний диспетчерський зв’язок та передачу технологічних даних відповідно до додатка 9 до цього Кодексу.
{Пункт 2.2 глави 2 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }
2.3. Для виключення впливу виробничої діяльності на діяльність по управлінню технологічними процесами електроенергетики у складі телекомунікаційної мережі повинні бути передбачені дві роздільні відповідні складові:
технологічна складова - призначена для забезпечення управління технологічними процесами у виробництві та передачі електричної енергії, оперативно-диспетчерського та оперативно-технологічного управління;
корпоративна складова - призначена для забезпечення виробничої (фінансової, комерційної та адміністративно-господарської) діяльності суб’єктів електроенергетики.
2.4. ОСР та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні забезпечити виконання вимог, які встановлює до телекомунікаційної мережі інформаційно-технологічна система управління ОЕС України, а саме:
забезпечення високої якості, захищеності і надійності телекомунікаційної мережі;
забезпечення необхідної пропускної здатності телекомунікаційної мережі;
забезпечення інтегрованого використання телекомунікаційної мережі для одночасної передачі голосу, телеінформації, даних обліку електричної енергії та комерційної інформації, оперативно-технологічної інформації;
забезпечення коефіцієнта готовності та часу відновлення працездатності мережі згідно з параметрами, встановленими відповідними нормативно-технічними документами;
забезпечення сталої роботи мережі, в разі виникнення пошкоджень, за рахунок резервування телекомунікаційних каналів та кільцевої структури мережі;
підтримання можливості як централізованого, так і локального управління всіма елементами мережі;
забезпечення відкритих і стандартизованих інтерфейсів, що надасть можливість взаємодії обладнання різних виробників;
забезпечення універсальності та модульності (універсальна платформа повинна мати модульну архітектуру, що буде дозволяти масштабувати її за необхідності і забезпечувати гнучкість ємності в рамках мережі);
забезпечення мультипротокольності;
забезпечення відповідності міжнародним стандартам.
2.5. Будівництво, реконструкція і технічне переоснащення телекомунікаційних мереж не мають призводити до зниження надійності та якості зв’язку.