Про затвердження Кодексу системи передачі

спрацювання пристроїв релейного захисту;

вимикання/вмикання вимикачів, що контролюються протиаварійною автоматикою.

За означеними 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 спеціальними засобами (регістраторами аварійних подій).

2.10. АОЗЧ або АОПЧ має забезпечувати живучість ОЕС України в разі аварійного виникнення в енергосистемі чи окремих її частинах дефіциту або надлишку 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.

2.11. АОЗН або АОПН має забезпечувати автоматичне регулювання напруги за допомогою використання оперативно керованих енергоблоків, перемикачів відгалужень автотрансформаторів під навантаженням, пристроїв повздовжнього та поперечного регулювання, засобів компенсації реактивної потужності, а також включення/відключення шунтуючих реакторів або ліній електропередачі.

2.12. 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 ділення енергосистеми на несинхронно працюючі частини із забороною всіх видів автоматичного повторного включення вимкнених повітряних ліній.

2.13. САВН має забезпечувати:

збереження стійкості в контрольованих внутрішніх і міждержавних перетинах під час їхньої роботи з недостатнім (нижче нормативного) запасом стійкості при відключенні найбільш завантажених повітряних ліній (далі - ПЛ) перетину або генерації в дефіцитній частині;

ліквідацію (попередження) технологічних порушень в електроенергетичній системі в разі неприпустимого зниження напруги;

ліквідацію неприпустимого струмового перевантаження обладнання електричних мереж напругою 110 кВ і вище.

2.14. АВВП та АВЗН мають забезпечити живучість електростанції, оснащеної цією автоматикою, для подальшого розвороту блоків інших електростанцій ОЕС України.

2.15. 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 потужностей;

відключення/включення генераторів;

вимкнення навантаження;

ділення енергосистеми;

виділення енергоблока на власні потреби;

виділення електростанції на збалансоване навантаження.

2.16. Оперативний персонал енергопідприємств та енергооб’єктів не повинен втручатися в роботу пристроїв РЗА та ПА.

Планом захисту енергосистеми має бути визначений порядок дій оперативного персоналу у разі відмови автоматичних пристроїв ПА.

2.17. Суб’єкти ринку електричної енергії зобов’язані надавати право використовувати наявні у них засоби телекомунікації та джерела резервного живлення об’єктів електроенергетики у разі включення таких засобів та обладнання до Плану захисту енергосистеми.

2.18. План захисту енергосистеми або окремі його частини вводиться ОСП у випадках загрози або виникнення в ОЕС України аварійного режиму роботи.

2.19. У разі настання обставин надзвичайної або непереборної сили природного та/або соціального характеру, що за своїм спрямуванням та розвитком можуть спричинити аварійний режим роботи системи передачі, ОСП має вжити заходів щодо запобігання аварійного режиму або мінімізації його наслідків шляхом:

надання відповідного системного попередження суб’єктам диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України за ієрархічною структурою та, у разі потреби, інформування Регулятора, відповідних центральних та місцевих органів виконавчої влади про характер ймовірної загрози, силу її впливу та прогнозовану 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 які покладені функції координації з ліквідації наслідків впливу обставин надзвичайної або непереборної сили, мають бути визначені відповідними інструкціями та положеннями суб’єктів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України.

2.20. ОСП зобов’язаний у разі необхідності, але не менше 1 разу на 3 роки, переглядати та оновлювати План захисту енергосистеми.

Необхідність позачергового внесення змін і доповнень до Плану захисту енергосистеми, постає у разі, якщо при виникненні, розвитку та ліквідації аварійного режиму були зафіксовані обставини, не передбачені Планом захисту енергосистеми, або дії автоматичних пристроїв чи диспетчерського та оперативно-виробничого персоналу будь-якого рівня управління згідно з Планом захисту енергосистеми за результатами розслідування відповідного технологічного порушення виявились недостатньо ефективними.

2.21. Виконання Плану захисту енергосистеми є обов’язковим для всіх суб’єктів електроенергетики, задіяних у ньому, а відмова від участі у Плані захисту енергосистеми або неналежне виконання передбачених у ньому положень і заходів, яке завдало шкоди енергосистемі або іншим Користувачам, є правопорушенням на ринку електричної енергії.

3.1. Заходи, які застосовуються при зниженні частоти

3.1.1. У разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,8 Гц, незважаючи на вичерпання резерву первинного регулювання та дію автоматичного вторинного регулювання 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.

3.1.2. У разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,6 Гц, незважаючи на заходи, вжиті відповідно до підпункту 3.1.1 цього пункту, ОСП має застосувати такі заходи:

запуск резервних гідроагрегатів;

перемикання реверсивних агрегатів ГАЕС із режиму закачування до режиму виробництва;

переведення гідроагрегатів у режим генерації активної потужності, якщо вони працювали в режимі синхронних компенсаторів;

збільшення генерації електричної потужності теплових електростанцій, що працюють у теплофікаційному режимі, за рахунок зменшення теплового навантаження у допустимих межах експлуатації теплових мереж;

завантаження енергоблоків до максимально допустимих меж;

тимчасове перевантаження елементів електричних мереж до максимально допустимих меж;

введення в роботу зупинених генеруючих потужностей, котли та турбіни яких ще перебувають у гарячому стані;

відкладення планового технічного обслуговування генеруючих потужностей;

введення (протягом часу аварійної готовності) в роботу обладнання електричних мереж, що впливає на величину та надійність видачі потужності електростанцій;

підготовку схеми мережі 110/150 кВ для застосування спеціальних графіків аварійного відключення.

3.1.3. Якщо частота в ОЕС України не відновлюється до значення рівного або більшого ніж 49,6 Гц, незважаючи на попередньо вжиті першочергові заходи, ОСП через 15 хвилин (час, необхідний для вживання першочергових заходів і оцінювання ходу ліквідації технологічного порушення) має задіяти заходи щодо примусового зменшення величини споживаної потужності (аварійне розвантаження).

3.1.4. У разі зниження частоти в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,2 Гц оперативний персонал енергооб’єктів повинен за підтвердженням/командою диспетчера вищого рівня управління приступити до її підвищення шляхом відключення електроустановок споживачів згідно з графіками аварійних відключень споживачів електричної енергії (далі - ГАВ).

3.1.5. У разі зниження частоти в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,0 Гц відновлення частоти має здійснюватися в найкоротший термін засобами ПА, що передбачають, але не виключно:

відключення споживачів;

відключення від мережі або виділення на збалансоване навантаження певних видів генерації;

ділення ОЕС України на несинхронні зони.

3.1.6. Якщо, незважаючи на всі заходи, вжиті відповідно до підпунктів 3.1.1-3.1.5 цього пункту, частота в ОЕС України або окремих її частинах знижується та залишається на рівні нижчому ніж 49,0 Гц, ОСП має проводити відокремлення від електричних мереж дефіцитних енергорайонів.

3.1.7. Здійснення оперативних та автоматичних заходів, передбачених у цьому пункті, має відбуватися відповідно до Плану захисту енергосистеми, який повинен визначати порядок застосування означених заходів, обсяги та послідовність їх впровадження.

3.2. Заходи, які застосовуються при підвищенні частоти

3.2.1. Якщо частота в ОЕС України підвищується до значення вищого ніж 50,2 Гц, незважаючи на дію автоматичного вторинного регулювання, 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, працюючі в генераторному режимі, та/або запустити їх у режим закачування;

розвантажити енергоустановки відновлюваних джерел електричної енергії;

визначити можливість тимчасового перевантаження елементів електричних мереж до максимально допустимих меж.

3.2.2. Якщо, незважаючи на попередньо вжиті заходи, частота в ОЕС України підвищується вище 50,5 Гц, її відновлення має здійснюватися в найкоротший термін засобами ПА, які, зокрема, передбачають:

відключення працюючих гідроагрегатів;

відключення енергоустановок відновлюваних джерел електричної енергії;

відключення енергоблоків теплових і атомних електростанцій.

3.2.3. Якщо, незважаючи на дію ПА, частота в ОЕС України підвищується вище 50,5 Гц, оперативний персонал відповідного рівня повинен за підтвердженням/командою диспетчера вищого рівня приступити до зниження частоти шляхом відключення генеруючого обладнання.

3.2.4. Здійснення оперативних та автоматичних заходів, передбачених у цьому пункті, має відбуватися відповідно до Плану захисту енергосистеми, який повинен визначати порядок застосування означених заходів, обсяги та послідовність їх впровадження.

4.1. Якщо напруга в контрольних точках ОЕС України знижується до рівня, який спричиняє аварійний режим роботи енергосистеми, а дії засобів первинного та вторинного регулювання напруги не привели до відновлення нормального режиму роботи, ОСП має невідкладно з’ясувати причини зниження напруги та обрати один або декілька з таких заходів регулювання:

переведення реверсивних агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим генерації;

відключення частини шунтуючих реакторів;

зміна розподілу активної та реактивної потужності в ОЕС України;

підвищення напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними регуляторами напруги під навантаженням (далі - РПН), або трансформаторами поперечного (повздовжнього) регулювання напруги;

збільшення видачі реактивної потужності генеруючим обладнанням;

запит про підтримку реактивною потужністю із суміжних енергосистем;

переведення гідрогенераторів у режим синхронного компенсатора;

зміна режиму роботи статичними пристроями компенсації реактивної потужності;

аварійне розвантаження величини споживаної потужності.

4.2. Якщо напруга в контрольних точках ОЕС України підвищується до рівня, який спричиняє аварійний режим роботи енергосистеми, а дії засобів первинного та вторинного регулювання напруги не привели до відновлення нормального режиму роботи, ОСП має невідкладно з’ясувати причини підвищення напруги та обрати один або декілька з таких заходів регулювання:

переведення реверсивних агрегатів ГАЕС з режиму генерації в насосний режим;

включення шунтуючих реакторів;

зміна розподілу активної та реактивної потужності в ОЕС України;

зниження напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними РПН, або трансформаторами поперечного (повздовжнього) регулювання напруги;

зменшення видачі реактивної потужності генеруючим обладнанням та/або переведення його в режим споживання реактивної потужності;

відключення гідрогенераторів, працюючих у режимі синхронного компенсатора;

зміна режиму роботи статичними пристроями компенсації реактивної потужності.

4.3. Здійснення оперативних та автоматичних заходів, передбачених у цьому пункті, має відбуватися відповідно до Плану захисту енергосистеми, який повинен визначати порядок застосування означених заходів, обсяги та послідовність їх впровадження, а також перелік контрольних точок, в яких оцінюється рівень та тривалість відхилення напруги.

5.1. При розробленні Плану захисту енергосистеми ОСП має розглядати заходи з примусового зменшення величини споживаної потужності для упередження порушення сталої роботи енергосистеми.

5.2. 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.

5.3. Заходи з примусового зменшення величини споживаної потужності для упередження порушення сталої роботи енергосистеми (аварійне розвантаження) 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.

5.4. Заходи, визначені у пункті 5.3 цієї глави, можуть реалізовуватись шляхом:

автоматичного відключення навантаження (АЧР, САВН, локальні пристрої ПА);

обмеження (часткового зменшення) величини споживання потужності та електричної енергії споживачем на вимогу ОСП (графіки обмеження споживання електричної енергії, графіки обмеження споживання електричної потужності);

оперативного (ручного) відключення навантаження оперативним персоналом ОСР за командою ОСП (ГАВ, графіки погодинного відключення електричної енергії).

Зазначені у цьому пункті заходи аварійного розвантаження енергосистеми можуть застосовуватися окремо або одночасно в будь-якій комбінації.

5.5. Заходи з примусового обмеження споживання потужності та електричної енергії споживачами мають бути розроблені та застосовуватися згідно з відповідною інструкцією.

Ця інструкція має бути розроблена ОСП та повинна містити, зокрема:

визначення обсягів аварійного обмеження споживачів для подолання аварійних режимів у межах заходів, визначених Планом захисту енергосистеми;

критерії віднесення споживачів до певної групи та категорії надійності електропостачання щодо застосування до них заходів примусового обмеження та обсягів обмеження;

порядок застосування заходів примусового обмеження споживання.

Переліки споживачів та обсяг їх аварійного розвантаження мають бути оформлені відповідно до інструкції та щорічно переглядатися.

Переліки мають складатися ОСР за територіальним принципом з урахуванням меж здійснення ліцензованої діяльності ОСР та надаватися ОСП.

6.1. 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 значної (більше 1000 МВт) генеруючої потужності;

коротке замикання в електромережі, не усунене у встановлений термін внаслідок відмови комутаційних апаратів або пристроїв РЗА;

відмова або недостатня ефективність дій ПА;

несинхронне включення ліній електропередачі або генераторів;

робота енергосистеми або її частини з недопустимо низькою напругою на генераторах і в основній її мережі;

відключення одного або кількох завантажених елементів перетинів основної мережі;

робота з недопустимо низькою частотою.

6.2. Характерними ознаками асинхронного режиму є:

глибоке коливання струму, потужності та напруги;

перепад частот в асинхронно працюючих частинах енергосистеми;

практично повна відсутність активної потужності в лініях електропередачі, які поєднують асинхронно працюючі частини енергосистеми;

періодична зміна кута між несинхронною електрорушійною силою генераторів несинхронно працюючих частин енергосистеми від нуля до 360 градусів.

6.3. У разі виникнення в енергосистемі коливань струму, потужності та напруги диспетчер повинен відрізнити синхронні коливання від асинхронного режиму та вжити відповідно до інструкції з захисту енергосистеми, у разі порушення синхронного режиму, заходи для припинення синхронних коливань. У ситуації з виникненням синхронних коливань ділення енергосистеми не здійснюється.

6.4. У разі асинхронного режиму електростанцій, які обладнано автоматикою ліквідації асинхронного режиму (АЛАР), такий режим має ліквідуватися автоматикою через відключення енергоблока, який вийшов із синхронізму.

6.5. У разі порушення стійкості окремих частин енергосистеми асинхронний режим має ліквідуватися АЛАР через відділення цих частин від основної мережі в точках встановлення пристроїв АЛАР.

6.6. 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.

6.7. Ділення енергосистеми під час асинхронного режиму здійснюється з урахуванням необхідності збереження після ділення в окремих частинах мінімальних небалансів потужності.

6.8. Ліквідація асинхронного режиму в енергосистемі засобами ПА та порядок дій оперативного персоналу у разі відмови такої автоматики мають бути визначені Планом захисту енергосистеми.

Планом захисту енергосистеми також мають бути визначені дії оперативного персоналу у разі виникнення синхронних коливань в енергосистемі.

7.1. План захисту енергосистеми має містити заходи щодо відновлення режиму роботи енергосистеми після виникнення аварійних режимів, передбачених у главах 3 - 6 цього розділу.

7.2. Відновлення режиму роботи енергосистеми після застосування заходів Плану захисту енергосистеми у випадках, передбачених у главах 3-6 цього розділу, має на меті досягнення такого режиму ОЕС України:

з’єднання частин енергосистеми у разі їх відокремлення АЛАР або в інший спосіб при реалізації заходів з відновлення нормального режиму роботи енергосистеми;

включення всіх відключених споживачів або зняття обмеження щодо споживання ними електричної енергії та потужності;

досягнення необхідного рівня запасу стійкості енергосистеми;

відновлення унормованих обсягів резервів підтримання частоти і відновлення частоти, а також інших видів резервів.

8.1. Якщо реалізація заходів Плану захисту енергосистеми виявилася неефективною, розвиток аварійної ситуації може призвести до системної аварії.

8.2. Залежно від масштабів 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.

8.3. ОСП має забезпечувати вжиття всіх необхідних заходів, які дозволять швидко та ефективно відновити роботу енергосистеми в разі часткового чи повного знеструмлення.

8.4. Відновлення роботи енергосистеми може бути здійснено за рахунок:

усіх наявних електростанцій, здатних до пуску із зупиненого стану без зовнішнього електропостачання для подачі живлення в частину енергосистеми України (електростанції пуску після системної аварії);

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 суміжних енергосистем;

наявних засобів телекомунікації та джерел резервного живлення користувачів системи передачі/розподілу за визначеним ОСП переліком.

8.5. Відновлення роботи енергосистеми шляхом використання електропостачання із зовнішнього джерела можна здійснювати лише за наявності розгалужених електричних зв’язків з суміжними енергосистемами та укладених з операторами цих енергосистем гарантованих угод щодо забезпечення електропостачання в разі знеструмлення.

8.6. Рішення щодо відновлення енергосистеми шляхом пусків після системної аварії приймається оперативним персоналом ОСП, ОСР та електростанцій самостійно та негайно без будь-яких попередніх умов. Тому цей процес вимагає детального планування заходів відновлення роботи енергосистеми та послідовностей дій, а також існування енергоблоків, здатних до роботи на власне навантаження і до пуску після системної аварії.

8.7. Відновлення режиму роботи енергосистеми України після системної аварії має здійснюватися відповідно до Плану відновлення роботи ОЕС України після системної аварії (далі - План відновлення), який є складовою частиною Плану захисту енергосистеми.

8.8. План відновлення розробляється ОСП, доводиться до відома всіх визначених ним учасників та підлягає регулярному перегляду та оновленню не менше 1 разу на 3 роки, а також під час:

введення в експлуатацію нових генеруючих потужностей;

виведення з експлуатації генеруючих потужностей;

приєднання нових споживачів до магістральних мереж;

зміни конфігурації магістральних мереж, що впливає на план відновлення роботи енергосистеми.

8.9. План відновлення має передбачати найбільш ймовірні прогнозні варіанти ліквідації системної аварії в ОЕС України, у тому числі на тлі негативного впливу явищ природного та техногенного характеру.

8.10. Відновлення роботи ОЕС України має бути гнучким і передбачати альтернативні шляхи ліквідації системної аварії, а також обов’язкове резервування (дублювання) обладнання, що задіяне в ліквідації системної аварії.

8.11. Шляхи відновлення після аварії визначаються відповідно до таких критеріїв:

мають існувати не менше ніж два шляхи відновлення з двох незалежних джерел для кожного об’єкта;

пропускна спроможність шляху відновлення має забезпечувати мінімальну потужність, необхідну для відновлення роботи об’єкта;

не має виникати жодного самозбудження синхронних енергоблоків у разі включення розвантаженої магістральної лінії;

не має виникати жодних небезпечних збільшень рівнів напруги у вузлах під час визначення шляхів відновлення;

релейні захисти повинні мати необхідну чутливість;

має бути забезпечений належний резерв енергетичної потужності для підтримування частоти в енергосистемі у припустимих межах;

має забезпечуватися необхідне балансування навантаження.

8.12. ОСП має встановити порядок отримання інформації від суб’єктів електроенергетики, включених до Плану відновлення, щодо оперативного та технічного стану генеруючих потужностей, елементів електричних мереж та засобів телекомунікації, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми.

8.13. План відновлення роботи енергосистеми має містити:

можливі варіанти відновлення за допомогою: електростанцій, здатних до пуску із зупиненого стану без зовнішнього електропостачання 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; суміжних енергосистем;

вимоги щодо балансування навантаження з метою підтримання відповідних рівнів напруги та частоти в кожному окремому вузлі енергосистеми;

вимоги щодо забезпечення необхідної чутливості релейного захисту елементів мережі, які беруть участь у відновленні;

вимоги до засобів телекомунікації;

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;

вказівки щодо дій персоналу у разі часткової або повної втрати зв’язку.

8.14. Усі варіанти відновлення режиму роботи енергосистеми, що складають План відновлення, з основними параметрами роботи за цими варіантами попередньо опрацьовуються в деталях між ОСП і відповідними сторонами, які беруть участь у його здійсненні.

8.15. ОСП та кожен із суб’єктів, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, мають складати відповідні місцеві плани дій та/або об’єктові інструкції, які визначають координацію дій власного оперативного персоналу з оперативним персоналом інших суб’єктів, які беруть участь у цьому процесі, та послідовність дій з відновлення на підпорядкованих об’єктах.

8.16. Місцевий план дій має містити окремі вказівки щодо відновлення режиму роботи енергосистеми в умовах відсутності зв’язку з ОСП.

8.17. У разі внесення ОСП змін до Плану відновлення кожен із суб’єктів, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, має привести у відповідність до цих змін місцеві плани та/або об’єктові інструкції у термін, встановлений ОСП.

8.18. План відновлення роботи енергосистеми є конфіденційним документом, тому ОСП визначає режим доступу до Плану відновлення або його частин користувачів системи передачі/розподілу з урахуванням їх участі у відновленні режиму роботи енергосистеми.

Користувачі системи передачі/розподілу не можуть відмовити ОСП в наданні інформації, необхідної для розробки Плану відновлення, з міркувань конфіденційності інформації.

8.19. ОСП на підставі проектних рішень складає перелік наявних електростанцій, здатних до пуску із зупиненого стану без зовнішнього електропостачання.

Ці станції мають підтримувати здатність до пуску із зупиненого стану без зовнішнього електропостачання, а в разі включення таких станцій до Плану відновлення мають надавати допоміжну послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій відповідно до цього Кодексу.

8.20. Користувачі системи передачі/розподілу мають у найкоротший термін повідомляти ОСП про аварійні режими роботи їх електроустановок, настання явищ незворотної та непереборної сили, які можуть призвести до надзвичайної ситуації, наслідком якої може бути системна аварія.

У разі визначення ОСП факту настання системної аварії він має задіяти План відновлення та оформити настання аварії відповідним чином з фіксацією в оперативних документах із зазначенням основних причин, часу настання та орієнтовного терміну дії системної аварії та передати інформацію для відповідного реагування суб’єктам диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України.

8.21. Упровадження Плану відновлення здійснюється за розпорядженням ОСП.

8.22. Користувачі системи передачі/розподілу, які отримали таке розпорядження, мають діяти відповідно до місцевого плану та/або об’єктової інструкції.

У разі повного знеструмлення обладнання та за відсутності зв’язку ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, які задіяні у відновленні режиму роботи енергосистеми, мають діяти відповідно до місцевого плану та/або об’єктової інструкції.

8.23. 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 надати відповідні розпорядження користувачам системи передачі/розподілу, які задіяні у цьому процесі.

8.24. ОСП завершує роботу за Планом відновлення після заживлення власних потреб всіх електростанцій та включення генераторів більшості електростанцій на синхронну роботу в ОЕС України та оформлює таке завершення відповідним записом в оперативній документації.

8.25. Подальша робота з ліквідації наслідків технологічного порушення, що призвело до системної аварії, здійснюється згідно з Планом захисту енергосистеми та до досягнення умов, визначених у пункті 7.2 цієї глави.

8.26. Участь користувачів системи передачі/розподілу у відновленні режиму роботи енергосистеми після системної аварії здійснюється на засадах надання допоміжних послуг відповідно до вимог цього Кодексу та Правил ринку допоміжних послуг.

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. Допоміжні послуги (далі - ДП) являють собою частину діяльності користувачів системи передачі/розподілу, спрямовану на допомогу ОСП у забезпеченні сталої і надійної роботи ОЕС України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів. 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. Обсяг ДП з регулювання частоти та потужності, а також напруги та реактивної потужності дорівнює відповідному резерву, який був готовий до надання (незалежно від того, чи був цей резерв фактично активований).

1.2. Користувачі системи передачі/розподілу можуть надавати ОСП такі допоміжні послуги із забезпечення процесів підтримання параметрів операційної безпеки в ОЕС України:

1) послуги з регулювання частоти та активної потужності:

резервів підтримання частоти (первинне регулювання);

резервів відновлення частоти (вторинне регулювання) - автоматичний і ручний;

резервів заміщення (третинне регулювання);

2) послуги з регулювання напруги та реактивної потужності (у тому числі в режимі СК);

3) послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій.

1.3. Вимоги до:

допоміжних послуг з надання резервів підтримання частоти (первинне регулювання), автоматичного і ручного відновлення частоти (вторинне регулювання) та заміщення (третинне регулювання) визначені у главі 8 розділу V цього Кодексу;

послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономний пуск) визначені у підпункті 2 пункту 2.7 глави 2 розділу ІІІ цього Кодексу;

допоміжної послуги з регулювання напруги та реактивної потужності визначені у підпункті 5 пункту 2.5 глави 2 розділу ІІІ 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 кваліфікаційних випробувань.

2.1. ДП можуть надаватися як на обов’язкових, так і на добровільних засадах, бути платними або безкоштовними. Для користувачів системи передачі/розподілу, які є споживачами електричної енергії, всі ДП надаються на добровільних засадах.

2.2. Новозбудовані генеруючі одиниці типу С та D, а також генеруючі одиниці, що пройшли реконструкцію або технічне переоснащення мають бути технічно спроможними надавати ДП із забезпечення резервів підтримання частоти (далі - РПЧ), автоматичних і ручних резервів відновлення частоти (далі - РВЧ) та резервів заміщення (далі - РЗ), а також ДП з регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК).

2.3. Технічна спроможність надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, а також ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов’язковою для всіх ГЕС, сумарна приєднана потужність яких більша 200 МВт та які входять до складу Плану відновлення ОЕС України після особливої системної аварії, затвердженого ОСП.

2.4. ДП, які підлягають оплаті, визначаються Правилами ринку. Правилами ринку також визначаються умови оплати ДП, відбору постачальників ДП, умови моніторингу надання ДП та санкції за ненадання або неякісне надання ДП.

3.1. Постачальниками ДП можуть бути будь-які:

юридичні особи, які на правах власності або інших законних підставах володіють енергогенеруючими одиницями або групою одиниць, які пройшли процедуру перевірки відповідно до Порядку, визначеного у главі 4 цього розділу, загальна встановлена потужність яких у точці приєднання більша 20 МВт;

юридичні особи, які на правах власності або інших законних підставах володіють електроустановками, які споживають електричну енергію, які пройшли процедуру перевірки відповідно до Порядку, визначеного у главі 4 цього розділу, загальна встановлена потужність яких у точці приєднання більша 1 МВт;

агрегатор розподіленої генерації, сумарна приєднана потужність якої більша 20 МВт, та/або розподіленого споживання, загальна регулююча потужність якого не менша 1 МВт, що пройшли процедуру перевірки відповідно до Порядку, визначеного у главі 4 цього розділу, який уклав договір з власниками розподіленої генерації/об’єктів споживання на представництво їх інтересів щодо постачання ОСП ДП.

3.2. Технічні характеристики та загальні принципи визначення обсягів ДП із забезпечення процесів регулювання частоти та активної потужності, із забезпечення процесів регулювання напруги та реактивної потужності, а також із відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій визначені в розділах III та V цього Кодексу.

3.3. З метою мінімізації негативних наслідків аварійної втрати РПЧ ОСП повинен намагатися розподілити його в енергосистемі якомога рівномірніше, розміщуючи на:

енергогенеруючій одиниці від 3 % від загального обсягу РПЧ (визначений відповідно до підпункту 8.4.2 пункту 4.2 глави 2 розділу V цього Кодексу) до 5 % від встановленої потужності енергогенеруючої одиниці;

потужностях оператора розподіленої генерації/споживання, а також у точці видачі регулюючої потужності споживачем - від 3 % від загального обсягу РПЧ.

Розміщення аРПЧ, рРЧП та РЗ здійснюється з урахуванням мережевих обмежень щодо видачі потужності.

4.1. Потенційні постачальники ДП 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/груп надання ДП з отриманням відповідних підтверджуючих документів.

4.2. Випробування повинні проходити всі електроустановки постачальника ДП, за допомогою яких надаються або планується надання ДП.

4.3. Учасниками процесу перевірки та випробувань є ОСП, організації, які проводять випробування електроустановок постачальника ДП, та потенційні постачальники ДП.

4.4. Для кожної ДП (РПЧ, РВЧ та РЗ, регулювання напруги та реактивної потужності (у тому числі в режимі СК), а також надання ДП із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску)) ОСП оприлюднює на власному веб-сайті в мережі Інтернет Порядок перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника ДП для підтвердження їх відповідності вимогам цього Кодексу, який, зокрема, визначає:

порядок перевірки постачальника ДП;

порядок проведення випробувань одиниць/груп надання ДП;

взаємовідносини, права та обов’язки учасників процесу щодо перевірки та випробувань;

організаційно-технічні та кваліфікаційні вимоги до організацій, які можуть проводити випробування електроустановок постачальника ДП;

вимоги щодо періодичності підтвердження відповідності вимогам цього Кодексу щодо надання ДП;

процедуру оскарження результатів перевірки та випробувань електроустановок постачальника ДП.

4.5. Потенційний постачальник ДП обирає організацію, яка відповідає вимогам Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника ДП для проведення кваліфікаційних комплексних випробувань в узгоджену з ОСП дату. ОСП має право брати участь у відповідних кваліфікаційних випробуваннях.

4.6. Для електроустановок, що проходять випробування, необхідні для приєднання до мереж системи передачі/розподілу, дозволяється одночасне проведення кваліфікаційних випробувань щодо надання ДП за умови дотримання вимог цього розділу.

4.7. За результатами випробувань організації, яка засвідчує відповідність електроустановок постачальника ДП вимогам цього Кодексу щодо надання ДП, постачальник ДП повинен отримати відповідні підтверджуючі документи від організації, яка проводила випробування.

4.8. Термін дії підтверджуючих документів, що засвідчують успішне проходження випробувань на відповідність вимогам цього Кодексу щодо надання ДП, становить 5 років. Дострокове завершення терміну дії відповідних підтверджуючих документів відбувається, якщо:

технічні вимоги щодо ДП змінилися;

результати моніторингу надання ДП викликають сумніви щодо відповідності характеристик одиниць/груп надання ДП вимогам цього Кодексу;

була проведена реконструкція/переоснащення обладнання, що пов’язана з активацією ДП.

4.9. Реєстрація ОСП постачальників ДП після успішного проходження процесу перевірки та укладення договорів про надання допоміжних послуг між ОСП та постачальниками ДП здійснюється відповідно до Правил ринку.

5.1. Кожен постачальник РПЧ повинен 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.

5.2. Одиниця постачання РВЧ повинна гарантувати, що активація РВЧ одиницею постачання РВЧ у групі постачання може бути перевірена/контрольована. Для цієї мети постачальник РВЧ повинен бути здатний 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 постачання РВЧ, для кожної групи постачання РВЧ, для кожного генеруючого об’єкта чи об’єкта споживання групи надання РВЧ з вихідною максимальною активною потужністю не меншою ніж 1,5 МВт.

5.3. ОСП повинен здійснювати моніторинг відповідності технічним вимогам РВЧ, вимогам до готовності РВЧ, вимогам до швидкості зміни навантаження і вимогам до приєднання щодо його одиниць (груп) постачання РВЧ.

5.4. З цією метою постачальник РЗ повинен бути здатний надавати ОСП вимірювання в режимі реального часу з міткою часу в точці підключення (або іншій точці взаємодії, що погоджена з ОСП) щодо:

планової видачі активної потужності кожної одиниці/групи постачання резерву заміщення (кожної генеруючої одиниці чи одиниці споживання групи постачальників резерву заміщення) для максимальної видачі активної потужності 1,0 МВт і більше;

миттєвої видачі активної потужності для кожної одиниці (груп) постачання резерву заміщення (кожної генеруючої одиниці чи одиниці споживання групи постачальників резерву заміщення) для максимальної видачі активної потужності 1,0 МВт і більше.

5.5. Постачальник ДП зобов’язаний забезпечити на одиницях/групах надання ДП поточний безперервний моніторинг участі кожної з одиниць/груп 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.

5.6. Для ДП із забезпечення РПЧ підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:

1) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою енергогенеруючого обладнання:

частота обертання ротора турбіни;

виміряне значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

планове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

непланове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

статус, який вказує стан РПЧ (введено/виведено) з міткою часу;

статизм регулятора;

2) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою обладнання споживача:

виміряне значення активної потужності одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

планове значення активної потужності одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

непланове значення активної потужності одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

статус, який вказує стан РПЧ (введено/виведено) з міткою часу.

5.7. Для ДП з РВЧ підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:

1) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою енергогенеруючого обладнання:

виміряне значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

планове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

непланове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

уставка по активній потужності, отримана від ЦР САПЧП;

2) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою обладнання споживача:

виміряне значення активної потужності одиниці (одиниць) обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП з дискретністю 1 секунда протягом кожного періоду закупівлі ДП;

уставка по активній потужності, отримана від ЦР САПЧП.

5.8. Для ДП з РЗ підлягають реєстрації такі параметри генеруючих одиниць/одиниць постачання:

планова потужність;

задана уставка потужності;

швидкість зміни потужності;

час виконання уставки (час виходу на задану потужність і час підтримки заданої потужності).

5.9. Для ДП з регулювання напруги та реактиву в режимі СК підлягають реєстрації такі параметри:

виміряне значення напруги на шинах;

виміряне значення активної потужності гідроагрегата;

планове значення активної потужності гідроагрегата;

виміряне значення реактивної потужності гідроагрегата;

планове значення реактивної потужності гідроагрегата;

режим роботи гідроагрегата.

5.10. Постачальники РПЧ мають право агрегувати відповідні дані згідно з пунктом 5.4 цієї глави для більше ніж однієї одиниці надання РПЧ, якщо максимальна потужність агрегованих одиниць нижче 10 МВт і можливе чітке підтвердження активації РПЧ. На вимогу ОСП щодо перевірки активації РПЧ постачальник РПЧ повинен надати дані, що стосуються технічних пристроїв, які є частиною однієї і тієї ж одиниці постачання РПЧ.

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.

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;

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 інформаційної безпеки передачі та зберігання даних, включаючи повний антивірусний захист.

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;