1.8. З метою попередження аварійних ситуацій ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій. Аналіз аварійних ситуацій має проводитися під час оперативного планування і в режимі реального часу. Результати аналізу аварійних ситуацій дозволять визначати та реалізувати необхідні передаварійні чи післяаварійні коригувальні дії.
1.9. ОСП для забезпечення захисту системи передачі (скоординованого з дотриманням необхідних рівнів динамічної стійкості) має встановити концепцію побудови релейного захисту та протиаварійної автоматики і вибір типів пристроїв, необхідних для попередження та ліквідації пошкоджень і порушення режиму роботи ОЕС України.
1.10. З метою забезпечення надійного функціонування ОЕС України ОСП повинен забезпечити безперервне спостереження за елементами системи передачі, енергоустановками користувачів системи передачі/розподілу, які знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, а також аналіз технологічних порушень та аварійних ситуацій.
1.11. Для забезпечення операційної безпеки системи передачі ОСП, та користувачі системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, повинні забезпечити своєчасний та вичерпний обмін достовірними даними та інформацією (із заданою точністю, періодичністю та міткою часу) відповідно до вимог розділу X цього Кодексу.
1.12. Навчання, тренажерна підготовка та складання іспитів є обов’язковими для тих співробітників ОСП, які відповідають за роботу системи передачі та її операційну безпеку та мають проводитись відповідно до вимог розділу XII цього Кодексу.
1.13. ОСП з метою врегулювання взаємовідносин з ОСП його синхронної області, що стосуються питань операційної безпеки укладає з ними Операційну угоду синхронної області та Операційну угоду блоку РЧП.
( Пункт 1.13 глави 1 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 )
1.14. ОСП для участі в обміні резервами потужності або спільному використанні резервів потужності або у процесі неттінгу небалансів потужності впроваджує відповідні процеси транскордонної активації.
З цією метою ОСП повинен укласти Операційну угоду синхронної області, де визначаються ролі та обов’язки ОСП, які здійснюють процес неттінгу небалансів потужності, процес транскордонної активації РВЧ або процес транскордонної активації РЗ між областями РЧП різних блоків РЧП або різних синхронних областей.
( Главу 1 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
1.15. ОСП у разі участі з іншими ОСП в одному процесі неттінгу небалансів потужності, процесі транскордонної активації РВЧ або процесі транскордонної активації РЗ повинен укласти та дотримуватись положень відповідних угод, якими визначаються ролі та обов’язки таких ОСП, зокрема щодо:
надання всіх вхідних даних, необхідних для розрахунку обміну потужності відносно меж операційної безпеки та проведення аналізу операційної безпеки в реальному часі ОСП, які беруть участь, або причетними ОСП;
відповідальності за розрахунок обміну потужністю;
впровадження операційних процедур для забезпечення операційної безпеки.
ОСП, які беруть участь в одному процесі неттінгу небалансів потужності, процесі транскордонної активації РВЧ або процесі транскордонної активації РЗ, мають право визначити послідовний підхід до розрахунку обміну потужністю. Послідовний розрахунок обміну потужністю повинен дозволяти будь-якій групі ОСП, які управляють областями РЧП або блоками РЧП, з’єднаними міждержавними лініями електропередачі, обмінюватися потужністю при неттінгу небалансів потужності, відновленні частоти або заміщенні резервів між собою до обміну з іншими ОСП.
( Главу 1 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
2. Режими системи передачі
2.1. Система передачі знаходиться у нормальному режимі, якщо одночасно виконуються такі умови:
напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;
усталені відхилення частоти знаходяться у діапазоні ± 50 мГц;
резерви активної та реактивної потужності достатні для регулювання в нормальному режимі та ліквідації аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу;
робота області регулювання, контрольованої ОСП, знаходиться в межах операційної безпеки навіть після аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу.
2.2. Система передачі знаходиться у передаварійному режимі, якщо напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу, але при цьому відбувається будь-яка з наведених нижче подій:
вимоги до резервів активної потужності не виконуються, дефіцит резервів становить понад 20 % від необхідних обсягів (визначених цим Кодексом) упродовж понад 30 хвилин і без засобів їх заміщення в режимі реального часу для будь-якого з типів резервів: РПЧ, РВЧ та РЗ;
( Абзац другий пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи знаходиться в межах 100 - 200 мГц протягом періоду часу, що не перевищує 15 хвилин;
( Абзац третій пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи в стабільному стані безперервно перевищує 50 % від максимального усталеного відхилення частоти протягом періоду часу, що перевищує час активації передаварійного режиму (15 хвилин), або стандартний діапазон частот протягом періоду часу, що перевищує час для відновлення частоти;
( Абзац пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
принаймні одна аварійна ситуація з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу, може призвести до виходу за межі операційної безпеки навіть після проведення коригувальних дій.
2.3. Система передачі знаходиться в аварійному режимі, якщо наявна хоча б одна із умов:
( Абзац перший пункту 2.3 глави 2 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 )
має місце будь-яке порушення меж операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;
абсолютне значення відхилення частоти перевищує 200 мГц;
принаймні один захід із Плану захисту енергосистеми є активованим;
порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв'язку, каналів передачі даних тривалістю більше 30 хвилин, що призводить до втрати функціоналу моніторингу стану системи передачі (включаючи задачі оцінки стану мережі та РЧП), керування обладнанням системи передачі, зв’язку з регіональними диспетчерськими центрами та інших ОСП, інструментарію для аналізу операційної безпеки, засобів, необхідних для забезпечення транскордонних ринкових операцій.
( Абзац п’ятий пункту 2.3 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
2.4. Система передачі знаходиться у режимі системної аварії (blackout state), якщо наявна хоча б одна із умов:
( Абзац перший пункту 2.4 глави 2 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 )
втрата понад 50 % споживання в контрольованій ОСП області регулювання;
відсутність напруги впродовж 3 хвилин у контрольованій ОСП області регулювання, що призвела до запуску Плану відновлення.
2.5. Система передачі знаходиться у режимі відновлення, якщо після перебування системи передачі в аварійному режимі або у режимі системної аварії, ОСП розпочав активацію заходів Плану відновлення.
( Пункт 2.5 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
2.6. ОСП повинен в режимі реального часу визначати режим системи передачі на основі контролю в реальному часі таких параметрів всередині своєї області регулювання та беручи до уваги виміри в реальному часі, здійснювані в його області спостереження:
перетоки активної та реактивної потужності;
напруги на системах шин;
частота і помилка області регулювання;
( Абзац четвертий пункту 2.6 глави 2 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 )
резерви активної та реактивної потужності;
генерація і споживання області регулювання.
2.7. Щоб визначити режим системи, ОСП повинен принаймні кожні 15 хвилин виконувати оцінку операційної безпеки у реальному часі шляхом моніторингу параметрів, визначених у пункті 2.6 цієї глави, на відповідність межам операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу, беручи до уваги вплив потенційних коригувальних дій та заходів із Плану захисту енергосистеми. Також ОСП повинен здійснювати моніторинг обсягів доступних резервів.
( Пункт 2.7 глави 2 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 )( Пункт 2.8 глави 2 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
2.8. Якщо система передачі не знаходиться у нормальному режимі і якщо режим системи характеризується як широкомасштабний стан, ОСП повинен:
інформувати суміжних ОСП про режим своєї системи передачі у спосіб, визначений укладеним між ОСП та суміжним ОСП відповідним договором;
надавати додаткову інформацію суміжним ОСП про елементи своєї системи передачі, які є частиною області спостереження таких ОСП.
( Главу 2 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
3. Коригувальні дії
3.1. ОСП повинен забезпечувати, щоб його система передачі постійно знаходилася в нормальному режимі, і повинен попереджувати та усувати порушення операційної безпеки, для чого ОСП повинен розробляти, готувати і застосовувати коригувальні дії з урахуванням їх доступності, достатності часу і ресурсів, необхідних для їх активації.
3.2. Коригувальні дії, що використовуються ОСП повинні бути узгоджені із коригувальними діями, які забезпечують достатню пропускну спроможність міждержавних перетинів.
У разі виявлення структурних перевантажень або інших значних фізичних перевантажень між торговими зонами ENTSO - E та всередині них з моменту підтвердженого виявлення таких перевантажень ОСП може розробити та застосовувати національний або міжнародний плани дій або виконати перегляд і зміну конфігурації своєї торгової зони.
( Пункт 3.2 глави 3 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
У разі розроблення національного або міжнародного плану дій проєкт такого плану надається ОСП на розгляд Регулятору.
( Пункт 3.2 глави 3 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
ОСП враховує надані Регулятором пропозиції та зауваження до проєкту національного або міжнародного плану дій. У разі неврахування відповідних пропозицій та зауважень ОСП надає Регулятору разом з доопрацьованим проєктом плану обґрунтування такого неврахування.
( Пункт 3.2 глави 3 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
3.3. ОСП повинен застосовувати такі принципи при активації і координації коригувальних дій:
( Абзац перший пункту 3.3 глави 3 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 )
при порушенні операційної безпеки, що не вимагають залучення інших ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії, визначені у главі 4 цього розділу, для повернення системи у нормальний режим і запобігати поширенню передаварійного або аварійного режиму за межі його області регулювання;
( Абзац другий пункту 3.3 глави 3 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 )
для порушень операційної безпеки, які потребують координації дій з іншими ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії у координації з іншими ОСП синхронної області відповідно до методології підготовки коригувальних дій у координований спосіб, беручи до уваги їх транскордонне значення (із застосуванням координованої передиспетчеризації та зустрічної торгівлі) та з урахуванням рекомендацій РКЦ.
( Абзац третій пункту 3.3 глави 3 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 )
3.4. При виборі відповідних коригувальних дій ОСП повинен застосовувати такі критерії:
активувати найбільш ефективні та економічно доцільні коригувальні дії;
активувати коригувальні дії в режимі, якомога наближеному до реального часу, ураховуючи очікуваний час активації і терміновість ситуації, пов’язаної з експлуатацією системи, яку вони повинні врегулювати;
ураховувати ризики відмов при застосуванні доступних коригувальних дій та їх вплив на операційну безпеку, зокрема ризики:
відмов або перевантаження обладнання, а також помилкових дій оперативного персоналу при реалізації коригувальних дій та їх вплив на операційну безпеку;
відмов або КЗ внаслідок зміни топології мереж;
відключень, спричинених змінами активної та реактивної потужності генеруючих одиниць або об’єктів енергоспоживання;
несправності, спричинені поведінкою обладнання;
надавати перевагу коригувальним діям, що забезпечують найбільший обсяг пропускної спроможності міждержавних перетинів для цілей розподілу пропускної спроможності, забезпечуючи дотримання меж операційної безпеки.
( Пункт 3.4 глави 3 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
4. Типи коригувальних дій
4.1. ОСП має застосовувати такі типи коригувальних дій:
зміна тривалості планових відключень або повернення в роботу елементів системи передачі для забезпечення експлуатаційної готовності таких елементів системи передачі;
зміна положень РПН;
зміна положень ТПР;
зміна топології;
перемикання конденсаторів і реакторів;
застосування пристроїв управління напругою та реактивною потужністю на основі силової електроніки;
видача оперативної команди ОСР і значним користувачам, приєднаним до системи передачі, щодо блокування автоматичного регулювання напруги та реактивної потужності трансформаторів або щодо активації на їхніх об’єктах таких коригувальних дій, як зміна положень РПН, зміна положень ТПР або зміна топології, якщо погіршення напруги становить загрозу для операційної безпеки або може призвести до лавини напруги в системі передачі;
застосування вимоги щодо зміни реактивної потужності або заданого значення напруги, приєднаних до системи передачі генеруючих одиниць;
перерахунок на добу наперед та внутрішньодобово пропускної спроможності міждержавних перетинів відповідно до Порядку розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів;
перерахунок графіків навантажень одиниць постачання послуг з балансування в області регулювання ОСП;
передиспетчеризація користувачів, приєднаних до системи передачі або системи розподілу в межах області регулювання ОСП, між двома або декількома ОСП;
зустрічна торгівля між користувачами суміжних систем передач;
регулювання перетоків активної потужності системи ПСВН;
застосування процедур управління відхиленнями частоти (корекція синхронного часу, помилки області регулювання);
зменшення розподіленої пропускної спроможності міждержавних перетинів в ситуації, коли використання пропускної спроможності ставить під загрозу операційну безпеку, а передиспетчеризація або зустрічна торгівля неможлива;
у разі необхідності - аварійне розвантаження (ручне обмеження споживання) в нормальному та передаварійному режимі.
( Пункт 4.1 глави 4 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
4.2. У разі необхідності та обґрунтованості з метою забезпечення операційної безпеки ОСП може розробити та застосувати додаткові коригувальні дії. ОСП повинен обґрунтовувати ці випадки та звітувати Регулятору протягом 10 календарних днів після застосування додаткових коригувальних дій, але на рідше одного разу на рік. Відповідні звіти та обґрунтування також мають бути опубліковані на офіційному вебсайті ОСП протягом 30 днів після їх надання Регулятору.
( Главу 4 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5. Підготовка, застосування та координація коригувальних дій
5.1. Для запобігання погіршенню режиму системи ОСП повинен готувати та застосовувати коригувальні дії відповідно до принципів, викладених у пункті 3.3 глави 3 цього розділу, на основі:
моніторингу і визначення режимів системи відповідно до вимог глави 2 цього розділу;
аналізу аварійних ситуацій у реальному часі;
аналізу потенційних аварійних ситуацій у процесі оперативного планування.
5.2. Під час підготовки і застосування коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми, які впливають на області регулювання інших ОСП синхронної області, ОСП проводить спільно із залученими ОСП синхронної області оцінювання впливу такої коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми на його області регулювання або сусідні області регулювання та повинен надавати іншим залученим ОСП синхронної області всю інформацію про такий вплив.
5.3. Під час підготовки і здійснення коригувальних дій, які мають вплив на приєднані до системи передачі/розподілу електроустановки значних користувачів та ОСР, ОСП, у разі якщо система передачі перебуває у нормальному або передаварійному режимі, повинен оцінити вплив таких коригувальних дій спільно із відповідними ОСР та значними користувачами і вибирати коригувальні дії, які сприятимуть підтримці нормального режиму та безпечній роботі системи передачі, систем розподілу та електроустановок значних користувачів. Значний користувач та ОСР повинні надавати ОСП усю необхідну інформацію для підготовки коригувальних дій.
( Пункт 5.3 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5.4. ОСП повинен забезпечити готовність, надійність і резервування засобів зв'язку та наведених нижче засобів, які необхідні для роботи системи передачі:
засоби моніторингу поточного режиму системи передачі, включно із засобами оцінювання стану та засобами автоматичного регулювання частоти та потужності;
засоби управління перемиканнями комутаційного обладнання, РПН трансформаторів та іншого обладнання, яке призначене для управління елементами системи передачі;
засоби зв'язку з диспетчерськими пунктами іншого ОСП синхронної області, ОСР, Користувачів та РКЦ;
програмно-технічні засоби аналізу операційної безпеки;
механізми та засоби взаємодії (зв'язку) з іншим ОСП синхронної області, які необхідні для забезпечення здійснення міждержавних ринкових операцій.
( Пункт 5.4 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5.5. Якщо інструменти, засоби та обладнання ОСП, зазначені в пункті 5.4 цієї глави, впливають на ОСР або значних користувачів системи передачі та беруть участь у наданні послуг з балансування, ДП, заходах захисту або відновлення системи, або наданні оперативних даних у режимі реального часу, ОСП, ОСР та такі значні користувачі повинні співпрацювати та координувати дії для визначення та забезпечення доступності, надійності та резервування таких інструментів, засобів та обладнання.
ОСП приймає та принаймні щорічно переглядає свій план забезпечення безперервної роботи, у якому визначаються заходи реагування на втрату критичних інструментів, засобів та обладнання, а також вимоги щодо їх технічного обслуговування, заміни та розвитку, та оновлює його за необхідності, зокрема після будь-якої істотної зміни критичних інструментів, засобів та обладнання або відповідних умов експлуатації системи. ОСП повинен надавати частини плану забезпечення безперервної роботи, які впливають на ОСР і значних користувачів, відповідним ОСР та значним користувачам.
( Пункт глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5.6. При підготовці та застосуванні коригувальних дій кожен ОСП повинен, якщо система передачі не знаходиться в нормальному режимі або в передаварійному режимі, у межах можливості координувати коригувальні дії із значними користувачами системи передачі та ОСР, які зазнають впливу, для забезпечення операційної безпеки і цілісності системи передачі.
Під час застосування ОСП коригувальних дій, кожен значний користувач системи передачі та OСР, які зазнають впливу, повинні виконувати оперативні команди, надані ОСП.
( Пункт глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5.7. Якщо обмеження мають наслідки тільки для локального стану в області регулювання ОСП і порушення операційної безпеки не потребує скоординованого управління, ОСП, що відповідає за управління, може прийняти рішення не застосовувати коригувальні дії, які передбачають фінансові витрати ОСП для зняття цих обмежень.
( Пункт глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
6. Межі операційної безпеки
6.1. ОСП повинен визначати межі операційної безпеки для кожного елемента своєї системи передачі, зокрема для:
діапазонів напруги відповідно до пункту 9.3 глави 9 цього розділу;
діапазонів струмів короткого замикання відповідно до пункту 10.1 глави 10 цього розділу;
існуючих обмежень з точки зору теплових характеристик елементів, включаючи допустимі перевантаження.
6.2. Під час визначення меж операційної безпеки ОСП повинен враховувати можливості користувачів системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для підтримання напруги й частоти у нормальному і передаварійному режимі в допустимих межах, які б не призводили до їхнього від’єднання.
6.3. У разі реконструкції або модернізації будь-якого обладнання або елемента системи передачі ОСП повинен виконати відповідні розрахунки та аналіз і, у разі необхідності, оновити межі операційної безпеки.
6.4. Для кожного міждержавного зв’язку ОСП повинен узгоджувати межі операційної безпеки з ОСП своєї синхронної області.
7. План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури ОСП
7.1. ОСП повинен скласти План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури ОСП, який містить ідентифікацію, відбір та визначення пріоритетності елементів критичної інфраструктури ОСП, якою володіє або управляє ОСП, оцінку ризику у забезпеченні її безпеки для критичного майна, яке знаходиться у володінні або експлуатації ОСП за основними сценаріями фізичної і кібернетичної загрози, а також План захисту енергосистеми в аварійних режимах.
7.2. ОСП при розробці Плану забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури ОСП співпрацює з відповідними національними органами влади (РНБО, КМУ, Регулятором, центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики тощо у межах компетенції кожного зазначеного державного органу) та операторами критичної інфраструктури в інших сферах (газ, нафта) для забезпечення комплексного підходу на національному рівні та із ОСП синхронної області для забезпечення захисту критичної інфраструктури ОСП у сфері електроенергетики на регіональному рівні.
7.3. У плані забезпечення безпеки має бути врахований потенційний вплив на системи передачі інших країн, що синхронно працюють в одній синхронній області, а також організаційні та фізичні заходи, спрямовані на пом'якшення виявлених ризиків.
ОСП повинен регулярно переглядати План забезпечення безпеки з метою врахування змін сценаріїв загроз та відображення розвитку системи передачі.
7.4. План забезпечення безпеки має перелік критичної інфраструктури ОСП та заходи безпеки. При ідентифікації, відборі та визначенні заходів із захисту розрізняють:
1) постійні заходи безпеки, які визначають необхідні інвестиції в безпеку і застосовуються постійно і які мають включати:
технічні заходи (включаючи встановлення засобів виявлення, розмежування доступу, захисту та профілактики);
організаційні (включаючи процедури оповіщення та управління кризовими ситуаціями);
заходи контролю та перевірки;
обмін інформацією;
підвищення обізнаності та навчання;
безпеку інформаційних систем;
2) періодичні заходи безпеки, які можуть бути активізовані відповідно до різного рівня ризику та загрози.
7.5. ОСП один раз на два роки звітує щодо видів ризику, загроз безпеці критичній інфраструктурі ОСП центральному органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, у рамках моніторингу безпеки постачання електричної енергії відповідно до Закону України "Про ринок електричної енергії".
( Глава 7 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8. Регулювання частоти та активної потужності
8.1. Загальні положення
8.1.1. Ця глава визначає мінімальні вимоги та принципи регулювання частоти та потужності та резервів, що є обов’язковими для ОСП та Користувачів, які надають резерви потужності.
8.1.2. Виконання вимог цієї глави забезпечує:
підтримання частоти на номінальному рівні та ефективне використання резервів для підтримання надійної роботи ОЕС України;
регулювання міждержавних перетоків потужності;
організацію взаємодії ОСП з Користувачами, які надають резерви потужності в реальному часі.
8.1.3. Вимоги, встановлені в цій главі, та їх застосування ґрунтуються на принципі недискримінації та прозорості, а також принципі оптимізації між найвищою загальною ефективністю та найнижчою загальною вартістю для ОСП.
8.1.4. Обґрунтовані витрати, пов’язані з зобов’язаннями, зазначеними в цій главі, які несе ОСП, підлягають відшкодуванню у тарифі на послуги із диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.
8.1.5. ОСП та Користувачі повинні зберігати конфіденційність інформації та даних, наданих їм відповідно до цієї глави, і використовувати їх виключно відповідно до вимог, встановлених у цій главі.
8.1.6. Операційна угода синхронної області, укладена відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності, розробляється ОСП синхронної області відповідно до стандартів та правил ENTSO-E та повинна включати, зокрема:
правила визначення обсягів, розподілу та місць розміщення резервів потужності та їх характеристик;
розподіл обов’язків між ОСП синхронної області;
визначення параметрів якості частоти та цільові параметри якості частоти в синхронній області, а також цільові параметри помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) для кожного блока РЧП;
методологію оцінювання ризику та розвитку ризику виснаження РПЧ у синхронній області;
схему організації системи регулювання частоти та потужності;
положення щодо суб’єкта моніторингу роботи синхронної області;
розрахунки програм регулювання нетто-позиції області по змінному струму на основі спільного періоду зміни потужності для розрахунку ACE для синхронної області з більш ніж однією областю РЧП;
структуру РЧП;
методику щодо зменшення відхилення електричного часу;
операційні процедури у разі виснаження РПЧ;
вимоги щодо доступності, надійності та резервованості програмно-технічних засобів та засобів зв'язку для регулювання частоти та потужності;
правила роботи у нормальному та аварійному режимах;
операційні процедури для зменшення відхилення частоти системи для відновлення режиму системи до нормального режиму та обмеження ризику переходу в аварійний режим;
функції та обов’язки ОСП, які впроваджують процес неттінгу небалансів потужності, процес транскордонної активації РВЧ або процес транскордонної активації РЗ;
мінімальний період активації, який повинен бути забезпечений постачальниками РПЧ;
методології визначення обмежень обсягу спільного використання РПЧ між синхронними областями;
методології визначення обмежень обсягу обміну РВЧ, РЗ між синхронними областями та методології визначення обмежень обсягу спільного використання РВЧ, РЗ між синхронними областями.
( Підпункт 8.1.6 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.1.7. Операційна угода блока РЧП, укладена відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності, має відповідати стандартам та правилам ENTSO-E та, крім вимог, встановлених у підпункті 8.1.6 цього пункту, включати:
цільові параметри помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) для кожної області РЧП, якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП;
визначення суб’єкта моніторингу блока РЧП;
обмеження швидкості зміни активної потужності у блоці РЧП;
розподіл відповідальності між ОСП блока РЧП;
операційні процедури у разі виснаження РВЧ або РЗ;
будь-які обмеження обміну РПЧ між різними областями РЧП у синхронній області та обміну РВЧ або РЗ між областями РЧП блока РЧП у синхронній області, що складається з більш ніж одного блока РЧП;
координацію дій та заходи щодо зменшення помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) блока РЧП.
( Підпункт 8.1.7 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.1.8. ОСП має право за необхідності укладати з іншими ОСП своєї синхронної області операційні угоди області РЧП, операційні угоди області моніторингу, угоди, що стосуються врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків, неттінгу небалансів потужності, транскордонної активації РВЧ та РЗ, спільного використання резервів потужності, обміну резервами потужності, а також інші угоди та методики, що вимагаються стандартами та правилами ENTSO-E.
( Підпункт 8.1.8 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 677 від 06.05.2025 )
8.2. Показники якості частоти
8.2.1. Цільові показники частоти для ОЕС України:
номінальна частота 50 Гц;
нормальний діапазон відхилень частоти від номінальної ± 50 мГц;
максимальне миттєве (динамічне) відхилення частоти - 800 мГц;
максимальне усталене (квазістатичне) відхилення частоти - 200 мГц;
час відновлення частоти 15 хвилин;
витримка часу початку оповіщення інших ОСП синхронної області - 5 хвилин;
максимальна кількість хвилин за межами нормального діапазону частоти - 15000 на рік.
В операційній угоді синхронної області, до якої приєднався ОСП, можуть бути встановлені відмінні від зазначених у цьому підпункті цільові показники, після внесення відповідних змін до Кодексу.
( Підпункт 8.2.1 пункту 8.2 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.2.2. ОСП повинен забезпечувати такі параметри ACE:
кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 200 мГц, повинна становити менше 30 % від кількості 15-хвилинних інтервалів на рік;
кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 500 мГц, повинна становити менше 5 % від кількості 15 хвилинних інтервалів на рік.
8.2.3. Якщо ОСП входить у блок РЧП, який складається більше ніж з однієї області РЧП, він повинен зазначити в Операційній угоді блока РЧП значення цільових параметрів ПРВЧ (FRCE) для кожної області РЧП.
( Підпункт 8.2.3 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.2.4. ОСП повинен щорічно перевіряти дотримання цільових параметрів ПРВЧ (FRCE).
( Пункт 8.2 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом 8.2.4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.2.5. Оцінка якості частоти виконується на основі даних про миттєві значення частоти і миттєві значення відхилень частоти відповідно до критеріїв оцінки якості частоти. Точність вимірювання значень миттєвої частоти і миттєвих значень частотної складової ACE, що вимірюється у Гц, повинна бути не гіршою 1 мГц, а циклічність вимірювань та передачі значень не повинна перевищувати 1 секунду.
8.2.6. Критерії оцінки якості частоти повинні включати:
1) для синхронної області під час роботи в нормальному режимі або передаварійному режимі на місячній основі для даних про миттєву частоту:
середнє значення;
стандартне відхилення;
1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й та 99-й процентиль;
загальний час, протягом якого абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало стандартне відхилення частоти, окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти;
загальний час, протягом якого абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало максимальне миттєве відхилення частоти, окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти;
кількість випадків, коли абсолютне значення миттєвого відхилення частоти в синхронній області перевищувало 200 % від стандартного відхилення частоти і миттєве відхилення частоти не було повернуто до значення 50 % від стандартного відхилення частоти для синхронної області протягом часу відновлення частоти. Дані повинні визначатися окремо для від’ємних і додатних відхилень частоти;
2) для блока РЧП під час роботи в нормальному режимі або передаварійному режимі на місячній основі:
для набору даних, який містить середні значення FRCE для блока РЧП протягом часових інтервалів, які дорівнюють часу відновлення частоти:
середнє значення,
стандартне відхилення,
1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й та 99-й процентиль,
кількість часових інтервалів, коли середнє значення FRCE перебувало за межами діапазону ПРВЧ (FRCE) рівня 1, окремо для від’ємних і додатних значень FRCE;
кількість часових інтервалів, коли середнє значення FRCE перебувало за межами діапазону ПРВЧ (FRCE) рівня 2, окремо для від’ємних і додатних значень FRCE;
для набору даних, який містить середні значення FRCE для блока РЧП протягом часових інтервалів тривалістю одна хвилина: кількість випадків протягом місячного періоду, коли значення FRCE перевищувало 60 % резервної потужності РВЧ і не повернулося до 15 % резервної потужності РВЧ протягом часу відновлення частоти, окремо для додатних і від’ємних значень FRCE;
інтегральну тривалість знаходження частоти в певному діапазоні значень протягом доби, місяця (гістограми частоти);
кількість і тривалість корекції (поправок) частоти;
екстремуми (максимум і мінімум) частоти за минулу добу з фіксацією часу екстремумів;
відхилення синхронного (електричного) часу від астрономічного на поточний момент наростаючим підсумком за добу, місяць, рік.
( Підпункт 8.2.6 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.2.7. ОСП синхронної області повинні визначити в Операційній угоді синхронної області спільну методологію оцінювання ризику та розвитку ризику виснаження РПЧ у синхронній області. Така методологія повинна використовуватися принаймні щорічно і повинна ґрунтуватися щонайменше на даних про миттєву частоту системи за минулий період тривалістю не менше одного року. ОСП синхронної області повинні надавати необхідні вхідні дані для такого оцінювання.
( Підпункт 8.2.7 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.2.8. ОСП має визначати в Операційній угоді блока РЧП такі заходи для усунення АСЕ (зменшення до нуля) блока РЧП і зменшення відхилень частоти, беручи до уваги технологічні обмеження генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць споживання:
зобов'язання щодо швидкості зміни навантаження, а також щодо часу початку зміни навантаження;
координація зміни навантаження генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць споживання у блоці РЧП.
( Підпункт 8.2.8 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )( Підпункт пункту 8.2 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, № 68 від 17.01.2023 )
8.3. Структура регулювання частоти та потужності, структура відповідальності за процес регулювання
8.3.1. РЧП в ОЕС України має бути забезпечене для таких режимів:
відокремленої роботи ОЕС України від енергосистем інших країн;
паралельної роботи ОЕС України з енергооб'єднанням ENTSO-E (ОЕС України може виконувати функцію області РЧП або, за укладеною угодою, блока РЧП в енергооб'єднанні).
8.3.2. Функціональну структуру побудови системи регулювання частоти та потужності в ОЕС України наведено на рисунку 18.
Рисунок 18
8.3.3. Заходи з регулювання здійснюються на різних послідовних етапах, кожний з яких має різні характеристики та якості, і всі вони є взаємозалежними:
надання РПЧ розпочинається протягом 0,1 - 2 секунд з урахуванням відповідних технічних вимог до електроустановок, визначених розділом III цього Кодексу, як спільна дія всіх учасників паралельної роботи;
аРВЧ вводиться в дію централізовано у блоці РЧП/синхронній області протягом декількох десятків секунд, вивільняє РПЧ, відновлює нормальні параметри частоти та сальдо зовнішніх перетоків;
рРВЧ та РЗ вводиться в дію у блоці РЧП/синхронній області і вивільняє аРВЧ централізованим переплануванням генерації/зовнішніх перетоків/споживання;
регулювання часу виправляє глобальні відхилення синхронного часу за тривалий період.
8.3.4. ОСП повинен забезпечити якісне регулювання частоти та потужності у своїй області РЧП (ОЕС України) з дотриманням планових значень міждержавних обмінів.
8.3.5. ОСП для свого блока РЧП повинен узгодити в Операційній угоді блока РЧП розподіл обов'язків між ОСП цього блока РЧП для дотримання зобов’язань, викладених у підпункті 8.3.28 цього пункту.
8.3.6. ОСП для своєї синхронної області повинен узгодити в Операційній угоді синхронної області розподіл обов'язків між ОСП цієї синхронної області для дотримання зобов’язань, викладених у підпункті 8.3.29 цього пункту.
8.3.7. Нормований ППЧ полягає в утриманні частоти та зменшення відхилень частоти від номінального значення за рахунок активації РПЧ. Цей процес починається автоматично протягом декількох секунд з моменту відхилення частоти від номінального значення та децентралізовано залучає РПЧ у синхронній області пропорційно величині відхилення частоти і діє аж до повернення частоти до номінального значення в результаті дії ПВЧ.
8.3.8. ПВЧ полягає у поверненні частоти до номінального значення при одночасному поверненні міждержавних обмінів до планових значень (при синхронній роботі з енергосистемами інших держав) шляхом зведення помилки області регулювання АСЕ до нуля протягом часу для відновлення частоти (не більше 15 хвилин), а також у відновленні активованого РПЧ шляхом активації РВЧ.
8.3.9. ПЗР полягає у поступовому відновлені активованих РПЧ та РВЧ шляхом активації РЗ. ПЗР може здійснюватися вручну відповідно до оперативних команд ОСП або автоматично.
8.3.10. Для зменшення кількості одночасних активацій РВЧ у різних напрямках різних областей РЧП ОСП може застосовувати процес неттінгу небалансів потужності шляхом обміну потужностями між ними.
8.3.11. ОСП має право здійснювати процес неттінгу небалансів потужності для областей РЧП в одному блоці РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди щодо неттінгу небалансів потужності.
8.3.12. ОСП повинен впроваджувати процес неттінгу небалансів потужності таким чином, щоб не впливати на:
стабільність регулювання частоти та потужності синхронної області або синхронних областей, залучених до процесу неттінгу небалансів потужності;
стабільність РВЧ і РЗ кожної області РЧП ОСП-учасникам або причетним ОСП;
операційну безпеку.
8.3.13. ОСП здійснює обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності між областями РЧП синхронної області принаймні одним з наступних шляхів:
шляхом визначення потоку активної потужності через віртуальну лінію зв’язку, що має бути частиною розрахунку FRCE;
шляхом регулювання потоків активної потужності через міждержавні лінії електропередачі ПСВН.
8.3.14. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності між областями РЧП різних синхронних областей шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
8.3.15. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності в області РЧП таким чином, щоб не перевищувати фактичний обсяг активації РВЧ, необхідний для регулювання FRCE цієї області РЧП до нуля без обміну потужністю для неттінгу небалансів потужності.
8.3.16. ОСП, який бере участь у процесі неттінгу небалансів потужності, повинен забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужністю для неттінгу небалансів потужності дорівнювала нулю.
8.3.17. Процес неттінгу небалансів потужності повинен включати резервний механізм, який гарантує, що обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності в кожній області РЧП дорівнює нулю або обмежений значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.
8.3.18. Якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП та РВЧ, та РЗ розраховується на основі небалансів блока РЧП, усі ОСП одного і того ж блока РЧП здійснюють процес неттінгу небалансів потужності і обмінюються максимальним обсягом потужності неттінгу небалансів потужності, визначеним у підпункті 8.3.15 цього пункту, з іншими областями РЧП того ж блока РЧП.
8.3.19. Якщо процес неттінгу небалансів потужності здійснюється для областей РЧП різних синхронних областей, ОСП обмінюється максимальним обсягом потужності неттінгу небалансів потужності, визначеним у підпункті 8.3.15 цього пункту, з іншим ОСП тієї ж синхронної області, що бере участь у цьому процесі неттінгу небалансів потужності.
8.3.20. Якщо процес неттінгу небалансів потужності здійснюється для областей РЧП, які не є частиною одного блока РЧП, усі ОСП відповідних блоків РЧП повинні виконувати зобов'язання, передбачені угодами між блоками РЧП, незалежно від обміну потужністю для неттінгу небалансів потужності.
8.3.21. У разі якщо виникнення передаварійного, аварійного режиму роботи або режиму системної аварії та вичерпання резервів регулювання частоти та потужності в ОЕС України або системі передачі суміжного ОСП, ОСП має право використовувати аварійну допомогу від суміжного ОСП або надавати аварійну допомогу суміжному ОСП (за умови, що це не призведе до виникнення передаварійного, аварійного режиму роботи або режиму системної аварії та/або вичерпання резервів регулювання частоти та потужності в ОЕС України) відповідно до договорів, укладених з цим суміжним ОСП або з іншими суб'єктами господарювання, уповноваженими на підписання таких договорів відповідно до чинних нормативно-правових актів суміжних країн.
8.3.22. Допомога суміжному ОСП через міждержавні лінії електропередачі ПСВН надається з урахуванням технічних характеристик і здатності системи ПСВН щодо:
заходів з ручного регулювання передаваної активної потужності, щоб допомогти ОСП в аварійному режимі привести перетоки потужності до меж операційної безпеки або частоту суміжної синхронної області - до меж частоти у системі в передаварійному режимі;
автоматичного регулювання передаваної активної потужності;
автоматичного регулювання частоти в ізольованому (острівному) режимі роботи;
регулювання напруги та реактивної потужності;
будь-які інші доцільні дії.
8.3.23. При визначенні структури відповідальності за виконання процесу регулювання частоти та потужності ОСП для своєї синхронної області має враховувати принаймні такі критерії:
обсяг повної інерції синхронної області включно зі штучною інерцією;