структуру/топологію мережі;
поведінку навантаження, виробницва, УЗЕ та систем ПСВН.
8.3.24. ОСП має визначати в Операційній угоді синхронної області мінімальні вимоги до доступності, надійності та резервованості програмно-апаратних засобів та засобів зв'язку, зокрема:
точність, циклічність, доступність та резервованість телевимірів значень перетоків активної потужності по міждержавних лініях електропередач;
доступність і резервованість каналів передачі даних;
протоколи інформаційного обміну.
8.3.25. ОСП має визначити додаткові вимоги до готовності, надійності і резервованості технічної інфраструктури в Операційній угоді блока РЧП.
8.3.26. ОСП області РЧП повинен:
забезпечувати достатню якість і надійність здійснення розрахунку FRCE;
здійснювати моніторинг якості розрахунку FRCE в режимі реального часу;
вживати заходів у разі помилок при розрахунку FRCE;
не менше одного разу на рік виконувати постфактум моніторинг якості розрахунку FRCE шляхом порівняння фактичних значень сальдо перетоків з плановими (договірними) значеннями.
8.3.27. ОСП разом з іншим ОСП синхронної області бере участь у розробці загальної пропозиції, що стосується визначення блоків РЧП, які мають відповідати таким вимогам:
область моніторингу відповідає або є частиною тільки однієї області РЧП;
область РЧП відповідає або є частиною тільки одного блока РЧП;
блок РЧП відповідає або є частиною тільки однієї синхронної області;
кожен елемент мережі є частиною тільки однієї області моніторингу, тільки однієї області РЧП і тільки одного блока РЧП.
8.3.28. ОСП блока РЧП зобов'язаний:
забезпечувати виконання цільових параметрів ПРВЧ/FRCE в блоці РЧП, визначених в Операційній угоді блока РЧП відповідно до підпункту 8.2.3 пункту 8.2 цієї глави,
дотримуватися правил визначення обсягу РВЧ відповідно до підпункту 8.4.3 пункту 8.4 цієї глави та правил визначення обсягу РЗ відповідно до підпункту 8.4.4 пункту 8.4 цієї глави.
8.3.29. ОСП синхронної області зобов'язаний:
впроваджувати та експлуатувати ППЧ для синхронної області;
дотримуватися правил визначення обсягів РПЧ, відповідно до підпункту 8.4.2 пункту 8.4 цієї глави, та
забезпечувати виконання цільових параметрів якості частоти, визначених у підпункті 8.2.1 пункту 8.2 цієї глави.
8.3.30. ОСП разом з іншим ОСП декількох областей РЧП, об’єднаних міждержавними перетинами, мають право створювати блок РЧП, якщо дотримані вимоги до блока РПЧ, визначені в підпункті 8.3.28 цього пункту.
( Пункт 8.3 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. Регулювання частоти та потужності
8.4.1. Режими системи, пов’язані з частотою системи
1) ОСП повинен:
здійснювати управління ОЕС України з достатніми резервами активної потужності на завантаження/розвантаження, які можуть включати спільне використання резервів або обмін резервами, для забезпечення балансу між виробництвом та споживанням у межах своєї області регулювання;
( Абзац другий підпункту 1 підпункту 8.4.1 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 )
забезпечити якісне регулювання частоти в синхронній області у співпраці з усіма ОСП синхронної області;
забезпечити обмін даними в режимі реального часу з іншими ОСП синхронної області, які мають включати:
режим роботи системи передачі,
фактичні значення АСЕ блоку регулювання/синхронної області;
забезпечити заходи, за яких час існування АСЕ поза зоною нечутливості не перевищувала 15 хвилин;
2) ОСП повинен визначати в Операційній угоді синхронної області процедури управління для передаварійного режиму через порушення меж відхилення частоти системи. Процедури управління повинні бути спрямовані на зменшення відхилення частоти системи з метою відновлення режиму системи до нормального і обмеження ризику входження в аварійний режим. Процедури управління повинні передбачати право ОСП відхилятися від звичайного ПВЧ;
( Підпункт 2 підпункту 8.4.1 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 )
3) якщо система працює в передаварійному режимі через недостатню кількість резервів активної потужності, ОСП повинен у тісній співпраці з іншим ОСП своєї синхронної області та ОСП інших синхронних областей вжити заходи для відновлення та заміни необхідних рівнів активних резервів потужності. Для цього ОСП блока регулювання частоти та потужності має право вимагати від користувачів системи передачі/розподілу зміни виробництва або споживання електричної енергії в межах своєї області регулювання, щоб зменшити або усунути порушення вимог до резерву активної потужності;
( Підпункт 3 підпункту 8.4.1 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 )
4) ОСП має право вимагати внесення змін у виробництво або споживання активної потужності генеруючих одиниць і об'єктів енергоспоживання у відповідних областях, щоб зменшити ПРВЧ (FRCE), якщо:
1-хвилинна середня ПРВЧ (FRCE) блока РЧП перевищує діапазон ПРВЧ (FRCE) рівня 2, щонайменше, протягом часу, необхідного на відновлення частоти, і якщо ОСП блока РЧП не очікує, що ПРВЧ (FRCE) буде значно зменшена шляхом вживання заходів активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних);
ПРВЧ (FRCE) блока РЧП перевищує 25 % від еталонного інциденту синхронної області, протягом більше 30 хвилин поспіль, і якщо ОСП блока РЧП не очікує зменшення ПРВЧ (FRCE) у достатній мірі після вживання заходів активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних).
Суб’єкт моніторингу блока РЧП несе відповідальність за виявлення будь-якого порушення меж, зазначених у цьому підпункті, а також:
інформує іншого ОСП в блоці РЧП;
разом з ОСП блока РЧП виконує узгоджені дії для зменшення ПРВЧ (FRCE), які визначаються в Операційній угоді блока РЧП;
( Підпункт 4 підпункту 8.4.1 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 )
5) суб’єкт моніторингу синхронної області повинен визначати режим системи відносно частоти системи та забезпечувати інформування всіх ОСП у синхронній області, якщо відхилення частоти системи відповідатиме одному із критеріїв передаварійного режиму.
( Підпункт підпункту 8.4.1 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 )
8.4.2. Вимоги до первинного регулювання частоти нормованого ППЧ та РПЧ:
( Абзац перший підпункту 8.4.2 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 № 1848 від 27.12.2022, № 677 від 06.05.2025 )
1) розрізняють загальне первинне регулювання частоти і нормований ППЧ в ОЕС України.
( Абзац перший підпункту 1 підпункту 8.4.2 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 )
Участь у загальному первинному регулюванні частоти є обов’язковою умовою для генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D, які працюють у складі ОЕС України.
( Абзац другий підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 677 від 06.05.2025 )
Усі генеруючі одиниці типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D повинні постійно брати участь у загальному первинному регулюванні частоти.
( Абзац третій підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 677 від 06.05.2025 )
Під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блока РЧП одиниці надання ДП, що мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ, повинні забезпечити надання ДП з РПЧ у повному обсязі (незалежно від того чи були продані ці обсяги на відповідних аукціонах на ДП) з урахуванням доведеного ОСП балансу потужності відповідно до програми системних випробувань на цей час та оперативних команд диспетчера ОСП;
( Підпункт 1 підпункту 8.4.2 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 № 2992 від 29.12.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )( Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
2) загальне первинне регулювання частоти в ОЕС України має здійснюватися з метою збереження електропостачання споживачів і функціонування електростанцій у разі аварійних відхилень частоти;
( Підпункт 2 підпункту 8.4.2 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 )
3) нормований ППЧ має забезпечити стійку видачу необхідного РПЧ з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше та його підтримання до повернення частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії ПВЧ, тобто протягом щонайменше 15 хвилин. Задана величина РПЧ має контролюватись і підтримуватись оперативним персоналом електростанції на генеруючих одиницях, УЗЕ, одиницях споживання, що залучені до нормованого ППЧ;
( Підпункт 3 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
4) у разі еталонного інциденту ППЧ має утримувати квазістатичне відхилення частоти в межах 50 ± 0,2 Гц і динамічне відхилення частоти у межах 50 ± 0,8 Гц;
( Підпункт 4 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5) у разі відхилення частоти від номінальної понад 200 мГц до частот, визначених підпунктом 1 пункту 2.3 глави 2, пунктом 3.1 глави 3, підпунктом 1 пункту 4.1 глави 4 та підпунктом 1 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу, генеруючі одиниці, системи ПСВН, УЗЕ, одиниці споживання, що залучені до нормованого ППЧ, не повинні обмежувати видачу встановленого (фіксованого) РПЧ і додаткової регулюючої потужністі з незмінним значенням статизму в усьому діапазоні регулювання до виникнення технічних обмежень (залежно від виду генеруючої одиниці). У такому випадку додаткова регулююча потужність в ОЕС України забезпечується загальним первинним регулюванням частоти;
( Підпункт 5 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
6) після мобілізації РПЧ встановлюється квазістатичний баланс потужності за нового квазістатичного значення частоти, відмінного від номінального, оскільки ППЧ є статичним і залежність величини відхилення частоти від величини небалансу потужності визначається крутизною СЧХ усієї синхронної області;
( Підпункт 6 підпункту 8.4.2 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) для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України (блока РЧП) нормою участі в загальному первинному регулюванні частоти є забезпечення:
дії ППЧ у межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання УЗЕ;
стійкої видачі наявного РПЧ з моменту відхилення частоти від номінальної на ± 0,2 Гц та більше і до входу відхилення частоти в мертву зону загального первинного регулювання частоти ± 0,2 Гц, тобто не менше 15 хвилин;
динаміка зміни потужності генеруючої одиниці у процесі загального первинного регулювання частоти визначається її наявними системами регулювання і має відповідати вимогам ГКД 34.20.507, а для УЗЕ визначається їхніми наявними системами регулювання та вимогами цього Кодексу;
( Підпункт 7 підпункту 8.4.2 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) для всіх генеруючих одиниць типу В (відповідно до їх технічної спроможності), С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блока РЧП вимогами щодо участі в загальному первинному регулюванні частоти є забезпечення:
дії ППЧ у межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання УЗЕ;
можливості гнучкого налаштування величини мертвої зони частотної характеристики в діапазоні від 0 до 0,2 Гц у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, який враховує технічну спроможність обладнання;
стійкої видачі наявної потужності при виході частоти за межі встановленої мертвої зони частотної характеристики і до входу відхилення частоти в мертву зону частотної характеристики загального первинного регулювання частоти протягом не менше ніж 15 хвилин;
можливості змінювати уставку статизму у діапазоні:
від 2 % до 12 % (для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D відповідно до їх технічної спроможності),
від 0,1 % до 12 % (для УЗЕ типу А1, А2, B, C, D) у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, який враховує технічну спроможність обладнання;
динаміки зміни потужності генеруючої одиниці у процесі загального первинного регулювання частоти, що визначається їх наявними системами регулювання, зокрема для генеруючих одиниць, які мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ - динаміка зміни потужності згідно з підпунктом 13 цього підпункту, а для УЗЕ визначається наявними в них системами регулювання та вимогами цього Кодексу;
( Підпункт 8.4.2 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 № 2992 від 29.12.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
9) забороняється використання пристроїв і систем автоматичного керування, а також ведення режимів роботи електростанцій, енергоблоків (агрегатів), що перешкоджають зміні потужності в разі зміни частоти. З дозволу ОСП допускається короткочасне їхнє використання в разі несправності основного обладнання, щоб запобігти виникненню технологічних порушень або їхньої ліквідації. Після зміни потужності, зумовленої зміною частоти, оперативний персонал електростанцій має право втручатися у процес регулювання потужності тільки в таких випадках:
після відновлення частоти 50,00 Гц;
з дозволу ОСП;
у разі виходу потужності за межі, що допустимі для обладнання;
у разі виходу швидкості зміни потужності за межі, що допустимі для обладнання;
у разі виникнення загрози порушення технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока АЕС;
10) нормований ППЧ має забезпечувати стійку видачу необхідного РПЧ і його утримання, починаючи з моменту відхилення частоти від номінальної на величину мертвої зони частотної характеристики, встановленої відповідно до підпункту 17 цього підпункту, і більше, закінчуючи повною компенсацією небалансу потужності, що виник, і поверненням частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії ПВЧ, тобто протягом принаймні 15 хвилин;
( Підпункт 10 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
11) величина потужності, що видається в ОЕС України або в синхронну область при відхиленні частоти, визначається величиною цього відхилення частоти і крутизною СЧХ ОЕС України/синхронної області. Величина відхилення частоти в разі виникнення небалансу потужності визначається величиною цього небалансу і крутизною СЧХ ОЕС України/синхронної області;
( Підпункт 11 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
12) значення крутизни СЧХ блоку РЧП/синхронної області нормуються значеннями корекції по частоті відповідно до вимог блоку РЧП/синхронної області, які мають задаватися спільно ОСП країн, що працюють синхронно, і періодично (не рідше ніж 1 раз на рік) оновлюватися на основі фактичних даних щодо крутизни СЧХ;
( Підпункт 12 підпункту 8.4.2 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 )
13) потужність, що дорівнює сумарному РПЧ ОЕС України/синхронної області, має активуватись якомога швидше без штучної затримки (через 0,1-2 секунди) з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше.
( Абзац перший підпункту 13 підпункту 8.4.2 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 )
У разі відхилення частоти, що дорівнює або перевищує 200 мГц, час введення в дію сумарного РПЧ ОЕС України/синхронної області на 50% має складати не більше 15 секунд, а всього сумарного необхідного РПЧ - не більше 30 секунд. При цьому активація всього сумарного РПЧ кожного ПДП повинна зростати принаймні лінійно з 15 до 30 секунд.
У разі відхилення частоти менше 200 мГц відповідний активований обсяг РПЧ повинен бути щонайменше пропорційним згідно з динамікою в часі, як зазначено в абзаці другому цього підпункту.
Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що не обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики.
Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики, до повного вичерпання енергоємності в негативному або позитивному напрямку з урахуванням часу надання УЗЕ послуги з РПЧ, визначеному у підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу;
( Підпункт 13 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
14) характеристики нормованого ППЧ у різних блоках РЧП/енергосистемах синхронної області мають бути за можливістю аналогічними, щоб уникнути коливань і динамічного перерозподілу потужності у процесі компенсації небалансу потужності блоків РЧП/синхронної області;
( Підпункт 14 підпункту 8.4.2 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 )
15) максимальний комбінований ефект властивої нечутливості частотної характеристики та можливої навмисної мертвої зони частотної характеристики регулятора (fнч ) одиниць/груп постачання РПЧ не повинен перевищувати 10 мГц;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
16) точність локальних вимірювань частоти, що використовуються у первинних регуляторах частоти, має бути не гірше ± 0,01 Гц (бажано 0,001 Гц) з циклом оновлення вимірювань частоти в діапазоні від 0,1 секунди до 1 секунди і відповідати циклу роботи системи регулювання за допомогою РПЧ, який має не перевищувати 1 секунду;
17) Величина мертвої зони частотної характеристики (± Дельта f0) від номінальної частоти може встановлюватися ОСП у діапазоні від 0 до 200 мГц і за замовчуванням дорівнює 10 мГц, якщо інше не встановлено за оперативним розпорядженням ОСП;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022 )
18) статизм одиниці/групи постачання РПЧ має бути здатним змінюватися відповідно до вимог, установлених у підпункті 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу для генеруючих одиниць та в підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу для УЗЕ, і забезпечувати видачу всього заданого РПЧ у разі відхилення частоти на ± 0,2 Гц і більше. Величина статизму визначає нахил СЧХ регулювання за допомогою РПЧ. За межами мертвої зони величина статизму сігма визначається за формулою
сігма (%) = див. зображення,
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
19) ППЧ має здійснюватися зміною потужності генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання залежно від фактичного відхилення частоти по статичній характеристиці. Для генеруючих одиниць - згідно з рисунком 3, для УЗЕ - по статичній характеристиці ППЧ згідно з рисунком 15;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
20) виведення одиниці агрегації, генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання, з нормованого ППЧ самостійно агрегатором та/або власником генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання забороняється і виконується лише за оперативною командою ОСП розширенням мертвої зони ППЧ до визначеного ним рівня;
( Підпункт підпункту 8.4.2 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, № 1680 від 29.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )
21) величина необхідного сумарного РПЧ області РЧП на завантаження і розвантаження визначається еталонним інцидентом області регулювання або синхронної області при синхронній роботі, який виникає внаслідок аварійного вимкнення найбільш потужного енергоблока або вузла електроспоживання, за якого РПЧ має утримати квазістатичне відхилення частоти в межах ± 0,2 Гц;
( Підпункт 21 підпункту 8.4.2 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 )
22) необхідний розрахунковий РПЧ має розподілятися між блоками РЧП/енергосистемами синхронної області пропорційно їх річному виробленню електричної енергії. Коефіцієнти розподілу Сi між ними загального необхідного резерву розраховуються за формулою
Сi = Ei / Eсум,
( Підпункт 22 підпункту 8.4.2 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 )
23) РПЧ повинен рівномірно розподілятися між електростанціями всередині області/блоку РЧП та їх одиницями/групами постачання РПЧ з тим, щоб мобілізація резерву була максимально швидкою і не спричиняла перевантаження транзитних ліній електропередачі і зовнішніх зв’язків. В ОЕС України РПЧ має розміщатись на якомога більшій кількості одиниць/груп постачання РПЧ. Розподіл РПЧ (узгодження коефіцієнтів розподілу) між блоками РЧП/енергосистемами синхронної області має виконуватися щорічно спільно органами оперативно-диспетчерського управління країн, які працюють синхронно;
( Підпункт 23 підпункту 8.4.2 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 )
24) величина необхідного сумарного нормованого РПЧ для області регулювання ОЕС України залежить від режиму її роботи з енергосистемами інших країн, які впливають на величину прийнятого в синхронній області сумарного РПЧ і коефіцієнта розподілу Сi для області регулювання ОЕС України:
( Абзац перший підпункту 24 підпункту 8.4.2 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 )
для роботи у складі ENTSO-E становить ± 3000 МВт;
для ізольованої роботи ОЕС України ± 1000 МВт).
Частка РПЧ, що вимагається від ОСП у якості первісного зобов’язання і ґрунтується на сумі нетто виробництва та споживання його області РЧП, поділеній на суму нетто виробництва та споживання синхронної області протягом періоду в один рік;
( Абзац четвертий підпункту 24 підпункту 8.4.2 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 )( Підпункт 24 підпункту 8.4.2 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 )
25) прийняті величини первісних зобов’язань із РПЧ для ОЕС України залежно від режиму її роботи:
( Абзац перший підпункту 25 підпункту 8.4.2 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 )
в ізольованому режимі роботи ± 1000 МВт. У цьому режимі ця величина може бути загальним обсягом РПЧ та РВЧ;
у режимі синхронної роботи з ENTSO-E прийняті величини первісних зобов’язань із РПЧ для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення асамблеї ENTSO-E та оприлюднюються на офіційному вебсайті ОСП;
( Абзац третій підпункту 25 підпункту 8.4.2 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 )( Підпункт 25 підпункту 8.4.2 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 )
26) визначення (зміна) характеристик і обсягів РПЧ з метою забезпечення операційної безпеки належить до повноважень ОСП. ОСП синхронної області мають право зазначити в Операційній угоді синхронної області додаткові характеристики РПЧ, необхідні для забезпечення операційної безпеки в синхронній області, з урахуванням встановленої потужності, структури і конфігурації споживання і генерації синхронної області. Ці додаткові характеристики РПЧ визначаються, зокрема, географічним розподілом генеруючих одиниць, УЗЕ, систем ПСВН або одиниць енергоспоживання тощо. Постачальник РПЧ повинен вести моніторинг активації РПЧ і забезпечити надання ОСП даних щодо активації РПЧ;
( Підпункт 26 підпункту 8.4.2 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 )
27) у виняткових випадках (технічні причини, географічний розподіл генеруючих одиниць або одиниць споживання) з метою забезпечення операційної безпеки ОСП, до якого підключено РПЧ, має право виключити постачальників РПЧ з процесу регулювання;
28) управління резервами одиниці чи групи постачання РПЧ може здійснюватися тільки одним ОСП;
29) до нормованого ППЧ залучаються генеруючі одиниці типу С та D, що відповідають вимогам роботи в режимі нормованого ППЧ, встановленим підпунктом 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу, а також одиниці УЗЕ типу А2, С та D, які відповідають вимогам роботи в режимі нормованого ППЧ, встановленим підпунктом 3 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу. Такі генеруючі одиниці мають відповідати вимогам чинних нормативно-технічних документів щодо характеристик маневреності (ГКД 34.25.503-96 "Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги", затверджений Міністерством енергетики та електрифікації України 01 вересня 1996 року, Норми мінімально допустимих навантажень енергоблоків, Норми максимально допустимих швидкостей зміни навантаження при роботі енергоблоків 160 - 800 МВт у регулювальному діапазоні). Усі генеруючі одиниці типу C та D та УЗЕ, не виділені для нормованого ППЧ, мають брати участь у загальному ППЧ;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 677 від 06.05.2025 )
30) обладнання енергоблоків АЕС та їх системи регулювання мають забезпечувати загальне первинне регулювання частоти та нормований ППЧ у заданих діапазонах без порушення діючих відповідних технологічних регламентів безпечної експлуатації енергоблоків АЕС.
( Підпункт 30 підпункту 8.4.2 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 )
8.4.3. Вимоги до ПВЧ та РВЧ:
( Абзац перший підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
1) ПВЧ провадиться для:
підтримки частоти в допустимих межах;
підтримки балансу потужності ОЕС України/блока РЧП/синхронної області шляхом регулювання заданого з частотною корекцією сумарного зовнішнього перетоку ОЕС України/блока РЧП/синхронної області;
підтримки сальдо перетоків потужності по внутрішніх та зовнішніх зв'язках і перетинах у допустимих діапазонах;
забезпечення відновлення РПЧ.
ПВЧ реалізується за допомогою процесу автоматичного відновлення частоти та/або процесу ручного відновлення частоти;
( Підпункт 1 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
2) в ОЕС України/блока РЧП/синхронній області має безперервно здійснюватися:
( Абзац перший підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
ПВЧ в ОЕС України у режимі відокремленої роботи;
( Абзац другий підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
регулювання обмінної потужності із суміжними блоками РЧП/енергосистемами синхронної області з частотною корекцією в режимі синхронної роботи;
( Абзац третій підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
обмеження перетоків потужності по внутрішніх зв’язках і перетинах;
3) порядок організації ПВЧ в синхронній області має спільно встановлюватися ОСП країн, енергосистеми яких працюють синхронно;
( Підпункт 3 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
4) у результаті ПВЧ сумарний зовнішній переток ОЕС України/блока РЧП/синхронної області має підтримуватися на заданому рівні за номінальної частоти. При цьому внутрішні порушення балансу потужності ОЕС України/блока РЧП/енергосистем синхронної області мають усуватися відповідними ОСП за час, не більший 15 хвилин;
( Підпункт 4 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5) система, що забезпечує реалізацію автоматичного відновлення частоти в ОЕС України/блоці РЧП/синхронній області не має реагувати на небаланси потужності, що виникли в сусідніх блоках РЧП/енергосистемах синхронної області. У той же час така система має не перешкоджати дії ППЧ ОЕС України/блока РЧП/синхронної області. У міру того як ПВЧ ОЕС України/блока РЧП/синхронної області, впливаючи на свої генеруючі одиниці, УЗЕ, одиниці споживання, компенсує небаланс потужності, що в ній виник, РПЧ мають відновлюватися до початкових значень;
( Підпункт 5 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
6) в ОЕС України ОСП має визначити лінії електропередачі і внутрішні та міждержавні перетини, перевантаження яких можуть призвести до порушення стійкості синхронної роботи. На цих лініях електропередачі і в перетинах має бути організоване автоматичне обмеження перетоків (АОП) або оперативне обмеження перетоків. У складі САРЧП має бути передбачено швидкодіючі АОП по цих лініях і перетинах, виконані у вигляді інтегральних регуляторів з регульованою зоною нечутливості;
7) перевантаження мають виявлятися і ліквідовуватися АОП, а за його відсутності/неефективності - оперативно за мінімальний час, але, як правило, не більше 20 хвилин у статичних режимах. Для перетинів, зазначених у підпункті 6 цього пункту, ОСП повинен визначити електростанції з розміщенням на них резерву, достатнього для запобігання (ліквідації) перевантаження;
( Підпункт 7 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8) регулювання заданого сумарного зовнішнього перетоку з частотною корекцією має виконуватися за критерієм характеристик мережі, при цьому регульованим параметром (що підлягає зведенню до нуля) є помилка області регулювання G (АСЕ). Помилка області регулювання G обчислюється за формулою
G = DP + K ч · Df,
Помилка регулювання блока РЧП/синхронної області має усуватись із заданою точністю і швидкодією;";
( Підпункт 8 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 )
9) в оперативно-інформаційних комплексах ОСП має бути передбачено формування і відображення інформації про поточне значення АСЕ блока РЧП/синхронної області для здійснення оперативного регулювання заданого перетоку з частотною корекцією;
( Підпункт 9 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
10) у разі відділення ОЕС України від синхронної області на роботу в ізольованому режимі ПВЧ в ОЕС України має забезпечити перехід на астатичне регулювання частоти. У разі з'єднання ОЕС України на паралельну роботу з синхронною областю система, що забезпечує реалізацію автоматичного відновлення частоти має бути переведена в режим регулювання сумарного зовнішнього перетоку потужності блока РЧП/синхронної області з узгодженою частотною корекцією;
( Підпункт 10 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
11) для забезпечення астатичного регулювання частоти ОЕС України або її частин в ізольованому/острівному режимі роботи або сумарного зовнішнього перетоку з корекцією по частоті (зведення відхилення регульованого параметра до нуля) у блоці РЧП/синхронній області процес автоматичного відновлення частоти в ОЕС України має здійснюватися центральним, інтегральним (пропорційно-інтегральним) регулятором, установленим у диспетчерському центрі ОСП, який працює в режимі реального часу в замкнутому контурі регулювання з об’єктом;
( Підпункт 11 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
12) інформаційний обмін між центральним регулятором САРЧП і об’єктами регулювання має бути забезпечено окремою системою збору і передавання інформації (СЗПІ) для САРЧП. Не допускається використання виділених каналів і окремих елементів СЗПІ для цілей, відмінних від збору і передавання даних про режим системи передачі і керуючих дій для одиниць керування, графіків навантаження;
13) РВЧ для області регулювання ОЕС України/блока РЧП/синхронної області на завантаження і розвантаження виділених електростанцій мають створюватися і постійно підтримуватися для забезпечення цілей, зазначених у підпункті 1 цього пункту;
( Підпункт 13 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
14) величина необхідного РВЧ в області регулювання ОЕС України/блоці РЧП/синхронній області має бути достатньою для компенсації:
( Абзац перший підпункту 14 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
нерегулярних коливань небалансу потужності;
динамічної похибки регулювання балансу потужності в години змінної частини графіка навантаження;
найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання (критерій надійності N-1) в області регулювання ОЕС України/блоці 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 )