величиною потужності найбільш потужного вузла споживання електричної енергії, втрата якого можлива в разі вимкнення одного елемента мережі.
Остаточна величина РВЧ визначається як найбільші за модулем величини з цих двох складових, при цьому сумарний діапазон РВЧ може бути несиметричним.
( Абзац восьмий підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 677 від 06.05.2025 )
Величина рРВЧ для області регулювання ОЕС України розраховується як різниця між розрахунковою величиною РВЧ та розрахованою величиною аРВЧ;
( Абзац підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
16) розрахункова величина РВЧ визначається ОСП виходячи з необхідності компенсації найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання та оприлюднюється на його вебсайті;
( Підпункт 16 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 68 від 17.01.2023 )
17) в області регулювання ОЕС України вибір одиниць постачання РВЧ, визначення для них діапазонів РВЧ на завантаження і розвантаження здійснюється ОСП відповідно до Правил ринку.
До автоматичного ПВЧ слід залучати маневрені генеруючі одиниці, УЗЕ, а також регульоване навантаження споживачів, які задовольняють вимоги такого процесу, здатні під дією центрального регулятора змінити потужність у межах заданого резерву. Генеруючі одиниці, що залучаються до автоматичного ПВЧ, мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів щодо характеристик маневреності (Норми мінімально допустимих навантажень енергоблоків, Норми максимально допустимих швидкостей зміни навантаження при роботі енергоблоків 160 - 800 МВт у регулювальному діапазоні).
Під час вибору електростанцій для надання аРВЧ слід ураховувати їх маневреність і регулювальні можливості, при цьому такі резерви мають розміщуватися на електростанціях так, щоб їх можна було б використовувати для розвантаження переобтяжених зв’язків і перетинів;
( Підпункт 17 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
18) електростанції та енергоблоки (агрегати), УЗЕ, а також регульоване навантаження споживачів, що залучаються до РВЧ, мають:
( Абзац перший підпункту 18 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 677 від 06.05.2025 )
забезпечити виконання технічних вимог до РВЧ, встановлених ОСП відповідно до вимог цього Кодексу;
( Абзац другий підпункту 18 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
встановити і забезпечити експлуатацію устаткування СЗПІ і апаратури, яка реєструє фактичне залучення електростанції і кожного енергоблока (агрегата) до регулювання, приймає сигнали керування від центрального регулятора (САРЧП), обмінюється інформацією з цим центральним регулятором (САРЧП) і відповідає вимогам, установленим ОСП відповідно до вимог цього Кодексу;
19) мінімальні технічні вимоги для РВЧ повинні бути такими:
активація одиниці (групи) надання аРВЧ повинна відбуватись відповідно до заданої уставки, отриманої від ОСП з затримкою, що не перевищує 30 секунд;
( Абзац другий підпункту 19 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
час введення в дію (повної активації) РВЧ не більше 15 хвилин;
стійка видача РВЧ з моменту введення в дію (до введення в дію необхідного РЗ), тобто не менше 60 хвилин;
точність вимірювання активної потужності одиниці (групи) надання РВЧ та точність підтримання заданої потужності повинні бути не гіршими ніж ± 1,0 % від номінальної потужності одиниці (групи) надання РВЧ;
вимірювання параметрів і передавання інформації мають проводитися з циклом, не більшим ніж 1 секунда;
одиниця (група) постачання РВЧ повинна виконувати вимоги зі швидкості зміни навантаження;
одиниці (групи) постачання РВЧ мають бути приєднані тільки до одного ОСП;
( Підпункт 19 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
20) кожен постачальник РВЧ повинен:
підтвердити, що його одиниці (групи) постачання РВЧ виконують мінімальні технічні вимоги до РВЧ, вимоги до готовності РВЧ, вимоги до швидкості зміни потужності;
виконувати вимоги щодо доступності РВЧ;
повідомляти свого ОСП, що надає команди щодо резервів, про зниження фактичної готовності або аварійне відключення своєї одиниці (групи, частини групи) постачання РВЧ якомога швидше;
( Підпункт 20 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
21) ОСП для свого блока РЧП повинен визначити в Операційній угоді блока РЧП процедуру попередження ескалації випадків ризику недостатності РВЧ у блоці РЧП.
( Підпункт підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.4.4. Вимоги до ПЗР та РЗ:
( Назва підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023; абзац перший підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
1) для підтримання заданих величин РПЧ і РВЧ та відновлення цих резервів у разі їх використання у процесі регулювання частоти в ОЕС України/блоці РЧП/синхронній області має здійснюватися ПЗР і створюватися РЗ (на розвантаження і завантаження). ПЗР задається потужність генеруючих одиниць, відносно якої розміщуються діапазони ППЧ та ПВЧ. ОСП за умови виконання вимог підпункту 8.3.4 пункту 8.3 цієї глави та вимог до якості регулювання частоти, визначених пунктом 8.2 цієї глави, може використовувати для здійснення ПЗР наявні згідно з підпунктом 5 підпункту 8.4.4 цього пункту засоби без створення РЗ;
( Підпункт 1 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023, № 677 від 06.05.2025 )
2) планова потужність генеруючої одиниці, УЗЕ або одиниці споживання, що бере участь у ПЗР розраховується так, щоб забезпечувалась можливість використання заданих діапазонів РПЧ і РВЧ;
( Підпункт 2 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023, № 677 від 06.05.2025 )
3) ОСП може застосовувати третинне регулювання до того, як буде вичерпано РВЧ. РЗ може використовуватись ОСП у разі зменшення РВЧ на завантаження або розвантаження до 20 % від необхідного обсягу;
( Підпункт 3 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
4) мінімальні технічні вимоги до РЗ:
активація одиниці (групи) надання РЗ за оперативною командою ОСП повинна розпочинатися якомога швидше, без штучної затримки, і відбуватися з максимальною швидкістю зміни потужності, допустимою на даному обладнанні;
максимальний обсяг РЗ визначається виходячи з максимальної швидкості зміни потужності, допустимої на цьому обладнанні, та граничного часу повної активації РЗ - 30 хвилин;
стійка видача РЗ з моменту його введення в дію без обмежень у часі;
точність вимірювання активної потужності одиниці (групи) надання РЗ та точність підтримання заданої потужності повинні бути не гіршими ніж ± 1,0 % від номінальної потужності одиниці (групи) надання РЗ;
вимірювання параметрів і передавання інформації мають проводитися з циклом не більшим ніж 1 секунда;
( Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом 4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )
5) для забезпечення РЗ з метою відновлення регулювальних можливостей ППЧ та ПВЧ мають використовуватися:
( Абзац перший підпункту 5 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023, № 677 від 06.05.2025 )
пуск резервних генеруючих одиниць;
зупинка працюючих генеруючих одиниць;
пуск у генераторному або насосному режимі агрегатів ГАЕС;
завантаження/розвантаження генеруючих одиниць;
вимкнення/увімкнення одиниць споживання;
зміна графіків обміну перетоків потужності з іншими енергосистемами;
робота УЗЕ в режимі відбору/відпуску;
( Підпункт 5 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )
6) РЗ може використовуватись також для надання аварійної взаємодопомоги по запитах суміжних ОСП блоків регулювання/синхронної області, після оформлення через диспетчера ОСП відповідної корекції заданих режимів роботи (графіків навантаження генеруючих одиниць, заданого сальдо зовнішніх перетоків тощо) ОЕС України;
( Підпункт 6 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
7) РЗ має бути достатнім для забезпечення ефективного функціонування ППЧ та РВЧ в заданому обсязі і при необхідній якості регулювання, а також для компенсації похибки планування балансу потужності і втрати генерації;
( Підпункт 7 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8) для ОЕС України розрахунковий РЗ на основі статистичних даних про фактичні небаланси для області регулювання ОЕС України за попередні 10 років має складати:
( Абзац перший підпункту 8 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
на завантаження - не менше 1000 МВт;
на розвантаження - не менше 500 МВт;
( Абзац четвертий підпункту підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )( Абзац п'ятий підпункту підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )( Абзац шостий підпункту підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )( Підпункт підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
9) кожен постачальник РЗ повинен повідомляти ОСП про зниження фактичної готовності або про аварійне відключення своєї одиниці (групи) постачання РЗ, або частини своєї групи постачання РЗ, якомога швидше;
( Підпункт 9 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )
10) ОСП повинен забезпечити відповідність РЗ технічним вимогам, вимогам до готовності та вимогам до приєднання щодо його одиниць (груп) постачання РЗ;
( Підпункт 10 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )
11) одиниці (групи) постачання РЗ мають бути приєднаними тільки до одного ОСП;
( Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
12) активація РЗ повинна відбуватися у відповідності до оперативної команди ОСП;
( Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
13) ОСП для свого блоку РЧП повинен визначити в Операційній угоді блока РЧП процедуру попередження ескалації випадків ризику недостатності РЗ у блоці РЧП.
( Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом 13 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.5. Вимоги до корекції синхронного часу
8.5.1. Корекція синхронного часу має виконуватись з метою контролю та обмеження відхилення (помилки) синхронного часу, єдиного у всіх синхронно працюючих енергосистемах, від скоординованого астрономічного часу UTC.
8.5.2. Помилка синхронного часу виникає і накопичується внаслідок неточності і дискретності вимірювання фактичної частоти і похибки в регулюванні середньої частоти в системах РВЧ і зумовлює відхилення фактичних значень обмінів електричною енергією від планових договірних значень.
( Підпункт 8.5.2 пункту 8.5 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023, № 677 від 06.05.2025 )
8.5.3. Нормально допустимий діапазон помилки синхронного часу дорівнює ±20 секунд та не потребує корекції синхронного часу. Помилка синхронного часу в діапазоні від ±20 секунд до ±60 секунд потребує корекції синхронного часу, а саме корекція помилки синхронного часу виконується узгодженим зсувом уставки по частоті у РВЧ у заданий момент на задану величину (на плюс 0,01 Гц, якщо синхронний час відстає від скоординованого астрономічного часу UTC, або на мінус 0,01 Гц, якщо синхронний час випереджає скоординований астрономічний час UTC) протягом заданого інтервалу часу. Помилка синхронного часу за межами діапазону ±60 секунд є винятковою та може потребувати корекції синхронного часу з застосуванням зсуву уставки по частоті більше ніж 10 мГц.
( Абзац другий підпункту 8.5.3 пункту 8.5 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023, № 677 від 06.05.2025 )
Ці зсуви уставки по частоті встановлюються контролером синхронного часу.
( Абзац другий підпункту 8.5.3 пункту 8.5 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )( Підпункт 8.5.3 пункту 8.5 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
8.5.4. Оскільки контроль синхронного часу і вказівки щодо його корекції мають виходити з одного центру контролю, то всі учасники паралельної роботи в енергооб’єднанні повинні призначити контролера синхронного часу.
8.5.5. Якщо ОСП виконує роль контролера синхронного часу, він повинен безперервно розраховувати синхронний час інтеграцією фактичного значення частоти і визначати його відхилення від скоординованого астрономічного часу UTC, розраховувати корекції синхронного часу та координувати дії з корекції синхронного часу.
8.6. Співпраця з ОСР
8.6.1. ОСП і ОСР повинні співпрацювати з метою сприяння і забезпечення надання резервів активної потужності одиницями (групами) постачання резервів, які розміщено в системах розподілу.
8.6.2. У випадку наявності мережевих обмежень системи розподілу ОСР, до якого підключені резерви (проміжний ОСР), має право, у співпраці з ОСП, встановлювати тимчасові обмеження на видачу резервів активної потужності, які розташовані в його системі розподілу.
9. Регулювання напруги та реактивної потужності
9.1. Завдання регулювання напруги та реактивної потужності в ОЕС України
Завдання регулювання напруги та реактивної потужності в ОЕС України полягає у наступному:
підтримка рівнів напруги в системі передачі у визначених цим Кодексом допустимих межах;
забезпечення резерву реактивної потужності, достатньої для регулювання напруги передавальної мережі з метою підтримання стійкості та безпеки всієї ОЕС України;
обмеження перетоків реактивної потужності для збільшення пропускної здатності високовольтної мережі та мінімізації втрат активної потужності.
9.2. Засоби регулювання напруги та реактивної потужності
Регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється ОСП за допомогою таких засобів:
генеруючі одиниці виробників електричної енергії;
УЗЕ;
( Пункт 9.2 глави 9 розділу V доповнено новим абзацом четвертим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
засоби компенсації реактивної потужності;
пристрої регулювання напруги, які експлуатуються Користувачами, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП.
9.3. Критерії регулювання напруги та реактивної потужності
9.3.1. Значення рівнів напруги в точках приєднання електроустановок ОСР та споживачів до системи передачі має залишатися у межах таких припустимих діапазонів:
нормальні відхилення напруги не повинні перевищувати ± 5 % номінальної напруги;
максимальні відхилення напруги не повинні перевищувати ± 10 % номінальної напруги.
9.3.2. Гранично допустимі рівні напруги в інших точках системи передачі ніж точки приєднання електроустановок ОСР та споживачів:
| __________ Примітки: | * визначається договорами між ОСП та суб’єктами суміжних енергосистем, які володіють на праві власності або мають у користуванні зазначені об’єкти міждержавних електричних мереж. |
9.3.3. Для контрольних точок мінімально допустимі рівні напруги встановлюються на основі розрахунків електричних режимів таким чином, щоб забезпечити 20 % запас статичної стійкості та надійну роботу власних потреб електростанцій при нормальному режимі роботи системи передачі, а також 8 % запас статичної стійкості під час ситуації N-1.
9.3.4. Нормальні відхилення напруги не обмежені щодо тривалості. Максимальні відхилення напруги, визначені у підпункті 9.3.1 цього пункту, допускаються не більше 5 % часу щодоби.
9.3.5. Рівні напруги та діапазони відхилень на прикордонних підстанціях підлягають узгодженню між ОСП синхронної області та визначаються відповідними угодами між цими ОСП.
9.3.6. Регулювання реактивної потужності мають забезпечуватись ОСП, за умови дотримання вимог операційної безпеки, якнайближче до джерел/споживачів реактивної потужності, щоб мінімізувати додаткове навантаження електричних мереж та відповідне зниження їх пропускної спроможності, а також мінімізувати технологічні витрати електричної енергії в електричних мережах у системі передачі/розподілу. Для цього необхідно постійно підтримувати в усіх вузлах електричних мереж баланс між реактивною потужністю, що виробляється та споживається.
9.3.7. Перетоки реактивної потужності по міждержавних лініях повинні регулюватися таким чином, щоб зменшувати їх до нульового або близького до нульового значення.
9.3.8. При необхідності ОСП може укласти угоди з ОСП синхронної області про послуги з регулювання напруги та реактивної потужності.
9.4. Взаємодія ОСП з ОСП синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу при регулюванні напруги та реактивної потужності
9.4.1. ОСП погоджує з ОСП синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, діапазони напруги в точках підключення 110 кВ та нижче, якщо ці діапазони напруги необхідні для підтримки меж операційної безпеки.
9.4.2. ОСП повинен забезпечити резерви реактивної потужності з достатнім обсягом і часом їх реалізації для того, щоб тримати напругу у своїй області регулювання і на міждержавних зв’язках у межах, зазначених у підпункті 9.4.1 цього пункту.
9.4.3. ОСП погоджує з ОСР та споживачами, електроустановки яких приєднані до системи передачі, значення реактивної потужності, діапазони коефіцієнта потужності та значення напруги у точці приєднання.
9.4.4. ОСП має право використовувати всі наявні приєднані до системи передачі ресурси реактивної потужності в межах своєї області регулювання для ефективного управління реактивною потужністю та підтримки діапазонів напруг, зазначених у підпункті 9.4.1 цього пункту.
9.4.5. ОСП у взаємодії з ОСР та споживачами, електроустановки яких приєднані до системи передачі, повинен управляти ресурсами реактивної потужності в межах своєї області регулювання, включаючи блокування автоматичного регулювання напруги та реактивної потужності трансформаторів, та спеціальну автоматику вимкнення навантаження при зниженні напруги, у тому числі за рахунок споживачів систем розподілу, щоб підтримувати межі операційної безпеки та запобігти лавиноподібному падінню напруги в системі передачі.
( Підпункт 9.4.5 пункту 9.4 глави 9 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
9.4.6. ОСП у разі необхідності має право через відповідного ОСР видавати оперативні команди користувачам системи розподілу щодо регулювання напруги та реактивної потужності.
( Підпункт 9.4.6 пункту 9.4 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
9.5. Порядок регулювання напруги та реактивної потужності
9.5.1. Регулювання напруги в мережі 110 кВ і вище здійснюється ОСП в контрольних точках шляхом планування графіків напруги або характеристик залежності напруги від параметрів режиму з урахуванням складу увімкненого електрообладнання.
9.5.2. ОСП визначає перелік контрольних точок, для яких розробляється графік напруги, виходячи з умов стійкості енергосистеми та оптимізації електричних режимів.
9.5.3. ОСП спільно з ОСР повинні розробляти графіки напруги, що містять задані значення напруги та/або реактивної потужності в контрольних точках електричної мережі.
9.5.4. Контрольними точками, в яких напруга контролюється ОСП, є:
шини 110 - 150 кВ усіх підстанцій 330/110 (150) кВ;
шини станцій з встановленою потужністю 100 МВт та більше.
Контрольні точки, в яких напруга контролюється ОСР, визначаються відповідним ОСР та погоджуються з ОСП.
У разі відсутності генерації на станції її шини перестають вважатися контрольною точкою.
9.5.5. ОСП планує графіки напруги так, щоб забезпечити достатні резерви виробництва реактивної енергії в часи високого споживання електричної енергії, а також адекватні резерви для компенсації реактивної потужності в часи низького споживання електричної енергії, щоб мінімізувати перетоки реактивної потужності через передавальні мережі та підтримувати рівні напруги в енергосистемі в межах необхідних діапазонів.
9.5.6. Процес планування графіків напруги при оперативному плануванні полягає в оптимізації ресурсів реактивної потужності на основі фактичних та статистичних оперативних вимірювань, зокрема для резервів генеруючих одиниць та попиту на споживання реактивної потужності. Результатом цього процесу є визначення оптимальних уставок та робочих положень відповідних пристроїв регулювання напруги та реактивної потужності таких, як АРЗ, перемикачі відгалужень, шунтуючі реактори та батареї конденсаторів.
( Підпункт 9.5.6 пункту 9.5 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
9.5.7. Перелік заходів щодо виконання графіків напруги має передбачати дії оперативного персоналу відповідного підпорядкування в розрахункових режимах роботи електричної мережі та у разі раптових змін у її роботі.
9.6. Режими регулювання напруги та реактивної потужності
9.6.1. Регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється у процесі автоматичної (первинне регулювання) та/або оперативної зміни режимів роботи обладнання та/або конфігурації електричної мережі (вторинне регулювання), спрямованої на утримання рівня напруги в гранично допустимих межах для контрольних точок електричної мережі на всіх рівнях (ступенях).
9.6.2. Первинне регулювання напруги та реактивної потужності - децентралізоване (автоматичне) регулювання напруги та реактивної потужності у системі передачі/розподілу, що може бути забезпечене такими засобами:
пристроями АРЗ генеруючих блоків та системами управління УЗЕ;
( Абзац другий підпункту 9.6.2 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
перемикачами відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;
статичними компенсаторами реактивної потужності (СТАТКОМ, СТК тощо);
іншими децентралізованими засобами регулювання напруги та реактивної потужності (СК, БСК, ШР, УЗЕ тощо).
( Абзац п'ятий підпункту 9.6.2 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
9.6.3. Первинне регулювання напруги та реактивної потужності полягає в автоматичному реагуванні регулюючих пристроїв на задані уставки напруги чи реактивної потужності. Первинне регулювання може бути забезпечене лише засобами контролю первинної напруги та реактивної потужності, що складаються з регулятора, приладу для вимірювання напруги та контуру зворотного зв’язку регулювання.
9.6.4. ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, які забезпечують первинне регулювання напруги та реактивної потужності, зобов’язані встановити та забезпечувати технічне обслуговування відповідного обладнання для забезпечення первинного регулювання напруги та реактивної потужності. Це також стосується їхніх частин каналів зв’язку "останніх миль", які використовуються для передачі управляючих сигналів та/або уставок напруги/реактивної потужності.
9.6.5. Вторинне регулювання напруги - централізоване (оперативне або автоматичне) регулювання напруги та реактивної потужності у передавальних мережах (енергосистемі), що може бути забезпечене такими засобами як:
генеруючі одиниці;
перемикачі відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;
синхронні компенсатори;
статичні компенсатори реактивної потужності;
переведення генеруючого обладнання в режим СК;
шунтуючі реактори;
батареї конденсаторів;
перемикання ліній електропередачі.
9.6.6. Вторинне регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється лише за оперативною командою ОСП.
( Підпункт 9.6.6 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
9.6.7. У разі вичерпання регулювального діапазону засобів, зазначених у підпунктах 9.6.2 та 9.6.5 цього пункту, для регулювання напруги можливо застосування таких обмежувальних дій:
1) для запобігання зниженню напруги нижче допустимих значень:
відімкнення однієї сторони довгих передавальних ліній ВН, якщо це допустимо за режимом роботи енергосистеми;
перемикання агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим виробництва;
додаткова оперативна команда ОСП про збільшення вироблення реактивної потужності тепловими електростанціями, окрім атомних електростанцій, за рахунок їхнього виробництва активної потужності, але у межах їхніх технічних обмежень;
( Абзац четвертий підпункту 1 підпункту 9.6.7 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
запит про підтримку реактивною потужністю з суміжних енергосистем;
обмеження та вимкнення споживачів (ГАВ, СГАВ, САВН) для запобігання лавиноподібному падінню напруги, якщо всі інші ресурси регулювання напруги вичерпані;
( Абзац шостий підпункту 1 підпункту 9.6.7 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
оперативні команди користувачам системи розподілу щодо регулювання напруги та реактивної потужності;
2) для запобігання підвищенню напруги вище допустимих значень:
відімкнення батарей статичних конденсаторів на передавальних підстанціях і об’єктах користувачів системи передачі/розподілу;
увімкнення шунтуючих реакторів на магістральних підстанціях і об’єктах користувачів системи передачі/розподілу;
перемикання агрегатів ГАЕС із режиму виробництва в насосний режим;
зменшення вироблення реактивної потужності тепловими електростанціями, окрім атомних електростанцій, у межах їхніх технічних обмежень тощо.
9.6.8. Дії згідно з підпунктом 9.6.7 цього пункту також належать до режимів вторинного регулювання напруги та реактивної потужності.
9.6.9. ОСП та всі користувачі системи передачі/розподілу, які експлуатують обладнання, що бере участь у вторинному регулюванні напруги та реактивної потужності, мають забезпечити постійну здатність їхніх енергоустановок відповідати вимогам щодо вторинного регулювання напруги та реактивної потужності відповідно до вимог глав2, 3 та 6 розділу III цього Кодексу та цієї глави.
( Підпункт 9.6.9 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
9.6.10. Третинне регулювання напруги та реактивної потужності - заходи і дії, які потребують втручання оперативного персоналу генеруючих одиниць для виконання відповідних перемикань і вимагають тривалого часу для їх реалізації, що пов’язується з такими заходами:
зміна положення перемикачів відгалужень трансформаторів без навантаження;
перемикання батарей конденсаторів без навантаження;
перемикання шунтуючих реакторів без навантаження.
10. Контроль струмів КЗ
( Назва глави 10 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
10.1. ОСП повинен визначати для обладнання, яке знаходиться в його оперативному підпорядкуванні:
максимальну межу струму короткого замикання для вибору здатності комутаційного обладнання до відключення;
мінімальну межу струму короткого замикання для правильного функціонування релейного захисту.
10.2. ОСП повинен виконувати розрахунки струмів короткого замикання для того, щоб оцінити вплив енергосистем синхронної області та приєднаного до системи передачі електрообладнання Користувачів, у тому числі малих систем розподілу, на рівні струмів короткого замикання. Якщо система розподілу включно з малою системою розподілу впливає на рівні струмів короткого замикання, вона повинна бути включена у розрахунки струмів короткого замикання у системі передачі.
10.3. Розрахунки струмів короткого замикання необхідні для:
вибору обладнання, яке може без пошкоджень витримувати, а також відключати струми короткого замикання;
визначення термічної та механічної дії струмів короткого замикання на струмопровідні частини електричного обладнання;
розрахунку заземлення;
встановлення впливу на лінії зв’язку;
налаштування релейного захисту;
вибору засобів обмеження струмів короткого замикання.
10.4. Під час виконання розрахунків струмів КЗ ОСП повинен:
( Абзац перший пункту 10.4 глави 10 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
використовувати найбільш точні та якісні наявні дані;
враховувати положення ДСТУ IEC 61909 "Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму";
( Пункт 10.4 глави 10 розділу V доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
брати за основу при розрахунках максимальних струмів КЗ такі експлуатаційні умови, які забезпечують максимально можливий рівень струму КЗ, ураховуючи також внесок у струми КЗ від суміжних систем передачі і систем розподілу, включаючи МСР.
( Абзац четвертий пункту 10.4 глави 10 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
10.5. ОСП повинен застосовувати заходи для запобігання відхиленню від максимальних і мінімальних меж струмів короткого замикання, зазначених у пункті 10.1 цієї глави, для всіх часових інтервалів і для всіх засобів захисту. Якщо відбувається таке відхилення, ОСП повинен застосовувати коригувальні дії або інші заходи для забезпечення того, щоб межі, зазначені в пункті 10.1 цієї глави, не порушувались. Відхилення від цих меж допускається тільки при виконанні послідовності перемикань.
10.6. Під час оцінки та вибору заходів із приведення у відповідність струмів КЗ з нормованими параметрами вимикачів слід ураховувати такі технічні обмеження і фактори:
допустимі рівні підвищення напруги на непошкоджених фазах мережі;
допустимі рівні напруги на нейтралях трансформаторів і автотрансформаторів;
допустимі параметри відновлювальної напруги під час вимикання струмів КЗ;
забезпечення селективності і чутливості релейних захистів;
технічні параметри і техніко-економічні характеристики пристроїв для обмеження КЗ;
надійність електропостачання споживачів;
статичну і динамічну стійкість електропередачі;
якість напруги та інші режимні фактори.
10.7. Заходи з обмеження струмів КЗ:
оптимізація структури і параметрів мережі;
стаціонарний та випереджувальний поділ мережі;
струмообмежувальні пристрої;
оптимізація режиму заземлення нейтралі.
10.8. Засоби обмеження струмів КЗ:
пристрої випереджувального поділу мережі;
струмообмежувальні реактори;
трансформатори і автотрансформатори з розщепленою обмоткою нижчої напруги;
трансформатори з підвищеною напругою короткого замикання;
безінерційні струмообмежувальні пристрої;
струмообмежувальні комутаційні апарати;
струмообмежувальні резистори;
вставки постійного струму;
вставки змінного струму непромислової частоти;
розземлення нейтралей частини трансформаторів;
заземлення нейтралі частини трансформаторів через реактори, резистори чи інші обмежувальні пристрої;
автоматичне розмикання в аварійних режимах третинних обмоток трансформаторів.
11. Контроль потокорозподілу
11.1. ОСП повинен визначати у відповідних інструкціях та довідникових матеріалах максимальні тривалі допустимі навантаження для кожного елемента системи передачі своєї області регулювання.
11.2. ОСП повинен підтримувати потоки потужності в межах операційної безпеки, визначених для нормального та передаварійного режимів. Коефіцієнт запасу по статичній стійкості в нормальному режимі повинен становити не менше 20 %, а під час ситуації N-1 не менше 8 %.
11.3. ОСП повинен координувати аналіз операційної безпеки з іншими ОСП своєї синхронної області відповідно до угод між ОСП синхронної області для забезпечення дотримання потокорозподілу у межах операційної безпеки у своїй області регулювання.
11.4. У ситуації N-1 та у нормальному режимі ОСП повинен підтримувати потоки потужності у межах тимчасових допустимих перевантажень і готувати та здійснювати коригувальні дії, які будуть застосовані в межах часу, дозволеного для тимчасово допустимих перевантажень.
12. Аналіз аварійних ситуацій
12.1. Перелік аварійних ситуацій
12.1.1. ОСП повинен визначити Перелік аварійних ситуацій у його області спостереження, включаючи внутрішні і зовнішні (в інших енергосистемах своєї синхронної області) аварійні ситуації. Перелік аварійних ситуацій має включати звичайні аварійні ситуації і аварійні ситуації виняткового типу, визначені із застосуванням скоординованого аналізу аварійних ситуацій із ОСП своєї синхронної області.
( Підпункт 12.1.1 пункту 12.1 глави 12 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
12.1.2. Для визначення Переліку аварійних ситуацій ОСП повинен класифікувати кожну аварійну ситуацію на основі того, чи є ця ситуація звичайною, аварійною ситуацією виняткового типу або непередбаченою (або не врахованою) аварійною ситуацією (out-of-range), беручи до уваги ймовірність виникнення і такі принципи:
ОСП повинен класифікувати аварійні ситуації тільки для власної області регулювання;
коли умови роботи або погодні умови суттєво підвищують ймовірність виникнення аварійної ситуації виняткового типу, ОСП повинен включити аварійну ситуацію виняткового типу до Переліку аварійних ситуацій;
ОСП повинен включити до Переліку аварійних ситуацій аварійні ситуації виняткового типу, які суттєво впливають на ОЕС України або енергосистеми синхронної області.
( Підпункт 12.1.2 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
12.1.3. Для аналізу аварійних ситуацій кожний Користувач повинен надавати всю необхідну для аналізу аварійних ситуацій інформацію на запит ОСП відповідно до переліку, вказаного у главі 6 розділу X цього Кодексу.
12.1.4. ОСП повинен координувати аналіз аварійних ситуацій принаймні з тим ОСП, що входить до його області спостереження. ОСП повинен повідомити ОСП своєї області спостереження про перелік зовнішніх аварійних ситуацій, включених у його перелік аварійних ситуацій.
( Підпункт 12.1.4 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
12.1.5. ОСП повинен завчасно інформувати ОСП своєї області спостереження про будь-які заплановані зміни топології в елементах його системи передачі, які включені як зовнішні аварійні ситуації в перелік аварійних ситуацій такого ОСП.
( Підпункт 12.1.5 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
12.1.6. ОСП повинен забезпечити достатні точність та циклічність обміну даними для проведення розрахунків потокорозподілу при аналізі аварійних ситуацій.
12.2. Аналіз аварійних ситуацій
12.2.1. ОСП повинен проводити аналіз аварійних ситуацій у своїй області спостереження для виявлення аварійних ситуацій, які ставлять під загрозу операційну безпеку своєї області регулювання, і визначення відповідних коригувальних дій.
( Підпункт 12.2.1 пункту 12.2 глави 12 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )
12.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій своєї області регулювання на основі прогнозних та оперативних даних у режимі реального часу. Вихідним режимом для аналізу аварійних ситуацій є відповідна топологія системи передачі, яка включає заплановані відключення (відповідає ситуації N).
12.2.3. У випадку коли критерій N-1 не може бути забезпечено своєчасно або існує ризик поширення аварійної ситуації на енергосистеми синхронної області, ОСП повинен якнайшвидше підготувати і активізувати коригувальні дії для забезпечення дотримання критерію N-1 і локалізації аварійної ситуації.
12.2.4. ОСП може не дотримуватися критерію N-1 у таких ситуаціях:
протягом виконання перемикань;
протягом періоду, необхідного для підготовки та активації коригувальних дій.
12.2.5. Кожний ОСП має оцінити ризик, пов’язаний з аварійною ситуацію після оцінки впливу кожної аварійної ситуації з його переліку аварійних ситуацій, а також оцінити можливість дотримання меж операційної безпеки в ситуації N-1.
Кожен ОСП повинен забезпечити, щоб потенційні порушення меж операційної безпеки його області регулювання, виявлені під час аналізу аварійних ситуацій, не загрожували операційній безпеці його системи передачі або роботі міждержавних ліній електропередачі.
( Пункт 12.2 глави 12 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
13. Захист системи передачі
13.1. Загальні вимоги до захисту системи передачі
13.1.1. ОСП повинен управляти системою передачі із застосуванням релейного захисту (основного і резервного) та протиаварійної автоматики для автоматичної локалізації та ліквідації пошкоджень, які могли б поставити під загрозу операційну безпеку ОЕС України та/або енергосистем своєї синхронної області.
13.1.2. ОСП повинен, принаймні 1 раз на 5 років, переглядати свою стратегію та концепцію захисту (релейний захист та протиаварійна автоматика) і оновлювати їх, якщо це необхідно для забезпечення правильного функціонування обладнання для захисту енергосистеми і забезпечення операційної безпеки.
13.1.3. Після спрацювання релейного захисту чи протиаварійної автоматики, що впливає на роботу міждержавних ліній або енергосистеми синхронної області, ОСП повинен оцінити правильність роботи захисту та, у разі необхідності, здійснити коригувальні дії.
13.1.4. ОСП повинен задавати уставки для релейного захисту обладнання його системи передачі, які забезпечують надійне, швидке і селективне усунення пошкодження, включаючи резервний захист для усунення пошкодження в разі відмови основного захисту.
13.1.5. До введення в експлуатацію або модернізації пристроїв релейного захисту, що впливає на роботу енергосистем синхронної області, ОСП повинен погоджувати з ОСП своєї синхронної області уставки захисту.
13.1.6. Якщо ОСП використовує протиаварійну автоматику, він повинен: