забезпечити селективність, надійність і ефективність її дії;
при розробці схеми протиаварійної автоматики оцінити наслідки для ОЕС України або енергосистем синхронної області в разі її відмови або неправильної роботи;
переконатися, що дія протиаварійної автоматики узгоджена з дією пристроїв релейного захисту системи передачі та не порушує межі операційної безпеки;
узгоджувати схеми побудови, уставки та дії протиаварійної автоматики з аналогічними системами ОСП своєї синхронної області та Користувачів.
13.2. Аналіз динамічної стійкості
13.2.1. ОСП повинен здійснювати розрахунок та аналіз динамічної стійкості системи передачі відповідно до підпункту 13.2.6 цього пункту та обмін відповідними даними для аналізу динамічної стійкості системи передачі з ОСП своєї синхронної області.
13.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз динамічної стійкості принаймні 1 раз на рік, щоб визначити межі динамічної стійкості і потенційні проблеми з динамічною стійкістю у своїй системі передачі. ОСП повинен проводити аналіз динамічної стійкості скоординовано з ОСП своєї синхронної області.
13.2.3. При проведенні скоординованого аналізу динамічної стійкості ОСП визначає:
обсяг скоординованих розрахунків динамічної стійкості, зокрема розмір розрахункової моделі мережі;
обсяг даних для обміну між заінтересованими ОСП синхронної області;
перелік взаємоузгоджених сценаріїв, аварійних ситуацій або порушень для аналізу динамічної стійкості.
13.2.4. У разі виникнення незатухаючих низькочастотних коливань між областями регулювання, що впливають на декількох ОСП синхронної області, ОСП повинен ініціювати якнайшвидше проведення скоординованого аналізу динамічної стійкості на рівні синхронної області і надати дані, необхідні для такого аналізу.
13.2.5. Якщо ОСП виявляє потенційний взаємний вплив напруги, кута вибігу ротора або стабільності частоти з іншими системами передачі своєї синхронної області, він повинен скоординувати методи, використовувані при аналізі динамічної стійкості, забезпечити необхідні дані, спланувати спільні заходи щодо виправлення ситуації.
13.2.6. При визначенні методів аналізу динамічної стійкості ОСП застосовує такі правила:
якщо межі статичної стійкості досягаються раніше меж динамічної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен виконувати аналіз динамічної стійкості лише на основі результатів розрахунків динамічної стійкості, виконаних для довгострокового планування;
якщо при плануванні відключень межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен провести аналіз динамічної стійкості на етапі оперативного планування на день наперед, поки ці режими існують. ОСП повинен підготувати коригувальні дії, які будуть використовуватися у разі необхідності під час роботи в реальному часі;
якщо мережа в режимі реального часу перебуває в ситуації N, а межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен проводити аналіз динамічної стійкості на всіх етапах оперативного планування і бути здатним якнайшвидше повторно оцінювати межі динамічної стійкості після істотної зміни режиму.
13.2.7. Якщо аналіз динамічної стійкості вказує на порушення меж стійкості, ОСП повинен розробити, підготувати і активізувати коригувальні дії з метою підтримки стійкості системи передачі. Ці коригувальні дії можуть охоплювати користувачів системи передачі/розподілу.
13.2.8. ОСП повинен налаштувати обладнання, релейний захист та протиаварійну автоматику таким чином, щоб час ліквідації порушень, здатних призвести до широкомасштабного стану системи передачі, був меншим ніж критичний час усунення збурень, обчислений ним під час аналізу динамічної стійкості.
( Підпункт 13.2.8 пункту 13.2 глави 13 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
13.2.9. Вимоги до мінімальної інерції, необхідні для забезпечення стабільності частоти на рівні синхронної області:
1) ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області проводить дослідження в синхронній області з метою визначення необхідності встановлення вимог до мінімальної необхідної інерції, з урахуванням витрат і вигод, а також потенційних альтернатив. ОСП повинен повідомляти Регулятора про результати дослідження, а також виконувати періодичний перегляд і оновлення дослідження кожні два роки;
2) якщо дослідження вказують на необхідність встановлення вимог до мінімальної необхідної інерції, ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області розробляє методологію для визначення мінімальної інерції, необхідної для забезпечення операційної безпеки і запобігання порушенню меж стійкості. Така методологія повинна враховувати принципи ефективності та пропорційності, розробляється протягом шести місяців після завершення досліджень, зазначених у підпункті 1 цього пункту, і оновлюється протягом шести місяців після оновлення та отримання результатів досліджень;
3) ОСП у режимі реального часу повинен забезпечити мінімальну інерцію у власній області регулювання відповідно до визначеної методології і результатів, отриманих відповідно до підпункту 2 цього пункту.
( Пункт 13.2 глави 13 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
14. Надзвичайна ситуація в ОЕС України
14.1. Надзвичайна ситуація в ОЕС України виникає у разі дії хоча б одного з критеріїв, визначених у цій главі, та продовжується до моменту його усунення за умови, що інші критерії настання надзвичайної ситуації в ОЕС України не діють.
14.2. Порушення режиму роботи системи передачі, що має місце при настанні надзвичайної ситуації в ОЕС України, характеризується виникненням хоча б одного з таких критеріїв (умов):
1) порушення меж операційної безпеки елементів системи передачі, викликаних виходом за межі граничних значень термічної стійкості, струму короткого замикання, частоти, статичної та динамічної стійкості, напруги (та/або реактивної потужності), визначених графіками напруги в контрольних точках системи передачі, рівні яких визначає ОСП шляхом проведення відповідних розрахунків;
2) порушення меж стійкості, що викликано та/або супроводжується хоча б одним із таких випадків:
зниженням запасу необхідних рівнів статичної стійкості в контрольних точках електричної мережі системи передачі, значення якого складає менше 8 % під час ситуації N-1 на основі розрахунків електричних режимів;
перевищенням порогових значень максимально допустимих перевантажень обладнання та тривалістю за періодами часу, з точки зору теплових характеристик елементів системи передачі та струмових навантажень відповідно до технічних документів, розроблених та затверджених ОСП;
зниженням частоти електричного струму в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,6 Гц та відсутності необхідних резервів потужності в ОЕС України для відновлення значення частоти до 50,0 Гц;
порушенням режиму допустимих перетоків у контрольованих перетинах (визначається для кожного контрольованого перетину інструкціями та положеннями, розробленими та затвердженими ОСП);
3) порушення узгодженого графіка міждержавних сальдо-перетоків електроенергії у режимі паралельної роботи ОЕС України (або її окремої частини) з енергетичними системами суміжних держав відповідно до угод, укладених із ОСП суміжних держав;
4) дефіцит потужності в ОЕС України впродовж періоду максимального навантаження протягом доби, на яку здійснюється прогнозування, для збалансування якого необхідно 4 та більше черг ГПВ;
5) знеструмлення ОЕС України або її окремих частин внаслідок дії режиму системної аварії (blackout state).
14.3. Відповідно до Плану захисту енергосистеми, якщо реалізація протиаварійних заходів виявилася неефективною, при виникненні хоча б одного з критеріїв настання надзвичайної ситуації в ОЕС України, наведених у пункті 14.2 цієї глави, застосовуються надзвичайні заходи (ГОЕ, ГОП, ГАВ, СГАВ, ГПВ, засоби автоматичного відключення навантаження (САВН, АЧР)) відповідно до інструкцій, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.4. Складання та застосування ГОЕ, ГОП, ГАВ, СГАВ, ГПВ здійснюється відповідно до інструкцій, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.5. Порядок підключення електроустановок споживачів до САВН та умови їх залучення до диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОСП та/або ОСР з метою запобігання та/або ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України визначається правилами, затвердженими центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.6. Правила застосування системної протиаварійної автоматики із запобігання та ліквідації небезпечного зниження або підвищення частоти визначаються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.7. Особливості функціонування ринку електричної енергії в умовах настання надзвичайної ситуації в ОЕС України визначаються Правилами ринку.
14.8. У разі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП може застосувати заходи обмеження міждержавних торгівельних операцій електричної енергії.
Заходи обмеження міждержавних торгівельних операцій електричної енергії використовуються ОСП у випадку, коли коригуюча передиспетчеризація або зустрічна торгівля неможливі та не повинні допускати дискримінацію.
14.9. При виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України диспетчерський персонал ОСП повинен якнайшвидше:
оцінити масштаби надзвичайної ситуації в ОЕС України, її розвиток та можливий вплив на безпечну роботу ОЕС України;
доповісти про виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України своєму керівництву;
повідомити наявними та доступними каналами зв’язку Користувачів, яких стосується або може стосуватися надзвичайна ситуація в ОЕС України, про її настання та заходи, що вживаються, і які необхідно вживати до моменту повернення системи передачі в нормальний режим роботи;
визначити та застосувати заходи, необхідні для ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України із Плану захисту енергосистеми/Плану відновлення;
зафіксувати відповідну інформацію в оперативній документації диспетчерського персоналу ОСП.
14.10. При виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП має якнайшвидше, але не пізніше наступного робочого дня з дня її виникнення, повідомити про її настання:
Регулятора;
центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі та центральний орган виконавчої влади, який забезпечує формування та реалізує державну політику у сфері цивільного захисту відповідно до наказу Міністерства внутрішніх справ України та Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 02 березня 2017 року № 178/164 "Про затвердження Інструкції про порядок обміну інформацією у сфері запобігання виникненню та реагування на надзвичайні ситуації між Державною службою України з надзвичайних ситуацій і Міністерством енергетики та вугільної промисловості України", зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 28 березня 2017 року за № 410/30278;
центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики відповідно до наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 21 грудня 2012 року № 1054 "Про затвердження Регламенту оперативних повідомлень щодо порушень у роботі підприємств паливно-енергетичного комплексу України" (у редакції наказу Міністерства енергетики України від 21 вересня 2020 року № 606);
місцеві органи виконавчої влади;
ОСП суміжних держав, якщо відбулося порушення узгодженого графіка міждержавних сальдо-перетоків електроенергії у режимі паралельної роботи ОЕС України (або її окремої частини) з енергетичними системами суміжних держав відповідно до укладених договорів.
14.11. Після виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП має якнайшвидше, але не пізніше однієї години від часу її виникнення, опублікувати на власному офіційному вебсайті оголошення, у якому зазначається така інформація:
умова(-и) за якої(-их) було класифіковано надзвичайну ситуацію в ОЕС України;
час та місце виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України;
частина ОЕС України, на яку поширюється дія надзвичайної ситуації в ОЕС України;
протиаварійні та надзвичайні заходи, які застосовуються на період дії надзвичайної ситуації в ОЕС України.
14.12. При раптових порушеннях режиму роботи ОЕС України або її окремої частини внаслідок аварійних відключень мережевих елементів (ПЛ, АТ, систем шин тощо), втрати значної кількості генеруючих потужностей внаслідок відключення генераторів, корпусів або блоків на електростанціях, що призвело до виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України, публікація ОСП на власному офіційному вебсайті оголошення відповідно до пункту 14.11 цієї глави виконується негайно після застосування ОСП необхідних заходів з ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України або після її повної ліквідації.
14.13. Упродовж 30 днів після ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП готує та подає Регулятору звіт та публікує його на власному офіційному вебсайті.
Звіт повинен містити детальне пояснення та обґрунтування всіх вжитих заходів та їх наслідків.
( Розділ V доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
15. Обмін резервами потужності
15.1. Процес транскордонної активації РВЧ
15.1.1. Метою процесу транскордонної активації РВЧ є надання ОСП можливості здійснювати ПВЧ шляхом обміну потужністю відновлення частоти між областями РЧП.
ОСП має право здійснювати процес транскордонної активації РВЧ для областей РЧП у межах одного блока РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди про транскордонну активацію РВЧ.
15.1.2. ОСП повинен здійснювати процес транскордонної активації РВЧ таким чином, щоб не впливати на:
стабільність ППЧ синхронної області або синхронних областей, що беруть участь у транскордонному процесі активації РВЧ;
стабільність ПВЧ та ПЗР кожної області РЧП, якою управляють ОСП-учасники або причетні ОСП;
операційну безпеку.
15.1.3. ОСП здійснює обмін РВЧ між областями РЧП однієї синхронної області за допомогою однієї з наступних дій:
визначення потоку активної потужності через віртуальну з’єднувальну лінію, яка має бути частиною розрахунку FRCE, якщо активація РВЧ автоматизована;
коригування програми регулювання або визначення потоку активної потужності по віртуальній з’єднувальній лінії між областями РЧП, де активація РВЧ здійснюється вручну;
регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.1.4. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю відновлення частоти між областями РЧП різних синхронних областей шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.1.5. ОСП, який бере участь в одному транскордонному процесі активації РВЧ, повинен забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужності відновлення частоти дорівнювала нулю.
15.1.6. Процес транскордонної активації РВЧ повинен включати резервний механізм, який гарантує, що обмін потужністю відновлення частоти в кожній області РЧП дорівнює нулю або обмежений значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.
15.2. Процес транскордонної активації РЗ
15.2.1. Метою процесу транскордонної активації РЗ є надання ОСП можливості здійснювати ПЗР шляхом реалізації програми регулювання між областями РЧП.
ОСП має право здійснювати процес активації транскордонної активації РЗ для областей РЧП у межах одного блока РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди про транскордонну активацію РЗ.
15.2.2. ОСП повинен впроваджувати процес транскордонної активації РЗ таким чином, щоб не впливати на:
стабільність ППЧ синхронної області або синхронних областей, що беруть участь у процесі транскордонної активації РЗ;
стабільність ПВЧ та ПЗР кожної області РЧП, якою управляють ОСП-учасники або причетні ОСП;
операційну безпеку.
15.2.3. ОСП повинен впроваджувати програму регулювання між областями РЧП однієї синхронної області, виконуючи, щонайменше, одну з наступних дій:
визначення перетоку активної потужності через віртуальну з’єднувальну лінію, яка є частиною розрахунку FRCE;
коригування програми регулювання;
коригування перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.2.4. ОСП повинен впроваджувати програму регулювання між областями РЧП різних синхронних областей, шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.2.5. ОСП повинен забезпечити, щоб сума активацій, передбачених усіма програмами регулювання, дорівнювала нулю.
15.2.6. Процес транскордонної активації РЗ повинен включати резервний механізм, який гарантуватиме, що сума активацій, передбачених програмою регулювання кожної області РЧП, дорівнював нулю або обмежувався значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.
15.3. Обмін та спільне використання резервів у межах синхронної області
15.3.1. ОСП має право брати участь в обміні РПЧ в синхронній області. Обмін РПЧ передбачає передачу зобов'язання щодо підтримки РПЧ від ОСП, що отримує резерв, до ОСП, що приєднує резерв, на відповідний обсяг РПЧ.
15.3.2. ОСП, задіяний в обміні РПЧ у межах синхронної області, повинен дотримуватися обмежень і вимог до обміну РПЧ у межах синхронної області, визначених угодами синхронної області та враховувати такі обмеження:
1) ОСП суміжних блоків РЧП повинен забезпечити, щоб принаймні 30 % їхніх загальних сумарних початкових зобов’язань РПЧ фізично надавалося всередині їх блока РЧП. Обсяг резервної потужності РПЧ, фізично розташованому в блоці РЧП у результаті обміну РПЧ з іншими блоками РЧП, повинен бути обмежений максимумом:
30 % загальних сумарних початкових зобов’язань РПЧ для ОСП блока РЧП, до якого фізична підключена резервна потужність РПЧ;
100 МВт резервної потужності РПЧ;
2) ОСП областей РЧП в одному блоці РЧП повинен мати право визначати в Операційній угоді блока РЧП внутрішні обмеження для обміну РПЧ між областями РЧП в одному блоці РЧП, щоб:
уникнути внутрішніх перевантажень у разі активації РПЧ;
забезпечити рівномірний розподіл резервної потужності РПЧ на випадок розділу мережі;
уникати негативного впливу на стабільність РПЧ або на операційну безпеку.
15.3.3. У разі обміну РПЧ, ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, повідомляють про це іншого ОСП синхронної області.
15.3.4. Будь-який ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, або причетний ОСП, що беруть участь в обміні РПЧ, можуть відмовитися від обміну РПЧ, якщо це призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки при активації РПЧ, що підлягає обміну.
15.3.5. У випадку потенційного впливу на область РЧП, у результаті транскордонного обміну РПЧ ОСП повинен перевірити чи його технічний резерв пропускної спроможності міждержавних електричних мереж є достатнім для забезпечення перетоків потужності, що виникають у результаті активації резервної пропускної спроможності РПЧ, що підлягає обміну.
15.3.6. ОСП в області РЧП повинен відрегулювати параметри розрахунку FRCE для врахування обміну РПЧ.
15.3.7. ОСП, що приєднує резерв, несе відповідальність за дотримання вимог щодо розміщення РПЧ, передбачених цим Кодексом та Операційною угодою синхронної області.
15.3.8. Одиниця або група постачання РПЧ несе відповідальність перед ОСП, що приєднує резерв, за активацію РПЧ.
15.3.9. ОСП повинен забезпечити, щоб обмін РПЧ не впливав на дотримання іншими ОСП вимог щодо РПЧ, які застосовуються до синхронної області.
15.3.10. ОСП не повинен спільно використовувати РПЧ з іншими ОСП синхронної області для виконання його зобов’язань щодо РПЧ і зменшення загального обсягу РПЧ у синхронній області.
15.3.11. ОСП визначають в Операційній угоді синхронної області функції та обов’язки ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетного ОСП для обміну РВЧ та/або РЗ.
15.3.12. У разі якщо відбувається обмін РВЧ та РЗ, ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, інформують про такий обмін іншого ОСП синхронної області.
15.3.13. ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, що беруть участь в обміні РВЧ та РЗ, повинні визначити в угоді про обмін РВЧ та РЗ, власні функції та обов'язки, у тому числі:
відповідальність ОСП, що надає команди щодо резервів, за резервну потужність РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ та РЗ;
обсяг резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ та РЗ;
впровадження процесу транскордонної активації РВЧ та РЗ;
мінімальні технічні вимоги до РВЧ та РЗ, пов’язані з процесом транскордонної активації РВЧ та РЗ, якщо ОСП, що приєднує резерв, не є ОСП, що надає команди щодо резервів;
виконання випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) щодо надання РВЧ та РЗ;
відповідальність за моніторинг виконання технічних вимог до РВЧ та РЗ і вимог щодо доступності РВЧ та РЗ для резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну;
процедури для забезпечення того, що обмін РВЧ та РЗ не призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки.
15.3.14. ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетний ОСП, що беруть участь в обміні РВЧ або РЗ, можуть відмовитися від обміну, передбаченого в пункті 15.3.12, якщо це може призвести до перетоків потужності, що порушують межі операційної безпеки під час активації резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ або РЗ.
15.3.15. ОСП повинен забезпечити, щоб обмін РВЧ та РЗ не заважав ОСП виконувати вимоги до обсягів РВЧ або РЗ.
15.3.16. ОСП разом з ОСП блока РЧП визначає в Операційній угоді блока РЧП власні функції та обов’язки в якості ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетного ОСП для обміну РВЧ та/або РЗ з ОСП інших блоків РЧП.
15.3.17. ОСП повинен визначити в Операційній угоді синхронної області функції та обов’язки ОСП, що забезпечує можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП при спільному використанні РВЧ та РЗ.
15.3.18. У разі спільного використання РВЧ та РЗ, ОСП, що забезпечує можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, інформують про такий обмін іншого ОСП синхронної області.
15.3.19. ОСП, що забезпечує можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, які беруть участь у спільному використанні РВЧ та РЗ, визначають, в угоді про спільне використання РВЧ та РЗ, функції та обов'язки, у тому числі:
обсяг резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ;
впровадження процесу транскордонної активації РВЧ та РЗ;
процедури для забезпечення того, що активація резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ, не призведе до перетоків потужності, порушують межі операційної безпеки.
15.3.20. ОСП, що забезпечує можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетний ОСП, що беруть участь у спільному використанні РВЧ та РЗ, можуть відмовитися від спільного використання РВЧ та РЗ, якщо це може привести до перетоків потужності, що порушують межі операційної безпеки під час активації резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ.
15.3.21. У разі спільного використання РВЧ та РЗ, ОСП, що забезпечує можливість регулювання, повинен надати ОСП, що отримує можливість регулювання, частку власної резервної потужності РВЧ та РЗ, необхідну для виконання вимог до обсягів резервів РВЧ та/або РЗ. ОСП, що забезпечує можливість регулювання, може бути:
ОСП, що надає команди щодо резервів, для резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ;
ОСП, що має доступ до резервної потужності РВЧ та РЗ для спільного використання РВЧ та РЗ через впроваджений процес транскордонної активації РВЧ та РЗ, у рамках угоди про обмін РВЧ та РЗ.
15.3.22. ОСП, що отримує можливість регулювання, несе відповідальність за врегулювання інцидентів і небалансів у випадку, якщо резервна потужність РВЧ та РЗ, що підлягає спільному використанню РВЧ та РЗ, є недоступною через:
обмеження, щоб забезпечити відновлення частоти або налаштувати програму контролю, пов’язану з операційною безпекою;
часткове або повне використання резерву потужності РВЧ та РЗ ОСП, що забезпечує можливість регулювання.
15.3.23. ОСП повинен визначити в Операційній угоді блока РЧП власні функції та обов’язки в якості ОСП, що забезпечує можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП для спільного використання РВЧ та РЗ з ОСП інших блоків РЧП.
15.3.24. ОСП у синхронній області, що складається з декількох блоків РЧП, які беруть участь в обміні РВЧ у синхронній області, дотримуються таких вимог і обмежень:
1) ОСП різних блоків РЧП повинен гарантувати, щоб принаймні 50 % їхньої загальної сумарної резервної потужності РВЧ, що визначається згідно з правилами визначення розмірів РВЧ і до будь-якого скорочення внаслідок спільного використання РВЧ, залишається в межах свого блока РЧП;
2) ОСП областей РЧП в одному блоці РЧП має право, якщо необхідно визначати внутрішні обмеження для обміну РВЧ між областями РЧП блока РЧП в Операційній угоді блока РЧП для того, щоб:
уникнути внутрішніх перевантажень за рахунок активації резервної потужності РВЧ за умови обміну РВЧ;
забезпечити рівномірний розподіл РВЧ по всій синхронній області та блоках РЧП у разі розділу мережі;
уникнути негативного впливу на стабільність РВЧ або на операційну безпеку.
15.3.25. ОСП в блоці РЧП має право спільно використовувати РВЧ з іншими блоками РЧП синхронної області в межах встановлених правил визначення обсягу РВЧ.
15.3.26. ОСП у синхронній області, що складається з декількох блоків РЧП, які беруть участь в обміні РЗ у синхронній області, дотримуються таких вимог і обмежень:
1) ОСП різних блоків РЧП повинен забезпечити, щоб принаймні 50 % їхньої загальної сумарної резервної потужності РЗ, що визначається згідно з правилами визначення розмірів РЗ і до будь-якого скорочення внаслідок спільного використання РЗ, залишалася в межах свого блока РЧП;
2) ОСП областей РЧП в одному блоці РЧП має право, якщо необхідно визначати внутрішні обмеження для обміну РЗ між областями РЧП блока РЧП в Операційній угоді блока РЧП для того, щоб:
уникнути внутрішніх перевантажень за рахунок активації резервної потужності РЗ за умови обміну РЗ;
забезпечити рівномірний розподіл РЗ по всій синхронній області у разі розділу мережі;
уникнути негативного впливу на стабільність РЗ або на операційну безпеку.
15.3.27. ОСП в блоці РЧП має право спільно використовувати РЗ з іншими блоками РЧП синхронної області, у межах встановлених правил визначення обсягу РЗ.
( Розділ V доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
VI. Оперативне планування роботи системи передачі
1. Оперативне планування
1.1. Оперативне планування режиму роботи системи передачі (далі - Оперативне планування) полягає в розробленні планів з реалізації необхідних технічних заходів та дій відповідного персоналу ОСП та Користувачів для забезпечення здатності енергосистеми задовольняти сумарний попит на електричну енергію та потужність у кожний момент часу з дотриманням встановлених показників якості та надійності надання цих послуг.
1.2. Оперативне планування повинне охоплювати період від одного року до одної доби (включаючи внутрішньодобове планування), здійснюватися на відповідний період та включати:
планування зміни стану обладнання електроустановок системи передачі та Користувачів;
планування заходів для забезпечення балансу споживання та виробництва електричної енергії з урахуванням системних обмежень за умови утримання операційної безпеки в заданих межах та планових міждержавних обмінів із суміжними енергосистемами;
визначення пропускної спроможності внутрішніх та міждержавних контрольованих перетинів;
аналіз операційної безпеки;
визначення доступної та вільної пропускної спроможності міждержавних ліній електропередачі;
визначення обсягів резерву активної потужності енергоблоків, а також обсягів інших видів допоміжних послуг.
( Пункт 1.2 глави 1 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
2. Порядок планування зміни стану обладнання системи передачі та Користувачів
2.1. Виведення з роботи обладнання електроустановок здійснюється для переведення його в інший оперативний стан - у резерв, ремонт (плановий або аварійний), консервацію або поза ним - у реконструкцію, випробування, технічне переоснащення, повну заміну, модернізацію, а також для зняття з експлуатації.
( Пункт 2.1 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
2.2. Виведення з роботи обладнання електроустановок у резерв здійснюється на підставі оперативних заявок його власників або за рішенням ОСП для забезпечення поточного балансу електричної енергії та потужності або для дотримання меж операційної безпеки в ОЕС України.
2.3. Виведення з роботи обладнання системи передачі, енергогенеруючого обладнання, УЗЕ, обладнання систем розподілу, обладнання споживача, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП здійснюється на підставі оперативної заявки, яка оформляється відповідно до річних та місячних планів-графіків виведення з роботи обладнання, які затверджуються ОСП.
Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання складаються на підставі річних планів-графіків виведення з роботи обладнання.
( Пункт 2.3 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
2.4. Виведення з роботи генеруючого обладнання електростанцій та УЗЕ, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для переведення його у стан консервації або зняття з експлуатації здійснюється згідно зі Звітом.
( Пункт 2.4 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
2.5. Усі Користувачі повинні подавати ОСП пропозиції щодо виведення з роботи їхнього генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, до 01 червня поточного року та до 01 вересня поточного року - електротехнічного обладнання, яке перебуває в оперативному підпорядкуванні ОСП, для підготовки річного плану-графіка виведення з роботи обладнання на наступний календарний рік.
( Пункт 2.5 глави 2 розділу VI в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020, № 1546 від 16.09.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
2.6. Пропозиції, що надаються Користувачами, мають містити таку інформацію:
реквізити сторони, яка подає пропозиції виведення з роботи обладнання;
причина виведення з роботи обладнання;
( Пункт 2.6 глави 2 розділу VI доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
умови, які необхідно виконати перед виведенням з роботи обладнання в реальному часі (при наявності);
( Пункт 2.6 глави 2 розділу VI доповнено новим абзацом четвертим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
перелік обладнання, що виводиться з роботи;
пропозиції щодо планованих дат (час початку та закінчення) виведення з роботи обладнання.
2.7. Якщо виведення з роботи обладнання повинно мати фіксовану дату початку та фіксовану дату закінчення, що зумовлюється, але не обмежується, взаємодією з іншими Користувачами, або внаслідок конкретних технологічних процесів, або з причини конкретних робіт із технічного обслуговування, то ці дані мають вказуватися у пропозиції про виведення з роботи обладнання. Пропозиції підлягають аналізу та консультаційному процесу між ОСП та Користувачем, який подає пропозицію, а також залученими Користувачами та після їх узгодження вносяться до річного плану-графіка виведення з роботи обладнання як фіксовані.
2.8. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи обладнання магістральних мереж першочергово враховуються плани-графіки ремонтів генеруючого обладнання та УЗЕ. ОСП має сприяти виконанню планів ремонтів генеруючого обладнання, УЗЕ та забезпечити надійну та безперебійну передачу електричної енергії через основну мережу ОЕС України.
( Пункт 2.8 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1234 від 30.09.2022 )
2.9. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи міждержавних ліній електропередачі ОСП узгоджує таке виведення з роботи з суміжними ОСП з максимальним використанням суміщення робіт на обладнанні, якого стосуються відповідні відключення. Планування виведення з роботи міждержавних ліній електропередачі має відповідати положенням Операційних угод енергооб’єднання.
2.10. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи обладнання систем розподілу ОСР повинні враховувати виведення з роботи обладнання магістральних мереж, а також індивідуальні річні плани-графіки виведення з роботи обладнання користувачів системи розподілу, виведення з роботи обладнання на власних мережах та відповідні виведення на мережах суміжних ОСР.
2.11. Під час підготовки річних планів-графіків виведення з роботи обладнання ОСП повинен намагатися задовольнити вимоги, які містяться в одержаних від Користувачів пропозиціях. Якщо пропозицію про вивід з роботи обладнання неможливо задовольнити, ОСП має запропонувати варіанти коригування планів-графіків.
2.12. До 01 серпня поточного року ОСП повинен підготувати та надати відповідним сторонам перший проєкт річного плану-графіка виведення з роботи генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік.
( Пункт 2.12 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
2.13. Користувачі мають право повідомити ОСП про свої обґрунтовані заперечення щодо першого проєкту річного плану-графіка виведення з роботи їхнього генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік не пізніше ніж до 01 вересня поточного року.
( Пункт 2.13 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
2.14. У разі наявності заперечень щодо наданих Користувачами початкових проєктів річних планів-графіків ОСП проводить обговорення зі сторонами, які надали свої заперечення, та іншими заінтересованими Користувачами з метою їх узгодження.
2.15. Річні плани-графіки виведення з роботи генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік затверджуються Головним диспетчером ОСП до 01 жовтня поточного року.
( Пункт 2.15 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
2.16. Річні плани-графіки виведення з роботи електротехнічного обладнання на наступний календарний рік затверджуються Головним диспетчером ОСП до 30 листопада поточного року та передається на відповідну електронну платформу ENTSO-E.
( Главу 2 розділу VI доповнено новим пунктом 2.16 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
2.17. До 15 жовтня кожного календарного року ОСП доводить до відома всіх Користувачів річний план-графік виведення з роботи генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП.
( Пункт 2.17 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
2.18. До 01 грудня кожного календарного року ОСП доводить до відома всіх Користувачів річний план-графік виведення з роботи електротехнічного обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП.
( Главу 2 розділу VI доповнено новим пунктом 2.18 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
2.19. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання на кожний рік набирають чинності з 01 січня відповідного року.
2.20. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, є остаточними та перегляду не підлягають, за винятком непередбачених обставин, які виникли після затвердження річного плану-графіка та які ставлять під загрозу безумовне виконання затверджених планів-графіків.
( Пункт 2.20 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
2.21. Користувачі зобов’язані дотримуватися затверджених планів-графіків виведення з роботи обладнання. Внесення змін до затвердженого плану-графіка виведення з роботи обладнання після 01 жовтня (для генеруючого обладнання та УЗЕ) та після 01 грудня (для електротехнічного обладнання) здійснюється лише з причин порушення безпеки постачання або операційної безпеки, або безпеки експлуатаційного персоналу, або аварійного пошкодження обладнання Користувача, або громадської безпеки у такому порядку:
( Абзац перший пункту 2.21 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020, № 68 від 17.01.2023 )
за рішенням ОСП - якщо відповідне виведення з роботи обладнання обмежується лише обладнанням, яке знаходиться в оперативному управлінні ОСП, та виведення цього обладнання не потребує зміни плану-графіка для інших сторін;
за згодою між ОСП та заінтересованими Користувачами - якщо обладнання знаходиться в оперативному управлінні ОСП, але виведення цього обладнання потребує зміни плану-графіка для інших сторін, або якщо обладнання знаходиться в оперативному віданні ОСП.
( Пункт 2.21 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1234 від 30.09.2022 )
2.22. Прийняті ОСП зміни відображаються в місячному плані-графіку виведення з роботи обладнання.
2.23. Якщо ОСП не може досягти згоди з Користувачем стосовно розробки або зміни річного плану-графіка виведення з роботи обладнання, ОСП приймає остаточне рішення виходячи з операційної безпеки та інформує про це Користувача.
У разі письмового запиту Користувача стосовно цього питання ОСП надає обґрунтування щодо прийняття такого рішення.
2.24. До 10 числа кожного місяця, що передує плановому, Користувачі надають ОСП місячні плани-графіки, що підтверджують виведення з роботи обладнання відповідно до затвердженого річного плану-графіка з урахуванням прийнятих змін.
2.25. Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання мають надаватися Користувачами письмово. Такі дані мають містити таку інформацію:
реквізити сторони, яка подає місячний план-графік виведення з роботи обладнання;
планові виведення з роботи обладнання, які включені до річного плану-графіка;
виведення з роботи обладнання, яке не включене до річного плану-графіка з відповідним обґрунтуванням;
пояснення щодо причин зміни річного плану-графіка, якщо такі зміни мають місце.
2.26. До 26 числа місяця, що передує плановому, ОСП надає затверджений місячний план-графік ремонтів відповідним Користувачам.
( Пункт 2.26 глави 2 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
3. Порядок координації виведення з роботи обладнання
3.1. Для виведення з роботи і резерву об’єктів диспетчеризації ініціатором робіт (Користувачем або ОСП) подається заявка до підрозділу диспетчерського управління ОСП або Користувача відповідно до оперативного підпорядкування об’єктів диспетчеризації.
( Пункт 3.1 глави 3 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )
3.2. Планові заявки подаються на обладнання, що включене до затвердженого плану-графіка виведення з роботи обладнання, на терміни, які передбачені планом-графіком.
3.3. Термінові заявки - заявки для виконання непланового ремонту на об’єктах диспетчеризації за суміщенням з відключенням основного обладнання (ЛЕП, АТ, СШ) для планового ремонту, а також заявки для проведення короткочасного непланового ремонту з метою усунення незначних несправностей на об’єктах диспетчеризації, для проведення якого не потрібна істотна зміна режиму роботи системи передачі.
3.4. Аварійна заявка - заявка для проведення невідкладного ремонту устаткування. Аварійною заявкою також оформлюється аварійний ремонт обладнання, що відключено дією захисту, персоналом через пошкодження, для попередження пошкодження або ліквідації загрози життю людей.
3.5. Форма заявки на виведення обладнання з роботи та перелік необхідних даних, вимог, що стосуються проведення робіт, включаючи заходи з безпеки, терміни подання, розгляду та узгодження заявки, а також повідомлення про результати розгляду визначаються ОСП у відповідних інструкціях, які надаються Користувачам.
3.6. Перелік необхідних даних та вимог, зокрема, має включати:
найменування підприємства, яке дає заявку;
найменування об’єкта, устаткування і вид ремонту;
термін ремонту і час аварійної готовності введення в роботу;
величина зниження і наявної потужності;
коментарі (які роботи будуть виконуватись, номери програм перемикань, номер ремонтної схеми, режим заземлення, режимні заходи, що забезпечують надійну роботу обладнання, енерговузла в ремонтному та ремонтно-аварійному режимах тощо);
стан пристроїв РЗ та ПА на даному об’єкті або прилеглих ПС, у разі його відмінності від нормального режиму, на час дії заявки;
основні заходи для створення безпечних умов виконання робіт;
прізвище уповноваженої особи підприємства, яка підписала заявку.
У разі необхідності ОСП має право запросити додаткові дані.
3.7. Якщо умови експлуатації енергосистеми на запропонований день і час запланованого виведення з роботи обладнання суттєво змінилися порівняно з прогнозованим рівнем балансової надійності та операційної безпеки, оперативно-диспетчерські служби ОСП можуть перенести заплановане виведення з роботи обладнання на термін, необхідний для приведення умов експлуатації енергосистеми до рівня балансової надійності та безпеки, який дозволяє виконати заплановане виведення з роботи обладнання.
3.8. У разі наявності загрози сталому функціонуванню ОЕС України або її частини, безпеці експлуатаційного персоналу або населенню диспетчер ОСП може скасувати дозволену заявку на виведення обладнання. Про причини та обставини щодо прийняття такого рішення ОСП має повідомити суб’єкта, який подавав заявку на виведення обладнання з роботи.
3.9. Рішення по заявках на об’єкти диспетчеризації, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП, приймаються у встановленому ОСП порядку і передаються на підприємства, в оперативному підпорядкуванні яких знаходиться дане обладнання.
4. Порядок введення в роботу обладнання
4.1. Введення в роботу обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, яке знаходилося в резерві, виводилося з роботи для позапланового (невідкладного) ремонту або вимикалося дією захисних пристроїв, здійснюється за дозволом на оперативну заявку персоналу власника цього обладнання або за вимогою ОСП з урахуванням потреб енергосистеми у забезпеченні балансу електричної енергії та потужності або наданні допоміжних послуг.
4.2. Введення в роботу обладнання, яке виводилося з роботи згідно з затвердженим планом-графіком виведення з роботи обладнання, здійснюється з дозволу ОСП на підставі цього плану.
4.3. ОСП має завчасно забезпечити умови для введення в роботу обладнання.
4.4. Якщо узгоджені терміни введення в роботу обладнання не дотримуються, його власник не пізніше ніж за 2 доби до планового терміну має повідомити про це ОСП та запропонувати нові терміни (раніше або пізніше) з обґрунтуванням.
Рішення про час та умови (повне або часткове навантаження, графік навантаження тощо) введення в роботу такого обладнання приймає ОСП та доводить його до відома власника обладнання.
5. Прогнозування споживання та виробництва електричної енергії
5.1. Оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії в ОЕС України здійснюється ОСП з метою планування забезпечення балансової надійності енергосистеми та забезпечення планового виведення з роботи (введення в роботу) обладнання.