( Пункт 5.4 глави 5 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
5.5. Учасники ринку зобов’язані строго дотримуватись заявленого добового графіка потужності виробництва і споживання електричної енергії, застосовуючи всі необхідні заходи щодо його безумовного виконання.
5.6. У разі неможливості дотримання заявленого добового графіка потужності, учасник ринку має повідомити ОСП або інший оперативний персонал, в оперативному підпорядкуванні якого знаходиться це електрообладнання, про причини, величину та прогнозовану тривалість такого відхилення потужності.
5.7. У разі відхилення від добового диспетчерського графіка потужності виробництва та/або імпорту, споживання та/або експорту електричної енергії або у разі отримання повідомлення від учасника ринку про неможливість виконання ним заявленого добового графіка потужності ОСП враховує такі відхилення у процесі балансування енергосистеми.
5.8. Показником дотримання балансу електричної енергії в ОЕС України є:
для режиму паралельної роботи з енергосистемами суміжних держав - відповідність поточного значення перетоку активної потужності через визначений міждержавний перетин плановій величині, визначеній добовим графіком (у тому числі при нульовому значенні) у межах допустимого відхилення, що встановлюється відповідно до умов Операційної угоди синхронного енергооб’єднання;
для режиму роздільної (ізольованої) роботи з енергосистемами суміжних держав - відповідність поточного значення частоти її нормованому значенню.
5.9. В ОЕС України допустимий діапазон відхилення потужності сальдо міждержавних перетоків встановлюється операційними угодами синхронної області. Якщо відхилення сальдо перетоків потужності перевищує договірні величини, ОСП повинен вжити необхідних заходів через механізми балансування, щоб відновити обсяг передачі електричної енергії та потужності до рівнів, зазначених у погодженому добовому графіку.
5.10. Балансування енергосистеми України забезпечується через використання аРВЧ, рРВЧ та РЗ відповідно до глави 8 розділу V цього Кодексу.
( Абзац перший пункту 5.10 глави 5 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
Балансування ОЕС України може забезпечуватися шляхом використання потужностей, що розташовані поза межами ОЕС України.
5.11. Після вичерпання наявних резервів та недосягнення мети балансування ОЕС України ОСП має право оцінити поточний режим роботи енергосистеми як передаварійний режим згідно з пунктом 2.2 глави 2 розділу V цього Кодексу.
5.12. Критерії настання аварійних режимів у системі передачі, порядок їх оголошення та заходи, які застосовуються для захисту енергосистеми в аварійних режимах, визначаються у розділах V та VIII цього Кодексу.
6. Диспетчеризація генеруючих потужностей та використання міждержавних перетинів ОСП
6.1. При диспетчеризації генеруючих потужностей ОСП виконує:
удосконалення системи прогнозування обсягів виробництва та споживання електричної енергії на різні часові відрізки (доба у погодинному розрізі, тиждень, місяць, сезон, рік);
забезпечення оптимальних параметрів режиму роботи ОЕС України (частота електричного струму, рівень напруги в контрольних точках електричної мережі, перетоки потужності в контрольованих перетинах, струмове навантаження елементів мережі);
забезпечення достатніх РПЧ, РВЧ і РЗ та активної потужності в енергосистемі;
( Абзац четвертий пункту 6.1 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
забезпечення достатніх обсягів оперативних режимних та технічних засобів регулювання напруги та реактивної потужності;
розвиток і забезпечення функціонування систем автоматичного регулювання частоти та потужності, системної та протиаварійної автоматики;
забезпечення ефективного функціонування технологічної інфраструктури сегментів ринку електричної енергії, у тому числі ринку допоміжних послуг;
застосування недискримінаційних, конкурентних та прозорих ринкових механізмів при плануванні та реалізації графіків навантаження генеруючих потужностей та УЗЕ.
( Абзац восьмий пункту 6.1 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
6.2. При диспетчеризації об’єктів електроенергетики, що використовують відновлювані джерела енергії, надаються такі пріоритети:
включення до диспетчерського графіка навантаження на наступну добу всіх заявлених генеруючих потужностей;
першочергове навантаження генеруючих потужностей при реалізації диспетчерського графіка навантаження;
відтермінування, за умов забезпечення операційної безпеки мережі, розвантаження або відключення генеруючих потужностей.
6.3. Пріоритети не надаються об’єктам електроенергетики, що використовують відновлювані джерела енергії у випадках:
порушень операційної безпеки мережі, настання аварійних або надзвичайних ситуацій, якщо заходи, необхідні для нормалізації режиму роботи ОЕС України, передбачають неповне навантаження, розвантаження або відключення цих електроустановок;
порушення суб’єктами електроенергетики, які експлуатують відповідні електроустановки, умов підпункту 3 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу.
У разі застосування заходів з неповного навантаження, розвантаження або відключення електроустановок об’єктів електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії, вони мають проводитись на недискримінаційній пропорційній основі, якщо інше не обумовлюється конкретними режимними обставинами.
6.4. У випадку обмежень виробництва електричної енергії об’єктами електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії, з метою забезпечення операційної безпеки мережі та безпеки електропостачання ОСП має надавати Регулятору інформацію щодо таких обмежень із зазначенням причин обмежень та заходів, які він планує здійснити для запобігання таких обмежень.
6.5. При використанні міждержавних перетинів ОСП виконує:
підтримання існуючих та розвиток додаткових потужностей міждержавних перетинів для забезпечення довгострокової спроможності системи передачі задовольнити обґрунтований попит на передачу електричної енергії у відповідному напрямку та у відповідний період часу;
мінімізацію ризику виникнення перевантажень у системі передачі та мережевих обмежень міждержавних перетинів;
обмеження пропускної спроможності міждержавних перетинів з метою врегулювання обмежень всередині ОЕС України можливе лише для запобігання чи усунення порушення операційної безпеки функціонування системи передачі;
здійснення диспетчеризації та використання міждержавних перетинів виключно на основі економічних критеріїв та з урахуванням технічних обмежень енергосистеми;
застосування недискримінаційних, конкурентних та прозорих ринкових механізмів при використанні пропускної спроможності міждержавних перетинів.
6.6. Спільні принципи діяльності ОСП та інших учасників ринку електричної енергії такі:
дотримання правил та критеріїв безпеки постачання електричної енергії та стандартів операційної безпеки функціонування ОЕС України;
урахування існуючих та прогнозних показників попиту та пропозиції електричної енергії та обґрунтованих припущень щодо розвитку генерації, споживання електричної енергії (у тому числі обсягів міждержавних комерційних обмінів електричною енергією та зберігання енергії) та планів розвитку суміжних енергосистем при плануванні розвитку системи передачі ОЕС України.
( Абзац третій пункту 6.6 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
7. Агрегація
7.1. ОСП при виконанні функцій з диспетчерського управління має право надавати оперативні команди агрегатору щодо його одиниці агрегації.
7.2. Агрегатор управляє та несе відповідальність перед ОСП за невиконання графіка та оперативних команд ОСП щодо його одиниці агрегації.
7.3. Договір про участь в агрегованій групі має містити умови, зокрема щодо відповідальності агрегатора за:
невиконання оперативних команд ОСП щодо зміни активної потужності одиниці агрегації у процесі диспетчерського управління, у тому числі для забезпечення меж операційної безпеки;
складання добових графіків електричної енергії без урахування обсягів купленої та проданої електричної енергії та ненадання їх ОСП;
невиконання акцептованих ОСП добових графіків електричної енергії.
( Розділ VII доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )
VIII. Робота системи передачі в аварійних режимах та у режимі відновлення
1. Аварійні режими роботи системи передачі та порядок їх оголошення
1.1. Рішення про класифікацію режиму роботи системи передачі як аварійного, режиму системної аварії або режиму відновлення приймає черговий диспетчер ОСП на підставі умов, зазначених у пунктах 2.3 - 2.5 глави 2 розділу V цього Кодексу.
1.2. Усі заходи, які вживаються для запобігання виникненню та розвитку аварійного режиму, а також для відновлення нормального режиму роботи системи передачі визначаються та здійснюються відповідно до Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення, що є частиною Плану захисту енергосистеми.
1.3. При виникненні аварійного режиму диспетчерський персонал ОСП повинен якнайшвидше:
оцінити масштаби аварійного режиму, його розвиток та можливий вплив на безпечну роботу ОЕС України;
доповісти про виникнення аварійного режиму своєму керівництву;
повідомити наявними та доступними каналами зв’язку Користувачів, яких стосується або може стосуватися аварійний режим, про його 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 аварійного режиму із Плану захисту енергосистеми;
зафіксувати відповідну інформацію в оперативній документації диспетчерського персоналу ОСП.
1.4. При виникненні режиму системної аварії, який класифікується як надзвичайна ситуація в ОЕС України, ОСП діє згідно з положеннями глави 14 розділу V цього Кодексу.
1.5. Розподіл обов’язків і відповідальності між ОСП та користувачами системи передачі/розподілу під час виконання Плану захисту енергосистеми визначається відповідними інструкціями, що розробляються ОСП та користувачами системи передачі/розподілу відповідно до оперативної підпорядкованості об’єктів диспетчеризації та деталізують і конкретизують положення і заходи Плану захисту енергосистеми.
В інструкціях також визначаються дії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу під час порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв’язку, каналів передачі даних тривалістю більше 5 хвилин.
Інструкції користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, мають бути узгоджені з ОСП.
1.6. Інформація щодо виникнення, розвитку та ліквідації аварійного режиму в системі передачі (фіксація, класифікація, повідомлення, оголошення, виконані протиаварійні заходи тощо) має бути занесена до оперативної документації диспетчерського персоналу ОСП.
1.7. Упродовж 30 днів після застосування заходів з примусового обмеження величини споживаної електричної енергії та/або потужності або оперативного (ручного) відключення користувачів системи передачі/розподілу згідно з вимогами підпункту 4 пункту 3.5 глави 3 цього розділу для упередження порушення сталої роботи енергосистеми ОСП готує звіт та подає його Регулятору, а також публікує його на власному офіційному вебсайті. Звіт повинен містити детальне пояснення та обґрунтування всіх вжитих заходів та їх наслідків.
1.8. Користувачі системи передачі/розподілу не мають права перешкоджати суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, використовувати наявні у них засоби телекомунікації та джерела резервного живлення об’єктів електроенергетики у разі включення таких засобів та обладнання до Плану захисту енергосистеми.
2. Розробка та застосування Плану захисту енергосистеми
2.1. Для ліквідації аварійних режимів роботи системи передачі, протидії їх негативним наслідкам для ОЕС України і енергосистем суміжних держав, які працюють паралельно з ОЕС України, ОСП після консультацій з ОСР, значними користувачами, Регулятором, суміжним ОСП та іншим ОСП його синхронної області, зобов’язаний розробити План захисту енергосистеми, який має передбачати всі необхідні протиаварійні та/або надзвичайні заходи для найбільш імовірних сценаріїв виникнення, розвитку та ліквідації аварійної або надзвичайної ситуації в ОЕС України.
Виконання Плану захисту енергосистеми є обов’язковим для всіх користувачів системи передачі/розподілу, задіяних у його виконанні, а відмова від участі у Плані захисту енергосистеми або неналежне виконання передбачених у ньому положень і заходів, яке завдало шкоди енергосистемі та користувачам системи передачі/розподілу, забороняється.
2.2. План захисту енергосистеми має на меті недопущення та усунення аварійного режиму або надзвичайної ситуації в ОЕС України, повернення енергосистеми до нормального режиму, зокрема:
забезпечення з’єднання частин енергосистеми в разі їх відокремлення із застосуванням АЛАР або в інший спосіб;
здійснення заходів для включення всіх відключених споживачів або зняття обмеження щодо споживання ними електричної енергії та потужності;
досягнення необхідного рівня запасу стійкості енергосистеми;
забезпечення відновлення необхідних обсягів РПЧ і РВЧ, а також інших видів резервів.
2.3. План захисту енергосистеми має визначати, зокрема:
умови (критерії), за яких він активується та застосовується;
порядок його доведення до відома користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту;
загальний порядок дій та взаємодії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг із захисту, об’єкти електроенергетики яких приєднані до електричних мереж ОЕС України, під час ліквідації аварійних режимів (у тому числі надзвичайної ситуації в ОЕС України);
заходи, які підлягають узгодженню або координації в режимі реального часу з визначеними сторонами;
порядок взаємодії з ОСП суміжних держав;
розподіл обов’язків і відповідальності між ОСП та користувачами системи передачі/розподілу, зокрема постачальниками послуг із захисту, які задіяні у його виконанні;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСП на його електроустановках;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСР, і перелік ОСР, відповідальних за здійснення таких заходів на їхніх електоустановках;
перелік значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), визначених з дотриманням вимог порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого Кабінетом Міністрів України, відповідальних за здійснення на їхніх установках заходів, передбачених Планом захисту енергосистеми, та перелік заходів, що підлягають здійсненню такими значними користувачами;
перелік значних користувачів, до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження електропостачання, та умов їх відключення та відновлення електропостачання;
кінцеві терміни здійснення кожного заходу, перерахованого у Плані захисту енергосистеми;
порядок видачі попереджень про впровадження заходів та дій значних користувачів, зокрема постачальників послуг із захисту у разі отримання цього попередження;
заходи захисту енергосистеми шляхом впливу на обладнання електричних мереж, включаючи зміни схем електричних з’єднань, режимів роботи обладнання, що регулюється, та застосування аварійного розвантаження;
заходи захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту, зокрема процедури управління відхиленнями частоти, відхиленнями напруги, перетоками потужності, процедура надання допомоги в забезпеченні активною потужністю;
конкретні протиаварійні та/або надзвичайні заходи, які ОСП застосовує на період дії кожного аварійного режиму (у тому числі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України), режиму системної аварії для найбільш ймовірних сценаріїв виникнення, розвитку та ліквідації аварійної та/або надзвичайної ситуації в ОЕС України;
порядок відновлення режимів роботи енергосистеми у процесі ліквідації аварійного режиму роботи системи передачі;
порядок застосування заходів, обсяги та послідовність їх упровадження, а також перелік контрольних точок, у яких оцінюється рівень та тривалість відхилення напруги;
заходи з примусового зменшення величини споживаної потужності та аварійного відключення користувачів системи передачі/розподілу (надзвичайні заходи) для ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України;
порядок фіксації суб'єктами, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, часу та обсягів виконання відповідних заходів у їх оперативних документах та передачі інформації про виконані заходи між рівнями оперативної підпорядкованості органів диспетчерського управління ОЕС України;
оперативні заходи щодо відновлення режиму роботи енергосистеми після виникнення режиму системної аварії, у тому числі заходи захисту енергосистеми:
у разі виникнення синхронних коливань в енергосистемі,
при зниженні або підвищенні частоти,
при відхиленні рівня напруги за допустимі межі,
з регулювання споживання електричної енергії та потужності,
при порушенні синхронного режиму роботи окремих частин ОЕС України та/або генеруючих одиниць,
у разі перевищення максимально допустимого перетоку та сальдо-перетоку потужності по міждержавних перетинах ОСП,
у разі перевищення величини допустимої генерації окремих генеруючих одиниць у ремонтних та післяаварійних схемах прилеглої мережі,
у разі перевантаження елемента мережі по струму.
Заходи, передбачені у Плані захисту енергосистеми повинні відповідати таким принципам:
вони повинні мати мінімальний вплив на користувачів системи передачі/розподілу;
вони повинні бути економічно ефективними;
тільки необхідні заходи підлягають активації;
вони не повинні призводити до аварійного режиму або режиму системної аварії в системі передачі ОСП або в об’єднаних системах передачі.
ОСП може розширювати перелік положень та заходів Плану захисту енергосистеми за результатами моделювання роботи енергосистеми в умовах аварійних режимів, проведення випробувань та тестувань щодо дій в умовах аварійних режимів, а також практики застосування Плану в різних ситуаціях та відповідного досвіду інших ОСП синхронної області.
2.4. План захисту енергосистеми розробляється ОСП та підлягає перегляду не рідше одного разу на 5 років, крім необхідності позачергового перегляду у разі:
введення в експлуатацію нових генеруючих одиниць, що можуть бути задіяні в ньому;
виведення з експлуатації генеруючих одиниць, які були задіяні у ньому;
приєднання нових значних користувачів до мереж ОСП/ОСР, які мають вплив на його реалізацію;
зміни конфігурації мереж ОСП, що впливає на нього;
введення в експлуатацію нових міждержавних ліній електропередачі, що впливає на нього;
настання ситуації в ОЕС України, не передбаченої в ньому, на основі результатів моделювання роботи енергосистеми в умовах аварійних режимів, проведених випробувань та тестувань щодо дій в умовах аварійних режимів, а також практики застосування Плану захисту енергосистеми в різних ситуаціях та відповідного досвіду ОСП суміжних держав;
якщо при виникненні, розвитку та ліквідації аварійного режиму зафіксовані обставини, не передбачені Планом захисту енергосистеми, або дії автоматичних пристроїв чи оперативного персоналу будь-якого рівня диспетчерського управління згідно з Планом захисту енергосистеми за результатами розслідування відповідного технологічного порушення виявились недостатньо ефективними.
Під час регулярного перегляду Плану захисту енергосистеми ОСП повинен враховувати:
стан розвитку його мережі з моменту останнього перегляду або першої розробки;
можливості нового обладнання, встановленого в системах передачі та розподілу з моменту останнього перегляду або першої розробки;
значних користувачів, обладнання яких було введене в експлуатацію з моменту останнього перегляду або першої розробки, їхні можливості та відповідні пропоновані послуги;
проведені випробування та аналіз системних подій;
експлуатаційні дані, зібрані в нормальному режимі та після порушень.
ОСП повинен переглядати відповідні заходи свого Плану захисту енергосистеми перед будь-якою суттєвою зміною конфігурації мережі.
Зміни до Плану захисту енергосистеми вносяться за ініціативою ОСП після консультацій з Регулятором.
2.5. ОСП залучає для консультацій ОСР, відповідних користувачів системи передачі/розподілу, значних користувачів, у яких виникають зобов’язання брати участь у передбачених ОСП заходах захисту/відновлення ОЕС України, регуляторні органи, суміжний ОСП та інший ОСП у його синхронній області під час процесу складання та/або перегляду ОСП Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення.
2.6. ОСП повинен впровадити заходи, передбачені Планом захисту енергосистеми, які мають бути впроваджені в системі передачі. Він повинен надалі підтримувати впроваджені заходи.
2.6.1. ОСП повинен повідомити приєднаних до системи передачі ОСР про заходи, включно з кінцевими термінами впровадження, що підлягають впровадженню:
на установках ОСР відповідно до Плану захист енергосистеми;
на установках значних користувачів, визначених відповідно до Плану захисту енергосистеми, і приєднаних до їхніх систем розподілу;
на установках надавачів послуг із захисту, приєднаних до їхніх систем розподілу;
на установках ОСР, приєднаних до їхніх систем розподілу.
2.6.2. ОСП повинен повідомити значних користувачів, визначених відповідно до Плану захист енергосистеми, або постачальників послуг із захисту, безпосередньо приєднаних до системи передачі, про заходи, які мають бути впроваджені на їхніх електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.
2.6.3. ОСП повинен безпосередньо повідомити значних користувачів, визначених відповідно до Плану захисту енергосистеми, постачальників послуг із захисту чи ОСР, приєднаних до систем розподілу, про заходи, які мають бути впроваджені на їхніх установках, включно з кінцевими термінами їх впровадження. Він повинен інформувати відповідного ОСР про таке повідомлення.
2.6.4. Після отримання повідомлення від ОСП ОСР повинен невідкладно повідомити значних користувачів, постачальників послуг із захисту та ОСР, приєднаних до його системи розподілу, про заходи Плану захисту енергосистеми, які вони повинні впровадити на їхніх відповідних електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.
2.6.5. Кожен повідомлений ОСР, значний користувач і постачальник послуг із захисту повинен:
впровадити заходи, повідомлені відповідно до Плану захисту енергосистеми, протягом 12 місяців з дати повідомлення;
підтвердити впровадження заходів відповідному Оператору, що надав повідомлення. Якщо відповідний Оператор є ОСР, він повинен повідомити ОСП про таке підтвердження;
підтримувати заходи, впроваджені на його електроустановках.
2.6.6. Кожен ОСР, якого стосується впровадження відключення навантаження при зниженні частоти на своєму обладнанні, повинен раз на рік оновлювати повідомлення для відповідного Оператора, що надав повідомлення, зазначене у підпункті 2.6.5 цього пункту. Таке повідомлення має містити значення частоти, за яких ініціюється відключення нетто-навантаження, і відсоток нетто-навантаження, яке відключають при досягненні кожного з таких значень.
2.6.7. ОСП повинен здійснювати моніторинг належного впровадження відключення навантаження при зниженні частоти на основі щорічного письмового повідомлення, зазначеного в підпункті 2.6.6 цього пункту, а також на основі даних про впровадження електроустановок ОСП, де це можливо.
2.7. Доведення Плану захисту енергосистеми до відома користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту, здійснюється ОСП у такому порядку:
1) згідно з Планом захисту енергосистеми РДЦ ОСП розробляють інструкції для свого регіону, якими мають керуватися користувачі системи передачі/розподілу;
2) на підставі отриманих від РДЦ ОСП інструкцій користувачі системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальники послуг із захисту, розробляють власні інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики, у яких визначають координацію дій власного оперативного персоналу з оперативним персоналом інших суб’єктів господарювання, які беруть участь у цьому процесі, та послідовність дій із захисту підпорядкованих об’єктів. Інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики погоджуються з РДЦ ОСП. Перелік окремих об’єктів електроенергетики, по яких інструкції погоджуються з РДЦ ОСП визначаюся РДЦ ОСП та доводяться до користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальників послуг із захисту;
3) інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики мають визначати ознаки та величини, що характеризують аварійні режими, та відповідні дії оперативного персоналу та ПА у разі:
втрати стійкості енергосистеми або її частини;
підвищення або зниження частоти;
підвищення або зниження напруги;
порушення режиму допустимих перетоків у контрольованих перетинах енергосистеми;
перевантаження (перевищення допустимих струмових навантажень) елементів електричної мережі;
виникнення коливань активної потужності;
порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв’язку, каналів передачі даних;
4) в інструкції з захисту об’єктів електроенергетики для захищених споживачів окремо зазначаються умови обмеження, відключення електропостачання та тривалість залучення до виконання Плану захисту енергосистеми;
5) у разі внесення ОСП змін до Плану захисту енергосистеми кожен із користувачів системи передачі/розподілу, який бере участь у його виконанні, зокрема постачальник послуг із захисту, зобов’язаний привести у відповідність до цих змін інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики у строк, установлений ОСП у відповідному супровідному листі;
6) ОСП визначає режим доступу користувачів системи передачі/розподілу до Плану захисту енергосистеми з урахуванням їх участі у його виконанні.
Користувачі системи передачі/розподілу зобов’язані надавати ОСП інформацію, що необхідна для розробки Плану захисту енергосистеми, а ОСП має забезпечити її конфіденційність.
2.8. При виконанні Плану захисту енергосистеми ОСП може залучати користувачів системи передачі/розподілу в рамках заходів, які передбачені пунктом 2.3 цієї глави, та протягом часу відповідно до ситуації, яка склалась в енергосистемі.
2.9. У доповнення до заходів захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту відповідно до пунктів 3.2 - 3.3, підпункту 3.4.1 пункту 3.4 глави 3 цього розділу ОСП повинен активувати процедуру Плану захисту енергосистеми, якщо:
система залишається в аварійному режимі після застосування всіх необхідних коригувальних дій і відсутні доступні заходи для відновлення нормального режиму системи;
аналіз операційної безпеки вказує на необхідність застосування відповідних заходів з Плану захисту енергосистеми додатково до активованих коригувальних дій.
2.10. Під час застосування ОСП Плану захисту енергосистеми користувач системи передачі/розподілу зобов’язаний без будь-якої затримки виконувати інструкції та процедури згідно з Планом захисту енергосистеми, відповідні оперативні команди і розпорядження ОСП.
2.11. Активація заходів, визначених у Плані захисту енергосистеми, які мають вплив на системи передачі суміжних держав, має бути узгоджена з відповідним ОСП суміжної держави.
2.12. Принципи взаємодії ОСП з упровадження заходів Плану захисту енергосистеми з ОСП суміжних держав визначаються у відповідних операційних угодах, що стосуються питань операційної безпеки та регламентують умови паралельної роботи енергосистем цього ОСП.
ОСП, за відповідним запитом суміжного ОСП в аварійному режимі, повинен надати через міждержавні перетини будь-яку посильну допомогу суміжному ОСП, що подав запит, за умови, що це не призведе до аварійного режиму або режиму системної аварії в системі передачі або в енергосистемах суміжних держав.
Якщо допомогу необхідно надавати через міждержавні лінії електропередачі постійного струму, вона може полягати у здійсненні таких дій з урахуванням технічних характеристик і здатності системи ПСВН:
заходи з ручного регулювання передаваної активної потужності, щоб допомогти ОСП в аварійному режимі привести перетоки потужності в межі операційної безпеки або частоту суміжної синхронної області - у межі частоти системи в передаварійному режимі;
функції автоматичного регулювання передаваної активної потужності на основі сигналів і критеріїв;
автоматичне регулювання частоти при роботі в острівному режимі;
регулювання напруги та реактивної потужності;
будь-які інші доцільні дії.
2.13. ОСП може відключити будь-який елемент системи передачі, що має вплив на паралельну роботу енергосистеми суміжних держав, з дотриманням таких вимог:
відключення має бути узгоджене з ОСП суміжної держави;
відключення не призведе до аварійного режиму або режиму системної аварії в енергосистемах суміжних держав.
2.14. За виняткових обставин, що включають порушення меж операційної безпеки, для запобігання ризикам загрози життю і здоров’ю персоналу або ймовірності пошкодження обладнання ОСП може без узгодження ОСП суміжної держави відключити будь-який елемент системи передачі, що має транскордонний вплив, у тому числі міждержавну лінію електропередачі. Протягом 30 днів після інциденту ОСП має підготувати звіт, що містить детальне пояснення про обґрунтованість, реалізацію та наслідки таких дій, та надати його Регулятору, а також відповідним ОСП (принаймні англійською мовою) та користувачам системи передачі/розподілу, що зазнали впливу від такого відключення.
2.15. Загальний порядок дій та взаємодії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальники послуг із захисту під час ліквідації аварійних режимів (у тому числі при настанні надзвичайної ситуації в ОЕС України) повинен бути спрямований на:
запобігання розвитку аварійного режиму;
відновлення в найкоротший термін електроживлення споживачів та якості електричної енергії;
зняття в найкоротший термін обмежень з допустимих величин навантажень контрольованих перетинів та джерел генерації;
створення максимально надійної післяаварійної схеми електричної мережі або окремих її частин;
з’ясування стану устаткування, відключення якого відбулося під час аварійної або надзвичайної ситуації в ОЕС України, і можливості введення його в роботу.
Користувачі системи передачі/розподілу, задіяні в заходах, що передбачені Планом захисту енергосистеми, повинні діяти відповідно до погоджених з РДЦ ОСП інструкцій.
2.16. Для запобігання порушенню операційної безпеки разом з упровадженими коригувальними діями, що передбачені розділом V цього Кодексу, за результатами проведення аналізу операційної безпеки ОСП повинен впроваджувати заходи Плану захисту енергосистеми, залучаючи користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту в обсягах та тривалістю, які необхідні для забезпечення надійного режиму роботи енергосистеми.
ОСП залучає користувачів системи передачі/розподілу до виконання Плану захисту енергосистеми шляхом:
регулювання поточної потужності генеруючих одиниць;
включення/відключення генеруючих одиниць;
зміни режиму роботи УЗЕ;
застосування заходів з обмеження споживання (ГОЕ, ГОП) при виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України.
2.17. У разі загрози настання форс-мажорних обставин, що за своїм спрямуванням та розвитком можуть спричинити аварійний режим роботи системи передачі, ОСП вживає заходів щодо запобіганню або мінімізації його наслідків шляхом:
надання відповідного попередження про впровадження Плану захисту енергосистеми суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України за ієрархічною структурою та, у разі загрози настання системної аварії, інформування Регулятора, відповідних центральних та місцевих органів виконавчої влади про характер ймовірної загрози, силу її впливу та прогнозну тривалість;
приведення резервних пунктів управління, каналів зв’язку, джерел резервного живлення у стан підвищеної готовності;
приведення схеми електричної мережі до схеми нормального режиму.
Дії щодо виконання зазначених заходів, які є заходами раннього попередження та реагування, а також порядок взаємодії з центральними органами виконавчої влади, на яких покладені функції координації з ліквідації наслідків впливу форс-мажорних обставин, мають бути визначені відповідними інструкціями суб’єктів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України.
3. Заходи Плану захисту енергосистеми
3.1. Заходи захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту:
1) автоматичні протиаварійні заходи з захисту енергосистеми здійснюються пристроями релейного захисту та автоматики обладнання електричних мереж, а також системами ПА ОЕС України.
Пристрої РЗА та ПА діють без втручання оперативного персоналу та мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів щодо чутливості, швидкодії, вибірковості та надійності;
2) ПА повинна забезпечувати в ОЕС України:
попередження часткового чи повного знеструмлення енергосистеми;
попередження втрати стійкості електростанцій, енергосистеми або її частини;
усунення асинхронних режимів;
обмеження зниження/підвищення частоти або напруги;
3) автоматичне запобігання та/або ліквідація порушення стійкості ОЕС України, зокрема, забезпечуються такими видами ПА:
автоматичне запобігання порушенню стійкості (АЗПС);
автоматична ліквідація асинхронних режимів (АЛАР);
автоматичне обмеження зниження/підвищення частоти (АОЗЧ/АОПЧ);
автоматичне обмеження зниження/підвищення напруги (АОЗН/АОПН);
автоматичне обмеження перевантаження обладнання (АОПО);
автоматичне частотне розвантаження (АЧР);
спеціальна автоматика відключення навантаження (САВН);
автоматичне виділення блока електростанції на власні потреби (АВВП);
автоматичне відділення на збалансоване навантаження електростанцій (АВЗН);
4) пристрої ПА, що призначені для АЗПС, повинні виявляти аварійне збурення за фактом фіксації:
перевищення заданого порога зміни електричних параметрів контрольованої мережі (потужності, струму або кута між векторами фаз напруги);
перевищення заданого значення частоти чи напруги або швидкості їх зміни в точках електричної мережі, що контролюються ПА;
наявності та параметрів несиметрії електричної мережі;
спрацювання пристроїв релейного захисту;
вимикання/вмикання вимикачів, що контролюються ПА.
За зазначеними параметрами та/або подіями або їх сукупністю пристроями АЗПС формуються керуючі дії та передаються на виконавчі пристрої.
Аварійне збурення зазначених параметрів і подій, керуючі дії ПА та реакція на них виконавчих пристроїв мають автоматично фіксуватися в реальному часі реєстраторами аварійних подій;
5) АОЗЧ або АОПЧ мають забезпечувати живучість ОЕС України в разі виникнення в енергосистемі чи окремих її частинах дефіциту або профіциту активної потужності, внаслідок чого частота відхиляється за межі мінімального або максимального допустимого значення.
АЧР є одним із видів АОЗЧ і спрямоване на ліквідацію дефіциту активної потужності в енергосистемі або її окремій частині за рахунок відключення частини споживачів у заздалегідь визначених обсягах та черговості;
6) АОЗН або АОПН має забезпечувати автоматичне регулювання напруги за допомогою використання оперативно керованих енергоблоків, УЗЕ, перемикачів відгалужень автотрансформаторів під навантаженням, пристроїв повздовжнього та поперечного регулювання, засобів компенсації реактивної потужності, а також включення/відключення шунтувальних реакторів або ліній електропередачі;
7) пристрої АЛАР мають забезпечувати виявлення та ліквідацію асинхронних режимів окремих генераторів, електростанцій та/або частин енергосистеми та установлюватися на елементах мережі, що пов’язують окремі частини енергосистеми, по яких можливий асинхронний режим у точках, що забезпечують мінімізацію небалансу після ділення, і діяти на припинення асинхронного режиму зміною балансу активної потужності або діленням енергосистеми на несинхронно працюючі частини з забороною всіх видів АПВ вимкнених повітряних ліній;
8) САВН має забезпечувати:
збереження стійкості в контрольованих внутрішніх і міждержавних перетинах під час їх роботи з недостатнім (нижче нормативного) запасом стійкості при відключенні найбільш завантажених повітряних ліній перетину або генерації в дефіцитній частині;
ліквідацію (попередження) технологічних порушень в ОЕС України в разі недопустимого зниження напруги;
ліквідацію недопустимого струмового перевантаження обладнання електричних мереж напругою 110 кВ і вище;
9) АВВП та АВЗН мають забезпечити живучість електростанції, оснащеної цією автоматикою, для подальшого розвороту енергоблоків інших електростанцій ОЕС України;
10) основні керуючі дії систем ПА, що забезпечують запобігання та/або ліквідацію порушення стійкості ОЕС України, відповідно до призначення системи ПА спрямовуються на:
розвантаження/завантаження за активною та реактивною потужністю генеруючих одиниць, УЗЕ;
відключення/включення генераторів, УЗЕ;
вимкнення навантаження;
ділення енергосистеми;
виділення енергоблока на власні потреби;
виділення електростанції на збалансоване навантаження;
11) оперативний персонал користувачів системи передачі/розподілу не повинен втручатися в роботу пристроїв РЗА та ПА. Порядок дій оперативного персоналу у разі відмови автоматичних пристроїв ПА визначається Планом захисту енергосистеми.
3.2. Заходи, що застосовуються при зниженні частоти:
1) у разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,8 Гц, незважаючи на вичерпання РПЧ та дію аРВЧ, ОСП має невідкладно:
з’ясувати причини зниження частоти та оцінити потреби в регулюванні потужності для її відновлення;
підняти навантаження генераторів, використовуючи обертовий резерв;
задіяти необхідні резерви потужності;
2) у разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,6 Гц, незважаючи на вжиті заходи, ОСП має здійснити такі заходи:
запустити резервні гідроагрегати;
перевести оборотні гідроагрегати ГАЕС з насосного режиму до генераторного;
перевести гідроагрегати в режим генерації активної потужності, якщо вони працювали в режимі СК;
збільшити генерацію електричної потужності теплових електростанцій, що працюють у теплофікаційному режимі, за рахунок зменшення теплового навантаження в допустимих межах експлуатації теплових мереж;
завантажити енергоблоки до максимально допустимих меж;
тимчасово перевантажити елементи електричних мереж до максимально допустимих меж;
ввести в роботу зупинені генеруючі одиниці, котли та турбіни яких ще перебувають у гарячому стані;
відкласти планове технічне обслуговування генеруючих одиниць, УЗЕ;
ввести (протягом часу аварійної готовності) в роботу обладнання електричних мереж, що впливає на величину та надійність видачі потужності електростанцій;
підготувати схеми мережі 110/150 кВ для застосування СГАВ;
3) якщо частота в ОЕС України не відновлюється до значення рівного або більшого ніж 49,6 Гц, незважаючи на попередньо вжиті протиаварійні заходи, ОСП має вжити надзвичайні заходи щодо примусового зменшення величини споживаної потужності.
4) у разі зниження частоти в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,2 Гц відновлення частоти має здійснюватися в найкоротший термін шляхом виконання таких заходів:
вимкнення споживачів дією АЧР;
вимкнення споживачів шляхом застосування САВН, СГАВ;
відключення від мережі або виділення на збалансоване навантаження певних видів генерації при рівнях частоти, яка є небезпечною для обладнання генеруючих одиниць;
5) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються при зниженні частоти, має відбуватися згідно з Планом захисту енергосистеми.
3.2.1. Схема автоматичного регулювання у випадку зниження частоти, передбачена Планом захисту енергосистеми, повинна містити АЧР при зниженні частоти та налаштування режиму (LFSM-U) в області РЧП ОСП.
У Плані захисту енергосистеми ОСП повинен передбачити активацію режиму (LFSM-U) перед активацією АЧР при зниженні частоти, якщо це дозволяє швидкість зміни частоти.
3.2.2. ОСП і ОСР перед активацією АЧР повинні передбачити, щоб УЗЕ, що підключені до їх мереж та здійснюють відбір електричної енергії:
автоматично перемикалися в режим відпуску впродовж періоду часу та з уставкою активної потужності, встановленими ОСП у Плані захисту енергосистеми;
або
якщо УЗЕ не здатна перемикатися впродовж періоду часу, встановленого ОСП у Плані захисту енергосистеми, автоматично відключати таку УЗЕ, що діє як навантаження.
3.2.3. ОСП повинен встановити у Плані захисту енергосистеми порогові значення частоти, за яких має відбуватися автоматичне перемикання або відключення УЗЕ. Такі порогові значення частоти повинні бути нижчі або дорівнювати граничній частоті системи передачі, що знаходиться в аварійному режимі і повинні бути вищі за граничну частоту обов’язкового початкового рівня відключення навантаження.
Перш ніж активувати схему автоматичного відключення навантаження при зниженні частоти, і за умови, що це дозволяє швидкість зміни частоти, ОСП повинен безпосередньо або через відповідного ОСР надавати оперативні команди постачальникам послуг із захисту щодо активації управління попитом на електричну енергію, та:
перемкнути УЗЕ, що діють як навантаження, у режим відпуску з уставкою активної потужності, встановленою ОСП у Плані захисту енергосистеми;
або
якщо УЗЕ не здатна перемикатися настільки швидко, щоб стабілізувати частоту, відключити таку УЗЕ у ручному режимі.
3.2.4. У разі впровадження АЧР при зниженні частоти ОСП та ОСР повинен:
1) уникати встановлення навмисної затримки часу на додачу до часу спрацювання реле й автоматичних вимикачів;
2) мінімізувати відключення генеруючих одиниць, особливо тих, що забезпечують інерцію;
3) обмежити ризик того, що схема призведе до відхилень перетоків потужності та відхилень напруги за межі операційної безпеки.
Якщо ОСР не може виконати зазначені вимоги в пунктах 2 і 3, він повинен повідомити ОСП і запропонувати вимогу, яка має застосовуватися. ОСП спільно з ОСР повинні встановити застосовні вимоги на основі спільного аналізу витрат і вигід.
3.2.5. АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми може передбачати відключення навантаження на основі градієнта частоти за умови, що АЧР:
1) активується тільки:
коли відхилення частоти перевищує максимальне відхилення частоти в усталеному режимі, а градієнт частоти перевищує значення при еталонному інциденті;
доки частота не досягне частоти обов'язкового початкового рівня відключення навантаження,
2) відповідає вимогам пункту 3.6 глави 3 розділу III цього Кодексу;
3) необхідне та виправдане для ефективного підтримання операційної безпеки.
3.2.6. Якщо АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми передбачає відключення нетто навантаження на основі градієнта частоти, як описано в пункті 3.2.5 цієї глави, ОСП повинен подати Регулятору, протягом 30 днів з моменту впровадження, звіт з детальним поясненням причин, ходу впровадження та наслідків такого заходу.
3.2.7. ОСП може передбачити в АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми додаткові кроки відключення нетто навантаження нижче обов'язкового кінцевого рівня відключення навантаження згідно з вимогами пункту 3.6 глави 3 розділу III цього Кодексу.
3.2.8. ОСП має право впроваджувати додаткові схеми захисту системи, які активуються при частоті, що нижча або дорівнює частоті обов'язкового кінцевого рівня відключення навантаження, і які спрямовані на пришвидшення процесу відновлення. ОСП повинен забезпечити, щоб такі додаткові схеми далі не погіршували частоту.
3.3. Заходи, що застосовуються при підвищенні частоти:
1) якщо частота в ОЕС України підвищується до значення вищого ніж 50,2 Гц, незважаючи на дію аРВЧ, ОСП має невідкладно:
з’ясувати причини підвищення частоти та оцінити потреби в регулюванні потужності для її відновлення;
знизити навантаження генераторів, використовуючи обертовий резерв;
зупинити гідроагрегати ГАЕС, що працюють у режимі генератора, та/або запустити їх у насосний режим;
розвантажити генеруючі одиниці, що виробляють електричну енергію з альтернативних джерел енергії;
визначити можливість тимчасового перевантаження елементів електричних мереж до максимально допустимих меж;
2) якщо, незважаючи на попередньо вжиті заходи, частота в ОЕС України підвищується вище 50,3 Гц, її відновлення здійснюється в найкоротший строк шляхом:
відключення працюючих гідроагрегатів;
відключення генеруючих одиниць, що виробляють електричну енергію з альтернативних джерел енергії;
відключення енергоблоків теплових електростанцій та розвантаження атомних електростанцій;
3) якщо, незважаючи на вжиті заходи, частота в ОЕС України підвищується вище 50,5 Гц, ОСП повинен ураховувати спрацьовування ПА на відключення частини енергоблоків атомних електростанцій та застосувати заходи для недопущення можливого аварійного зниження частоти у разі такого спрацювання;
4) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються при підвищенні частоти, має відбуватися згідно з Планом захисту енергосистеми.
3.3.1. Схема автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти Плану захисту енергосистеми повинна призводити до автоматичного зниження загальної активної потужності, що подається в кожну область регулювання.
3.3.2. ОСП, після консультацій з ОСП синхронної області, повинен визначити наступні параметри схеми автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти:
порогові значення частоти для її активації;
коефіцієнт зниження інжекції активної потужності.
3.3.3. ОСП повинен розробити схему автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти з урахуванням можливостей генеруючих одиниць у LFSM-O та УЗЕ у своїй області регулювання. Якщо LFSM-O відсутній або недостатній для виконання вимог підпункту 3.3.2 цього пункту, ОСП повинен додатково налаштувати покрокове лінійне відключення генеруючих потужностей у своїй області регулювання частоти та потужності. ОСП також повинен встановити максимальний розмір кроків відключення генеруючих одиниць та/або систем ПСВН після консультацій з ОСП синхронної області.
3.4. Заходи, що застосовуються у разі відхилення напруги:
1) при зниженні напруги в контрольних точках ОЕС України нижче мінімальної межі припустимих діапазонів, що визначені відповідно до пункту 9.3 глави 9 розділу V цього Кодексу, що призводить до порушення меж операційної безпеки та спричиняє виникнення аварійного режиму, ОСП має невідкладно з’ясувати причини зниження напруги та здійснити один або декілька з таких заходів: