відключення частини шунтувальних реакторів;
підвищення напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними РПН;
зміна топології мережі ОЕС України;
підвищення видачі реактивної потужності генеруючими одиницями;
переведення агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим генерації;
переведення УЗЕ в режим відпуску;
переведення частини гідрогенераторів у режим СК;
направлення запиту до ОСП суміжних держав щодо підвищення рівня напруги у прилеглих до міждержавного перетину підстанціях;
примусове зменшення електроспоживання у вузлах (їх аварійне розвантаження) при зниженні напруги у вузлах до недопустимих значень;
2) при підвищенні напруги в системі передачі вище максимальної межі допустимих діапазонів, які визначені відповідно до пункту 9.3 глави 9 розділу V цього Кодексу, що призводить до порушення меж операційної безпеки та спричиняє виникнення аварійного режиму роботи енергосистеми системи передачі, ОСП має невідкладно з’ясувати причини підвищення напруги та здійснити один або декілька з таких заходів:
включення шунтувальних реакторів;
зниження напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними РПН;
зміна топології мережі ОЕС України;
зниження видачі реактивної потужності генеруючими одиницями;
відключення гідрогенераторів, працюючих у режимі СК;
переведення агрегатів ГАЕС з режиму відпуску електричної енергії в мереж у насосний режим;
переведення УЗЕ в режим відбору.
3) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються у разі відхилення напруги, має відбуватися відповідно до Плану захисту енергосистеми.
3.4.1. Автоматична схема проти лавиноподібного падіння напруги Плану захисту енергосистеми може включати в себе одну або більше таких схем, залежно від результатів оцінювання безпеки системи ОСП:
схема відключення навантаження при зниженні напруги;
схема блокування перемикача відгалужень під навантаженням;
схеми захисту системи для управління напругою.
3.4.2. Крім випадків, коли за результатами оцінювання відповідно до підпункту 3.4.1 цього пункту необов'язково впроваджувати схему блокування, щоб запобігти лавиноподібному падінню напруги в області регулювання ОСП, ОСП повинен встановити умови, за яких перемикач відгалужень під навантаженням блокуватиметься, у тому числі принаймні:
метод блокування (на місці чи віддалено з диспетчерського пункту);
порогове значення напруги в точці приєднання;
напрямок перетоку реактивної потужності;
максимальний часовий інтервал між виявленням порогового значення та блокуванням.
3.5. Заходи, що застосовуються для захисту енергосистеми шляхом регулювання споживання електричної енергії та потужності:
1) при розробленні Плану захисту енергосистеми ОСП має врахувати протиаварійні заходи з примусового зменшення величини споживаної електричної енергії та/або потужності або відключення користувачів системи передачі/розподілу для упередження порушення сталої роботи енергосистеми та надзвичайні заходи у разі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України, згідно з вимогами глави 14 розділу V цього Кодексу;
2) при практичній реалізації Плану захисту енергосистеми шляхом застосування різних, але рівних за кінцевим ефектом заходів, перевага має надаватися заходам, що не передбачають аварійні обмеження споживання електричної енергії та/або потужності;
3) протиаварійні заходи з примусового зменшення величини споживаної електричної енергії та/або потужності для упередження та усунення порушення сталої роботи ОЕС України застосовуються у разі перевищення допустимих струмових навантажень елементів мережі або порушення режимів граничних перетоків контрольованих перетинів та/або порушення балансу виробництва та споживання потужності в ОЕС України або окремих її частинах, що супроводжується зниженням частоти і напруги, та призводить до аварійного режиму.
Якщо реалізація протиаварійних заходів відповідно до Плану захисту енергосистеми виявилася неефективною, при виникненні хоча б одного з наведених у пункті 14.2 глави 14 розділу V цього Кодексу критеріїв настання надзвичайної ситуації в ОЕС України застосовуються надзвичайні заходи, визначені у пункті 14.3 глави 14 розділу V цього Кодексу;
4) заходи, зазначені у підпункті 3 цього пункту, можуть реалізовуватись шляхом:
автоматичного відключення навантаження (АЧР, САВН, локальні пристрої ПА);
обмеження (часткового зменшення) величини споживаної електричної енергії та/або потужності на вимогу ОСП (ГОЕ, ГОП);
оперативного (ручного) відключення навантаження оперативним персоналом ОСП або ОСР за оперативною командою ОСП (ГАВ, ГПВ).
Зазначені у цьому пункті заходи можуть застосовуватися окремо або одночасно в будь-якій комбінації.
3.6. Заходи, що застосовуються у разі порушення синхронного режиму роботи окремих частин ОЕС України та/або електростанцій:
1) асинхронний режим роботи в ОЕС України виникає у разі порушення статичної або динамічної стійкості, спричиненого одним або декількома з таких факторів:
перевантаження елементів перетинів основної мережі понад рівень, максимально допустимий за умов стійкості;
аварійне відключення генеруючої одиниці значної потужності;
коротке замикання не усунене за розрахунковий час внаслідок відмови комутаційних апаратів або пристроїв РЗА;
відмова або недостатня ефективність дії ПА;
несинхронне включення ліній електропередачі або генераторів;
робота енергосистеми або її частини з недопустимо низькою напругою на генераторах і в основній мережі;
відключення одного або кількох завантажених елементів перетинів основної мережі;
робота з недопустимо низькою частотою;
2) у разі виникнення в ОЕС України коливань струму, напруги та активної потужності диспетчер повинен вжити заходів для їх припинення відповідно до Плану захисту енергосистеми;
3) у разі асинхронного режиму роботи електростанцій відносно енергосистеми асинхронний режим має ліквідуватись автоматикою АЛАР шляхом зниження її генерації або відключення ЛЕП видачі потужності;
4) у разі порушення стійкості окремих частин енергосистеми асинхронний режим має ліквідуватися АЛАР через відділення цих частин від основної мережі в точках встановлення пристроїв АЛАР;
5) у разі відмови або відсутності пристроїв АЛАР черговий персонал електростанцій та підстанцій самостійно (через 1 - 2 хвилини) виконує розділення енергосистеми відповідно до інструкцій Плану захисту енергосистеми;
6) при виникненні незагасаючих коливань потужності через несправність або некоректну роботу систем збудження генеруючої одиниці оперативний персонал генеруючої одиниці має самостійно розвантажити по активній потужності та завантажити по реактивній потужності генеруючу одиницю до ліквідації незагасаючих коливань та негайно повідомити про це ОСП.
3.7. Процедура регулювання перетоків потужності Плану захисту енергосистеми повинна передбачати комплекс заходів для регулювання перетоків потужності поза межами операційної безпеки.
3.8. ОСП має право встановлювати уставку активної потужності, яку повинен підтримувати кожен значний користувач, задіяний у Плані захисту енергосистеми, за умови урахування технічних обмежень значного користувача. ОСП має право встановлювати уставку активної потужності, яку повинен підтримувати кожен постачальник послуг із захисту, за умови, що такий захід застосовується до них відповідно до Плану захисту енергосистеми, якщо така уставка враховує технічні обмеження постачальників послуг із захисту. Значні користувачі та постачальники послуг із захисту повинні невідкладно виконувати інструкції, видані ОСП прямо або опосередковано через ОСР, і повинні підтримувати відповідний стан до отримання подальших інструкцій. У разі видачі прямих інструкцій ОСП повинен невідкладно повідомити про це відповідним ОСР.
3.9. ОСП має право відключати значних користувачів і постачальників послуг із захисту прямо або опосередковано через ОСР. Значні користувачі і постачальники послуг із захисту повинні залишатися відключеними до отримання подальших інструкцій. У разі прямого відключення значного користувача ОСП повинен невідкладно повідомити про це відповідним ОСР. Упродовж 30 днів з моменту події ОСП повинен підготувати звіт із докладним поясненням причин, ходу реалізації та впливу такої дії та подати його Регулятору.
3.10. Для регулювання планового сальдо-перетоку потужності по міждержавних перетинах ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію аварійної допомоги від ОСП суміжних держав;
коригування погодженого графіка обміну електричної енергії;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, СГАВ.
3.11. Для регулювання перетоку по внутрішніх контрольованих перетинах ОЕС України ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць, що мають найбільший вплив на контрольований перетин;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, САВН, СГАВ.
3.12. При перевищенні допустимої величини видачі потужності електростанцією або окремими генеруючими одиницями типу C та D у ремонтних (післяаварійних) схемах прилеглої мережі ОСП повинен:
перевірити коректну роботу автоматики з розвантаження та/або відключення генеруючої одиниці (у разі її спрацювання);
оперативно розвантажити генеруючу одиницю до заданої величини потужності.
При перевищенні видачі потужності електростанцією або окремою генеруючою одиницею персонал електростанції має негайно повідомити про це ОСП.
3.13. Для недопущення перевантаження елемента системи передачі по струму ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць, що мають найбільший вплив на елемент мережі;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, САВН, СГАВ.
4. Відновлення режиму роботи енергосистеми після режиму системної аварії
4.1. Якщо реалізація заходів Плану захисту енергосистеми виявилася неефективною, розвиток аварійного режиму може призвести до режиму системної аварії.
4.2. Залежно від масштабів системної аварії може мати місце часткове (місцеве) знеструмлення, коли припинено роботу лише частини енергосистеми, або повне знеструмлення, коли знеструмлено всю енергосистему. В обох випадках пріоритетними є дії з якнайшвидшого повного відновлення нормального режиму роботи енергосистеми.
4.3. ОСП має забезпечувати вжиття всіх необхідних заходів, що дозволять швидко та ефективно відновити роботу енергосистеми в разі часткового чи повного знеструмлення.
4.4. Відновлення режиму роботи ОЕС України після системної аварії має здійснюватися відповідно до Плану відновлення, який є складовою частиною Плану захисту енергосистеми.
4.5. Для відновлення ОЕС України використовуються генеруючі одиниці та об’єкти диспетчеризації ОСП та ОСР, які визначені у Плані відновлення. При настанні системної аварії персонал генеруючої одиниці має приступити до підготовчих операцій з пуску енергоблоків визначених генеруючих одиниць. ОСП та ОСР мають приступити до підготовки мережі для відновлення роботи ОЕС України чи окремої її частини. Синхронізація енергоблоків з ОЕС України та набір їх навантаження здійснюється тільки за оперативною командою ОСП.
4.6. Відновлення роботи енергосистеми може бути здійснено за участю та з використанням:
усіх наявних електростанцій, здатних до автономного пуску, для подачі живлення в частину ОЕС України (електростанції пуску після системної аварії) на підставі договорів про надання допоміжних послуг із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій;
усіх наявних електростанцій (енергоблоків), здатних до продовження живлення своїх власних потреб після відключення від електричної мережі;
усіх наявних електростанцій, здатних до продовження живлення виділеного вузла навантаження;
елементів системи передачі та систем розподілу, які мають забезпечити синхронізацію окремих частин ОЕС України та підключення до них вузлів навантаження;
технічних можливостей енергосистем суміжних держав;
наявних засобів телекомунікації та джерел резервного живлення користувачів системи передачі/розподілу, які визначені у Плані відновлення.
4.7. Відновлення роботи ОЕС України або її частини шляхом використання електропостачання із зовнішнього джерела можна здійснювати лише за наявності розгалужених електричних зв’язків з енергосистемами суміжних держав та укладених ОСП з операторами синхронної області регулювання відповідних угод щодо забезпечення електропостачання для відновлення ОЕС України або її частини (регіону) у разі знеструмлення під час системної аварії в ОЕС України.
З цією метою ОСП повинен визначити можливість електропостачання від енергосистем суміжних держав та укласти відповідні угоди щодо забезпечення електропостачання у разі знеструмлення під час системної аварії в ОЕС України.
Порядок взаємодії та проведення консультацій з ОСП суміжних держав у процесі складання та/або перегляду ОСП Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення для можливості надання аварійної допомоги в рамках відповідних операційних угод, регіональної координації визначається відповідно до вимог цього Кодексу.
5. Порядок розробки та застосування Плану відновлення
5.1. План відновлення розробляється та затверджується ОСП після консультацій з ОСР, значними користувачами, Регулятором, суміжним ОСП та іншим ОСП його синхронної області, доводиться до відома всіх визначених ним учасників та підлягає перегляду не рідше одного разу на 5 років, крім випадків перегляду у разі:
введення в експлуатацію нових генеруючих одиниць, які можуть бути задіяні у відновленні енергосистеми;
виведення з експлуатації генеруючих одиниць, які були задіяні у відновленні енергосистеми;
приєднання нових значних користувачів до мереж ОСП, які мають вплив на його реалізацію;
зміни конфігурації мереж ОСП, що на нього впливає;
введення в експлуатацію нових міждержавних ліній електропередачі, що на нього впливає.
5.2. План відновлення має передбачати найбільш імовірні прогнозні варіанти ліквідації системної аварії в ОЕС України або її частинах, у тому числі внаслідок негативного впливу явищ природного та техногенного характеру.
Під час розроблення Плану відновлення ОСП повинен враховувати принаймні такі елементи:
режими (параметри) та можливості навантаження і генерації;
конкретні потреби значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження та відновлення електропостачання;
характеристики електричної мережі системи передачі та електричних мереж приєднаних систем розподілу.
5.3. Відновлення роботи ОЕС України або її частин має бути гнучким і передбачати альтернативні шляхи ліквідації системної аварії, а також обов’язкове резервування (дублювання) обладнання, що використовується в ліквідації системної аварії.
5.4. При визначенні шляхів відновлення після системної аварії керуються такими вимогами:
наявність альтернативних шляхів відновлення з незалежних джерел для кожного об’єкта;
пропускна спроможність шляху відновлення забезпечує мінімальну потужність, необхідну для відновлення роботи об’єкта;
відсутність можливості виникнення самозбудження синхронних енергоблоків у разі включення розвантаженої магістральної лінії;
відсутність можливості підвищення рівнів напруги вище допустимих значень у системі передачі під час визначення шляхів відновлення;
забезпечується необхідна чутливість пристроїв релейного захисту;
забезпечується необхідний резерв активної потужності для регулювання частоти в енергосистемі в допустимих межах;
забезпечується можливість управління навантаженням.
5.5. План відновлення має містити:
умови його активації;
порядок отримання інформації від користувачів системи передачі/розподілу, включених до нього, зокрема постачальників послуг з відновлення, щодо оперативного та технічного стану генеруючих одиниць, елементів електричних мереж та засобів телекомунікації, що беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми;
дії ОСП з його активації;
заходи, що підлягають консультаціям та координації в режимі реального часу з ОСП суміжних держав;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСП на його установках;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСР, і перелік ОСР, відповідальних за впровадження відповідних заходів у системі розподілу;
перелік заходів, що слід впровадити значним користувачам, та перелік значних користувачів, відповідальних за впровадження відповідних заходів на своєму устаткуванні;
перелік значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), визначених з дотриманням вимог порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого Кабінетом Міністрів України, до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження та відновлення електропостачання, та умов їх відключення та відновлення електропостачання;
перелік підстанцій, що задіяні в заходах з відновлення ОЕС України;
перелік електростанцій в області регулювання ОСП, необхідних для відновлення живлення в ОЕС України або її частині з використанням висхідної стратегії відновлення електропостачання, здатних до автономного пуску, швидкої повторної синхронізації та острівного режиму роботи;
кінцеві терміни виконання кожного заходу з відновлення;
процедуру повторної синхронізації;
процедуру регулювання частоти;
процедуру відновлення електропостачання;
порядок призначення відповідального за управління частотою при відновленні синхронної роботи енергосистеми;
можливі варіанти відновлення за допомогою: електростанцій, здатних до автономного пуску, для подачі живлення в енергосистему (електростанції пуску після системної аварії); електростанцій (енергоблоків), здатних до продовження живлення своїх власних потреб після відключення від електричної мережі; електростанцій, здатних до продовження живлення виділеного вузла навантаження; енергосистем суміжних держав;
схемно-режимні заходи реалізації заходів з відновлення ОЕС України;
вимоги щодо балансування навантаження з метою підтримання відповідних рівнів напруги та частоти в кожному окремому енерговузлі енергосистеми;
вимоги щодо забезпечення можливості відключення релейним захистом пошкодженого елементу мережі у процесі відновлення ОЕС України та її частин;
перелік місць синхронізації на основних транзитних зв’язках між регіонами ОЕС України, а також між ОЕС України та енергосистемами суміжних держав;
вимоги до засобів телекомунікації, у тому числі до сумісності систем голосового зв’язку, та їх резервного живлення;
вимоги до диспетчерських центрів та підстанцій щодо їх забезпечення автономними резервними джерелами електропостачання з визначенням мінімального часу забезпечення безперервної роботи цих об’єктів від автономних джерел;
порядок дій оперативного персоналу у разі часткової або повної втрати диспетчерського та технологічного зв’язку під час ліквідації системної аварії.
Заходи, передбачені у Плані відновлення 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 суміжних об’єднаних системах передачі.
5.6. ОСП повинен попередньо повідомляти про заходи з відновлення режиму роботи енергосистеми, що будуть міститися у Плані відновлення включно з кінцевими термінами їх впровадження, на опрацювання ОСР, відповідним користувачам системи передачі/розподілу, які будуть задіяні у відновленні енергосистеми, зокрема постачальникам послуг з відновлення, які приєднані безпосередньо до системи передачі з метою підготовки їх електроустановок до реалізації заходів Плану відновлення.
5.7. РДЦ ОСП та кожен із користувачів системи передачі/розподілу, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, зокрема постачальники послуг з відновлення, мають на підставі Плану відновлення складати відповідні місцеві (регіональні) Плани відновлення та/або відповідні інструкції, які визначають координацію дій власного оперативного персоналу з оперативним персоналом інших суб’єктів господарювання, які беруть участь у цьому процесі, та послідовність дій з відновлення на підпорядкованих об’єктах.
У випадках, передбачених законодавством, ОСП повинен безпосередньо повідомити значних користувачів, постачальників послуг з відновлення та ОСР, приєднаних до систем розподілу, і поінформувати відповідних ОСР про таке повідомлення.
У випадку коли ОСП повідомляє відповідного ОСР згідно з пунктом 5.6 цієї глави, ОСР, у свою чергу, повинен невідкладно повідомити значних користувачів, постачальників послуг з відновлення та ОСР, приєднаних до його системи розподілу, про заходи Плану відновлення, які вони повинні впровадити на їхніх відповідних електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.
Кожен повідомлений ОСР, значний користувачі і постачальник послуг з відновлення повинен:
впровадити повідомлені заходи 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;
підтримати заходи, впроваджені на його електроустановках.
5.8. Місцевий (регіональний) План відновлення має містити окремі вказівки щодо відновлення режиму роботи енергосистеми в умовах відсутності зв’язку з ОСП.
5.9. У разі внесення ОСП змін до Плану відновлення кожен із користувачів системи передачі/розподілу, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, зокрема постачальник послуг з відновлення, має привести у відповідність до цих змін місцеві (регіональні) Плани відновлення та/або інструкції в термін, встановлений ОСП у супровідному листі.
5.10. Інформація наведена у Плані відновлення є конфіденційною. Режим доступу користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, до цієї інформації з урахуванням їх участі у відновленні режиму роботи енергосистеми, визначає ОСП.
Користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, не мають права відмовити ОСП в наданні інформації, необхідної для розробки Плану відновлення, у тому числі віднесеної до конфіденційної інформації.
ОСП забезпечує конфіденційність інформації, отриманої від користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, що використовується ним для розробки Плану відновлення.
5.11. На запит ОСП відповідні користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, зобов’язані надати письмове підтвердження можливості режиму роботи генеруючого обладнання електростанцій:
що залишаються в роботі з виділенням генеруючого обладнання на власні потреби або здатних до продовження живлення виділеного енерговузла під час системної аварії;
здатних до автономного пуску.
На підставі інформації, отриманої від користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, ОСП складає перелік наявних генеруючих одиниць, що здатні до автономного пуску. У разі включення таких електростанцій до Плану відновлення вони мають надавати ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій.
Участь користувачів системи передачі/розподілу, що є ПДП, у відновленні функціонування ОЕС України після системної аварії здійснюється на засадах надання ДП відповідно до вимог цього Кодексу та на підставі договорів, укладених з ОСП згідно з Правилами ринку.
5.12. Користувачі системи передачі/розподілу мають терміново повідомляти ОСП про аварійні режими роботи їх електроустановок, настання явищ незворотної та непереборної сили, що можуть призвести до аварійної ситуації, наслідком якої може бути системна аварія.
6. Порядок активації та впровадження Плану відновлення
6.1. ОСП повинен впровадити процедури Плану відновлення в координації з ОСР та значними користувачами, визначеними у пункті 5.5 глави 5 цього розділу, зокрема постачальниками послуг з відновлення, у випадках якщо:
система передачі знаходиться в аварійному режимі згідно з умовами, визначеними у пункті 2.3 глави 2 розділу V цього Кодексу, як тільки система передачі буде стабілізована після активації заходів Плану захисту енергосистеми;
система передачі знаходиться в режимі системної аварії згідно з умовами, визначеними у пункті 2.4 глави 2 розділу V цього Кодексу.
У разі впровадження заходів Плану відновлення ОСП має оформити його відповідним чином в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП із зазначенням основних причин, часу настання та орієнтовного терміну дії системної аварії та передати інформацію для відповідного реагування суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України.
6.2. У процесі реалізації Плану відновлення ОСП повинен визначити та відслідковувати:
розмір та межі синхронізованої області або синхронізованих областей, що належать до його зони регулювання;
ОСП, з якими він поділяє синхронізовану область або синхронізовані області;
наявні резерви активної потужності області (областей) регулювання.
6.3. Активація заходів Плану відновлення, що мають значний вплив на енергосистеми суміжних держав, має бути узгоджена з відповідним ОСП суміжної держави.
6.4. Кожен ОСР та значний користувач, визначений у пункті 5.5 глави 5 цього розділу, зокрема кожен постачальник послуг з відновлення, повинен невідкладно та відповідно до процедур, визначених Планом відновлення, виконувати надані ОСП оперативні команди та розпорядження з його реалізації.
6.5. Користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, які отримали оперативні команди або розпорядження ОСП, мають діяти відповідно до місцевого (регіонального) Плану відновлення та/або інструкції із захисту окремих об’єктів електроенергетики.
У разі повного знеструмлення обладнання та за відсутності зв’язку ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, які задіяні у відновленні режиму роботи енергосистеми, мають діяти відповідно до місцевого (регіонального) Плану відновлення та/або інструкції із захисту окремих об’єктів електроенергетики.
6.6. Якщо за оцінкою ОСП ситуація потребує дій, що не передбачені Планом відновлення, ОСП має право вносити зміни до порядку та послідовності дій при відновленні режиму роботи енергосистеми та надавати відповідні оперативні команди та розпорядження користувачам системи передачі/розподілу, зокрема постачальникам послуг з відновлення, які задіяні в цьому процесі, з відповідною фіксацією таких оперативних команд та розпоряджень в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП.
6.7. ОСП завершує виконання заходів за Планом відновлення після заживлення власних потреб усіх електростанцій та включення генераторів електростанцій на синхронну роботу в ОЕС України, що дозволило заживити понад 50 % споживання в контрольованій ОСП області регулювання, та оформлює таке завершення відповідним записом в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП. Про завершення здійснення заходів за Планом відновлення ОСП невідкладно повідомляє користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, які брали участь у виконанні заходів Плану відновлення.
6.8. Подальша робота з ліквідації наслідків аварійної ситуації, що призвела до аварійного режиму або системної аварії, здійснюється згідно з Планом захисту енергосистеми та до досягнення мети, що визначена у пункті 2.2 глави 2 цього розділу.
7. Випробування на відповідність і періодичний перегляд Плану відновлення
7.1. ОСП повинен переглядати заходи свого Плану відновлення на основі випробувань методом комп'ютерного моделювання з використанням даних, отриманих від ОСР, визначених відповідно до пункту 5.5 глави 5 цього розділу, та постачальників послуг з відновлення, принаймні кожні п'ять років.
ОСП повинен визначити такі випробування методом моделювання у відповідній процедурі випробувань, що охоплює принаймні:
схему відновлення електропостачання постачальниками послуг з відновлення зі здатністю до автономного пуску або до роботи в острівному режимі;
живлення основних допоміжних систем генеруючих одиниць;
процес повторного підключення навантаження;
процес повторної синхронізації мереж в острівному режимі.
7.2. Якщо ОСП вважає за необхідне для забезпечення ефективності Плану відновлення, ОСП повинен провести випробування частин Плану відновлення в реальних умовах у координації з ОСР, визначеними відповідно до пункту 5.5 глави 5 цього розділу, та постачальниками послуг з відновлення. ОСП повинен визначити, після консультацій з ОСР та постачальниками послуг з відновлення, такі випробування в реальних умовах у відповідній процедурі випробувань.
7.3. ОСП повинен принаймні раз на 5 років переглядати свій План відновлення, щоб оцінити його ефективність.
7.4. ОСП повинен переглядати відповідні заходи свого Плану відновлення згідно з пунктом 7.1 цієї глави і перевіряти їхню ефективність перед будь-якою суттєвою зміною конфігурації мережі.
7.5. Якщо ОСП виявить необхідність у внесенні змін до заходів Плану відновлення, він повинен внести зміни до свого Плану відновлення та впровадити відповідні заходи свого Плану відновлення.
8. Відновлення електропостачання
8.1. Процедура відновлення електропостачання Плану відновлення повинна передбачати комплекс заходів, що дає змогу ОСП застосовувати:
низхідну стратегію відновлення електропостачання;
висхідну стратегію відновлення електропостачання.
Висхідна стратегія відновлення електропостачання процедури відновлення електропостачання повинна включати принаймні такі заходи:
управління відхиленнями напруги та частоти, пов'язаними з відновленням електропостачання;
моніторингу та регулювання роботи в острівному режимі;
повторної синхронізації областей з острівним режимом роботи.
8.2. ОСП, при впровадженні процедури відновлення електропостачання повинен визначити стратегію, яка підлягає застосуванню, беручи до уваги:
наявність джерел живлення, здатних забезпечити відновлення електропостачання в області регулювання;
очікувану тривалість і ризики можливих стратегій відновлення електропостачання;
стан електроенергетичної системи;
стан безпосередньо приєднаних систем, у тому числі стан міждержавних перетинів;
значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів);
можливість поєднання висхідної та низхідної стратегій відновлення електропостачання.
8.3. ОСП, при застосуванні низхідної стратегії відновлення електропостачання, повинен керувати приєднанням навантаження та генеруючих потужностей з метою регулювання частоти для досягнення номінальної частоти з максимальним допустимим значенням відхилення частоти в усталеному режимі.
ОСП повинен застосовувати умови приєднання навантаження та генеруючих потужностей, визначені відповідальним за управління частоти, якщо вона призначена відповідно до глави 10 цього розділу.
8.4. ОСП, при застосуванні висхідної стратегії відновлення енергопостачання, повинен керувати приєднанням навантаження та генеруючих потужностей з метою регулювання частоти до цільової частоти, встановленої відповідно до пункту 9.1.3 глави 8 цього розділу.
8.5. Під час відновлення електропостачання ОСП повинен, після консультацій з ОСР, встановити та повідомити величину нетто навантаження, що підлягає повторному підключенню до мереж систем розподілу.
ОСР повинен повторно підключити повідомлену величину нетто навантаження з дотриманням блокового навантаження та урахуванням автоматичного повторного підключення навантаження та генеруючих потужностей в його мережі.
8.6. ОСП повинен повідомити суміжного ОСП про свою здатність підтримувати низхідну стратегію відновлення електропостачання.
8.7. ОСП, при активації низхідної стратегії відновлення електропостачання, повинен звернутися до суміжного ОСП із запитом про підтримання відновлення електропостачання. Така підтримка може полягати в наданні допомоги в забезпеченні активною потужністю.
Суміжний ОСП, який отримав запит, повинен надати таку допомогу у відновленні електропостачання, крім випадків, коли це може призвести до аварійної ситуації або режиму системної аварії в їхніх системах. У такому разі ОСП, який звернувся із запитом, повинен використовувати висхідну стратегію відновлення електропостачання.
9. Регулювання частоти під час відновлення
9.1. Процедура регулювання частоти
9.1.1. Процедура управління частотою Плану відновлення, повинна передбачати комплекс заходів, спрямованих на відновлення частоти в системі до номінальної частоти.
9.1.2. ОСП повинен активувати свою процедуру регулювання частоти:
під час підготовки процедури повторної синхронізації, коли синхронна область поділена на кілька синхронізованих зон;
у випадку відхилення частоти в синхронній області;
у випадку відновлення електропостачання.
9.1.3. Процедура регулювання частоти повинна принаймні включати:
перелік дій з налаштування регулятора частоти та потужності перед призначенням відповідальних за управління частоти;
призначення відповідальних за управління частоти;
встановлення цільової частоти у випадку застосування висхідної стратегії відновлення електропостачання;
регулювання частоти в разі відхилення частоти;
регулювання частоти після поділу синхронної області;
визначення величини навантаження і генеруючих потужностей, які підлягають повторному підключенню, з урахуванням доступних резервів активної потужності в синхронізованій зоні, щоб уникнути значних відхилень частоти.
9.2. Призначення відповідального за управління частотою
9.2.1. Під час відновлення системи, якщо синхронна область поділена на кілька синхронізованих зон, ОСП у кожній синхронізованій зоні повинен призначити відповідального за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 цього пункту.
9.2.2. Під час відновлення системи, якщо синхронна область не поділена, але частота в системі перевищує граничні значення частоти для передаварійного режиму, ОСП у синхронній області повинен призначити відповідального за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 цього пункту.
9.2.3. ОСП з найвищим, оціненим у режимі реального часу К-фактором для області/блока РЧП, повинен бути призначений відповідальним за управління частотою, крім випадків, коли ОСП у синхронізованій зоні або в синхронній області домовився призначити відповідальним за управління частотою іншого ОСП. У такому випадку ОСП у синхронізованій зоні або синхронній області повинен враховувати такі критерії:
обсяг доступних резервів активної потужності і, особливо, РВЧ;
вільну пропускну спроможність міждержавних перетинів;
доступність результатів вимірювань частоти ОСП у синхронізованій зоні або в синхронній області;
доступність результатів вимірювань на критичних елементах у синхронізованій зоні або в синхронній області.
9.2.4. ОСП у синхронній зоні може призначити попередньо визначеного відповідального за управління частотою, якщо це дозволяють розмір відповідної синхронної зони та ситуація у режимі реального часу.
9.2.5. ОСП, призначений відповідальним за управління частотою згідно з підпунктами 9.2.1 - 9.2.2 пункту 9.2 цієї глави, повинен невідкладно повідомити іншого ОСП у синхронній області про своє призначення.
9.2.6. Призначений відповідальний за управління частотою повинен виконувати свою функцію до моменту:
призначення іншого відповідального за управління частоти в його синхронізованій зоні;
призначення нового відповідального за управління частотою в результаті повторної синхронізації його синхронізованої зони з іншою синхронізованою зоною;
синхронна область повністю повторно синхронізована, частота в системі перебуває в межах стандартного діапазону частот і регулятор частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронній області, повернувся до нормального режиму роботи.
9.3. Регулювання частоти у випадку відхилення частоти
9.3.1. Під час відновлення системи, якщо був призначений відповідальний за управління частоти відповідно до підпункту 9.2.3 пункту 9.2 цієї глави, ОСП у синхронній області, крім відповідального з управління частотою, повинен передусім призупинити ручну активацію РВЧ та РЗ.
9.3.2. Відповідальний за управління частотою повинен встановити, після консультацій з іншим ОСП у синхронній області, режим роботи, застосовний до регулятора частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронній області.
9.3.3. Відповідальний за управління частотою повинен керувати ручною активацією РВЧ та РЗ у синхронній області з метою регулювання частоти в синхронній області в межах номінальних значень частоти та з урахуванням меж операційної безпеки. За запитом, кожний ОСП у синхронній області повинен надавати підтримку відповідальному за управління частотою.
9.4. Регулювання частоти після поділу синхронної області
9.4.1. Під час відновлення системи, коли був призначений відповідальний за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 пункту 9.2 цієї глави, ОСП у кожній синхронізованій зоні, за винятком відповідального за управління частотою, повинен передусім призупинити ручну активацію РВЧ та РЗ.
9.4.2. Відповідальний за управління частотою повинен встановити, після консультацій з іншими ОСП у синхронізованій зоні, режим роботи, застосовний до регулятора частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронізованій зоні.
9.4.3. Відповідальний за управління частотою повинен керувати ручною активацією РВЧ та РЗ у синхронізованій зоні з метою регулювання частоти в синхронізованій зоні в межах цільової частоти, встановленої відповідальним за повторну синхронізацію і з урахуванням меж операційної безпеки. Якщо в синхронізованій зоні не призначений відповідальний за повторну синхронізацію, відповідальний за управління частотою повинен намагатися регулювати частоту в межах номінальних значень частоти. За запитом кожний ОСП у синхронізованій зоні повинен надавати підтримку відповідальному за частотою.
10. Повторна синхронізація
10.1. Процедура повторної синхронізації Плану відновлення повинна передбачати принаймні:
призначення відповідального за повторну синхронізацію;
заходи, що дають змогу ОСП застосувати стратегію повторної синхронізації;
максимальні значення відхилень кута зсуву фаз, частоти та напруги для з'єднувальних ліній.
10.2. Призначення відповідального за повторну синхронізацію
10.2.1. Під час відновлення системи, якщо дві синхронізовані зони можуть бути повторно синхронізовані без загрози для операційної безпеки систем передачі, відповідальні за управління частоти в таких синхронізованих зонах повинні призначити відповідального за повторну синхронізацію після консультацій принаймні з ОСП, що визначений (визначені) як потенційний відповідальний за повторну синхронізацію відповідно до підпункту 10.2.2 цього пункту. Кожен відповідальний за управління частоти повинен невідкладно повідомити ОСП у своїй синхронізованій зоні про призначення відповідального за повторну синхронізацію.
10.2.2. Для кожної пари синхронізованих зон, які підлягають повторній синхронізації, відповідальним за повторну синхронізацію повинен бути ОСП, що:
має в експлуатації принаймні одну підстанцію, обладнану паралельним комутаційним пристроєм на межі двох синхронізованих зон, що підлягають повторній синхронізації;
має доступ до результатів вимірювань частоти в обох синхронізованих зонах;
має доступ до результатів вимірювань напруги на підстанціях, між якими розташовані потенційні точки повторної синхронізації;
здатний регулювати напругу в потенційних точках повторної синхронізації.
10.2.3. Якщо кілька ОСП відповідають критеріям, зазначеним у підпункті 10.2.2 цього пункту, ОСП з найбільшою кількістю потенційних точок повторної синхронізації між двома синхронізованими зонами повинен бути призначений відповідальним за повторну синхронізацію, якщо тільки відповідальні за управління частоти двох синхронізованих зон не домовилися призначити відповідальним за повторну синхронізацію іншого ОСП.
10.2.4. Призначений відповідальний за повторну синхронізацію повинен виконувати цю функцію до моменту:
призначення іншого відповідального за повторну синхронізацію у двох синхронізованих зонах;
або
коли дві синхронізовані зони повторно синхронізовані і виконані всі вимоги пункту 10.3 цієї глави.
10.3. Стратегія повторної синхронізації
10.3.1. Перед повторною синхронізацією відповідальний за повторну синхронізацію повинен:
1) встановити, з дотриманням граничних значень, зазначених у пункті 10.1 цієї глави:
цільове значення частоти для повторної синхронізації;
максимальну різницю частоти між двома синхронізованими зонами;
максимальне значення перетоків активної та реактивної потужності;
режим роботи, застосовний до РПЧ;
2) вибрати точку повторної синхронізації, враховуючи межі операційної безпеки в синхронізованих зонах;
3) визначити та підготувати всі дії, необхідні для повторної синхронізації двох синхронізованих зон у точці повторної синхронізації;
4) визначити та підготувати комплекс подальших дій, спрямованих на створення з'єднань між синхронізованими зонами;
5) оцінити готовність синхронізованих зон до повторної синхронізації, враховуючи умови, визначені в пункті 1 цього підпункту.
10.3.2. Під час виконання завдань, відповідно до підпункту 10.3.1 цього пункту, відповідальний за повторну синхронізацію повинен консультуватися з відповідальними за управління частоти у відповідних синхронізованих зонах і щодо завдань, перерахованих у пунктах 2 - 5, він також повинен консультуватися з ОСП, в управлінні якого перебувають підстанції, що використовуються для повторної синхронізації.
10.3.3. Кожен відповідальний за управління частоти повинен без необґрунтованої затримки повідомити ОСП у своїй синхронізованій зоні про планову повторну синхронізацію.
10.3.4. У разі виконання всіх умов, встановлених відповідно до пункту 1 підпункту 10.3.1 цього пункту, відповідальний за повторну синхронізацію повинен здійснити повторну синхронізації шляхом активації дій, встановлених відповідно до пунктів 3 та 4 підпункту 10.3.1 цього пункту.
( Розділ VIII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
IX. Надання/використання допоміжних послуг оператору/оператором системи передачі
1. Загальні положення
1.1. Основним завданням ОСП є управління режимом роботи ОЕС України для забезпечення її надійної і стійкої роботи в усіх режимах. Одним із критеріїв режиму роботи енергосистеми є частота електричного струму і напруга, які залежать від балансів активної і, відповідно, реактивної потужностей в енергосистемі. Для забезпечення сталої і надійної роботи ОЕС України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів ОСП придбаває/використовує відповідні ДП. ДП з регулювання частоти та потужності, а також напруги та реактивної потужності призначені для упередження виникнення аварійних режимів і, відповідно, упередження спрацювання протиаварійної автоматики і являють собою відповідний процес.
( Пункт 1.1 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
1.2. Користувачі системи передачі/розподілу можуть надавати ОСП допоміжні послуги, перелік яких визначений у Правилах ринку.
1.3. Вимоги до електроенергетичного обладнання, необхідного для забезпечення належного надання:
допоміжних послуг з надання РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ - визначені у главі 8 розділу V цього Кодексу;
( Абзац другий пункту 1.3 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022, № 677 від 06.05.2025 )
допоміжної послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономний пуск) - визначені у підпункті 2 пункту 2.7 глави 2 розділу III цього Кодексу;
допоміжної послуги з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, яка передбачає компенсацію реактивної потужності синхронним генератором з метою підтримання заданих ОСП рівнів напруги в контрольованих вузлах ОЕС України в режимі, коли виробництво активної потужності не здійснюється. Діапазони максимальної реактивної потужності, яка може бути використана для регулювання напруги, визначаються за результатами випробувань у процесі перевірки ПДП.
1.4. Новозбудовані генеруючі одиниці та УЗЕ типу В, С та D, а також генеруючі одиниці типу В, С та D, що пройшли реконструкцію або технічне переоснащення, мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК).
( Пункт 1.4 глави 1 розділу IX в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
1.5. ГЕС та ГАЕС, приєднана потужність яких більша 200 МВт, що мають технічну спроможність регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК для області регулювання ОЕС України, повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК.
1.6. Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов'язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України після особливої системної аварії, затвердженому ОСП.
( Пункт 1.6 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
1.7. Правилами ринку визначаються умови оплати ДП, відбору постачальників ДП, умови моніторингу надання ДП та санкції за ненадання або неякісне надання ДП.
1.8. Потенційні ПДП повинні пройти перевірку та продемонструвати ОСП, що електроустановки їх об’єктів, за допомогою яких надаються ДП, відповідають технічним вимогам до ДП, що встановлені цим Кодексом, шляхом успішного проходження випробувань одиниць надання ДП з отриманням відповідного свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.
( Пункт 1.8 глави 1 розділу ІХ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )
1.9. Випробування повинні проходити всі електроустановки ПДП, за допомогою яких надаються або планується надання ДП.
1.10. Випробування проводяться відповідно до Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу та який містить, зокрема:
порядок перевірки ПДП (потенційного ПДП);
порядок проведення випробувань одиниць надання ДП;
( Абзац третій пункту 1.10 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )