удосконалення чинних та підготовку нових нормативно-технічних документів.
6.9. Розслідування технологічних порушень на об’єктах міждержавних електричних мереж здійснюється в порядку, установленому міждержавними угодами, договорами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, та цим Кодексом.
6.10. Договором про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, укладеного між ОСП та суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, має бути визначений порядок утворення, скликання та роботи комісії з розслідування технологічних порушень.
Факт технологічного порушення має право зафіксувати кожна із сторін договору.
Про технологічне порушення, зафіксоване стороною договору, уповноважена цією стороною особа має у визначений договором термін повідомити іншу сторону.
6.11. Розслідування технологічних порушень на об’єктах міждержавних електричних мереж здійснюється, як правило, комісією сторони, на території якої відбулося порушення.
Якщо інша сторона у встановлений договором термін має намір взяти участь у двосторонній комісії з розслідування, сторона, на території якої відбулося порушення, включає до складу двосторонньої комісії представників іншої сторони та організовує роботу з розслідування за узгодженою сторонами програмою.
6.12. ОСП визначає види технологічних порушень, повідомлення про які мають передаватися по ієрархічній структурі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та оприлюднюватися суб’єктами, які здійснюють експлуатацію об’єктів електроенергетики, на яких відбулися ці технологічні порушення.
6.13. Інформація щодо технологічних порушень, яка підлягає оприлюдненню, повинна включати, як мінімум, місце і час настання порушення та усунення його наслідків, кількість відключень та тривалість знеструмлення споживачів, важкість наслідків цих порушень.
6.14. Технічний керівник суб’єкта господарювання, у власності або користуванні якого перебуває об’єкт електроенергетики, на якому зафіксовані технологічні порушення та проводяться їх розслідування, зобов’язаний включити представника ОСП та Користувачів у склад комісії з розслідування на їх вимогу у випадках, зазначених в абзаці шостому пункту 6.2 цієї глави.
7. Права, обов’язки і відповідальність ОСП та Користувачів щодо технічної експлуатації електроустановок об’єктів електроенергетики
7.1. Права, обов’язки та відповідальність ОСП та Користувачів щодо технічної експлуатації електроустановок об’єктів електроенергетики регулюються цим Кодексом, іншими нормативно-технічними документами та/або договорами, укладеними між суб’єктами господарювання, у власності або користуванні яких знаходяться об’єкти електроенергетики.
7.2. ОСП та Користувачі мають право:
звертатися у встановленому законодавством України порядку до відповідних центральних органів виконавчої влади, центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики, та Регулятора щодо неналежної експлуатації електроустановок, вирішення спірних питань, у тому числі пов’язаних з технологічними порушеннями на об’єкті електроенергетики, яким володіє та/або експлуатує інша сторона;
отримувати інформацію щодо технологічних порушень та брати участь у розслідуванні технологічних порушень на будь-якій електроустановці об’єкта електроенергетики ОЕС України у разі, якщо це технологічне порушення призвело до порушення нормальної експлуатації на його енергооб’єкті, економічних втрат або невиконання ним договірних зобов’язань, у тому числі перед третьою стороною;
отримувати від інших Користувачів наявну інформацію про технічний та оперативний стан електроустановок та електротехнічного обладнання на їх об’єктах для оцінювання здатності суміжних енергооб’єктів підтримувати вимоги щодо нормальної експлуатації обладнання та належних показників надійності його роботи.
7.3. ОСП та Користувачі зобов’язані:
здійснювати постійний аналіз виконання вимог цього Кодексу та інших нормативно-технічних документів з питань технічної експлуатації електроустановок об’єктів електроенергетики, а також виконання заходів за результатами роботи центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики;
надавати за власною ініціативою або на запит іншого Користувача суміжних об’єктів електроенергетики інформацію щодо технологічних порушень, які сталися на їх об’єкті, а також щодо технічного та оперативного стану своїх електроустановок та електротехнічного обладнання.
7.4. Відповідальними за технічну експлуатацію об’єктів є керівники суб’єктів господарювання, у власності та/або користуванні яких перебувають ці об’єкти.
7.5. Відповідальність за шкоду будь-якій стороні, завдану внаслідок неналежної експлуатації чи технічного стану обладнання або технологічного порушення на об’єкті, несе суб’єкт господарювання, у власності та/або користуванні якого перебуває цей об’єкт.
7.6. Експлуатацію нових (реконструйованих) міждержавних ліній електропередачі, збудованих за рахунок інвестора, здійснює ОСП за договором із власником/інвестором.
8. Системні випробування та організація їх проведення
8.1. Системні випробування полягають у заздалегідь підготовленій і систематизованій реєстрації на певний період часу окремих змін параметрів у роботі обладнання електричних станцій (тиск, вібрація, швидкість, оберти тощо) та загальносистемних електричних параметрів (напруга, частота, потужність, фазові кути та швидкість їх зміни тощо) для нормального режиму та при контрольованому застосуванні аварійних збурень для аварійних режимів роботи об’єднаної енергетичної системи України або будь-якої її частини.
8.2. Залежно від цілей і завдань системні випробування розподіляються на такі категорії:
I категорія - випробування, метою яких є:
уточнення розрахункових значень параметрів статичної і динамічної стійкості енергосистеми, окремих зв’язків або групи зв’язків у різних контрольованих перетинах ОЕС України, у тому числі міждержавних;
перевірка достатності та правильності налагодження пристроїв систем протиаварійної автоматики;
перевірка вихідних даних, які використовуються під час розрахунків стійкості енергосистеми та вузлів навантаження;
II категорія - випробування, метою яких є визначення:
фактичних характеристик регулювання обладнання генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць навантаження, а також обладнання підстанцій, роботи пристроїв системної автоматики;
( Абзац сьомий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
участі генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць навантаження в регулюванні частоти та активної потужності, напруги та реактивної потужності у сталих, аварійних і післяаварійних режимах роботи ОЕС України;
( Абзац восьмий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
відповідності генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць енергоспоживання вимогам розділу III цього Кодексу та відповідним нормативно-технічним документам, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу
( Абзац дев'ятий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
До системних випробувань II категорії можуть також відноситися приймально-здавальні випробування електротехнічного обладнання електростанцій, УЗЕ та електричних мереж після його капітального ремонту або технічного переоснащення.
( Абзац десятий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
8.3. Ініціатором системних випробувань I категорії є ОСП з власної ініціативи або з ініціативи оператора енергосистеми іншої держави, з якою Україна працює паралельно (для проведення спільних випробувань).
8.4. Ініціатором проведення випробувань II категорії можуть бути ОСП, користувачі системи передачі/розподілу.
8.5. Випробування проводяться у такому порядку:
прийняття рішення керівником суб’єкта господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики за власною ініціативою за обґрунтованою вимогою ОСП як ініціатора проведення випробування, щодо визначення об’єкта та мети, з якою проводяться випробування;
призначення керівника, відповідального за проведення випробувань;
визначення посадових осіб та/або органу з оцінки відповідності, відповідальних за технологічну і оперативну частини випробувань;
( Абзац четвертий пункту 8.5 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
розроблення, погодження з ОСП (якщо суб’єктом господарювання виступає інша особа ніж ОСП) та затвердження програми випробувань;
призначення терміну початку та завершення виконання програми випробувань та погодження цього терміну з ОСП (якщо суб’єктом господарювання виступає інша особа ніж ОСП);
виконання заходів підготовчого етапу робіт;
виконання програми випробувань;
обробка даних випробувань і підготовка звітів та висновків.
8.6. Відповідальним виконавцем системних випробувань на об’єкті Користувача системи може бути орган з оцінки відповідності, обраний Користувачем системи.
( Пункт 8.6 глави 8 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
8.7. Програма випробування розробляється ініціатором випробувань з урахуванням вимог нормативно-технічних документів, вимог ОСП, технічної документації заводів-виробників і має визначати організаційно-технічні заходи та, зокрема, включати:
причини проведення випробувань;
визначення об’єкта і мети випробування;
дату і час початку та розрахункову тривалість випробування;
перелік посадових осіб та/або організацій, відповідальних за забезпечення та проведення технологічної і оперативної частини випробування за кожним етапом;
опис стану обладнання, на якому планується проведення випробування;
первинну схему електричних з’єднань об’єкта електроенергетики та прилеглої мережі, а також вимоги до діючого обладнання;
опис системних та/або технологічних обмежень, пов’язаних з виконанням програми;
обсяг підготовчих робіт, що передують випробуванню;
заходи щодо забезпечення виконання вимог правил безпечної експлуатації обладнання при проведенні випробування;
назву, послідовність виконання та загальну тривалість кожного етапу випробування (за потреби);
режими роботи випробовуваного і суміжного з ним обладнання підстанцій, електростанцій, ліній електропередачі на кожному етапі випробування, припустимі відхилення величин параметрів, визначених у процесі випробування, та їх граничні значення;
перелік, послідовність та виконавців технологічних операцій у первинній схемі, у пристроях релейного захисту та протиаварійної автоматики;
режими роботи обладнання, стан первинної схеми та релейного захисту після закінчення випробування;
дії персоналу у випадках настання позаштатних ситуацій;
повноваження відповідальних осіб щодо припинення або перенесення випробування чи його окремих етапів;
необхідні схеми, креслення тощо.
8.8. Суб’єкт господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики, зобов’язаний погодити з ОСП програму випробування у разі, якщо випробування має здійснюватися з метою:
підготовки та прийняття рішень стосовно оптимізації схем та режимів роботи об’єкта електроенергетики;
зміни схем та режимів роботи об’єкта електроенергетики;
оцінки статичної і динамічної стійкості об’єкта електроенергетики;
перевірки правильності налагодження систем протиаварійної автоматики та достатності її обсягів заданим режимам;
перевірки відповідності електроустановок користувачів системи передачі/розподілу вимогам ОСП щодо постачання допоміжних послуг.
8.9. Програма випробування, розроблена суб’єктом господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики, виконання якої передбачає зміни технологічних режимів або схем електрозабезпечення ОСП та/або інших Користувачів, має бути погоджена всіма учасниками випробування.
8.10. У разі відсутності згоди щодо погодження програми випробування будь-яким учасником випробування остаточне рішення щодо змісту програми випробування приймає центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики.
8.11. Процедура погодження та затвердження програми випробування, а також порядок проведення випробування регламентуються відповідними нормативно-технічними документами, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.
8.12. Випробування електроустановок об’єктів міждержавних електричних мереж виконуються у порядку, установленому міждержавними угодами, договорами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, та цим Кодексом.
8.13. Залежно від мети і завдань системних випробувань ініціатор випробувань визначає режими, що підлягають експериментальній перевірці та, за необхідності, виконує розрахунок очікуваних параметрів. На підставі проведеного аналізу визначаються параметри, що підлягають контролю, і точки виміру, а також плануються основні етапи випробувань.
8.14. До початку розроблення технічної програми на проведення системних випробувань I категорії ОСП повинен виконати аналіз:
схеми електричної мережі;
значень параметрів за різних режимів електричної мережі;
зареєстрованих даних про технологічні порушення та аварійних ситуацій, що мали місце.
8.15. Ініціатор системних випробувань повинен надавати відповідальному виконавцеві (на його прохання) результати попередніх розрахунків режимів, за якими будуть проводитися випробування, та необхідну технічну документацію для розроблення робочих програм випробувань (проєктні схеми електричної мережі і її окремих вузлів, необхідні інструкції енергопідприємств, що беруть участь у випробуваннях тощо).
8.16. Якщо при підготовці та/або проведенні випробування ні в який спосіб неможливо уникнути системних та/або технологічних обмежень, ОСП повинен повідомити про них усіх користувачів системи передачі/розподілу, на яких впливає проведення випробувань, розробити та надати їм рекомендації щодо заходів, яких необхідно вжити для мінімізації негативних наслідків таких обмежень.
8.17. ОСП та інші учасники випробування не несуть відповідальності перед іншими користувачами системи передачі/розподілу за наслідки системних та/або технологічних обмежень, якщо випробування виконувалися згідно з затвердженою програмою з дотриманням інших вимог цього Кодексу та відповідних нормативно-технічних документів, за винятком настання технологічних порушень на об’єктах Користувачів внаслідок помилкових дій персоналу, який виконував випробування. При цьому до уваги приймається факт і повнота виконання Користувачами рекомендацій ОСП, зазначених у пункті 8.16 цієї глави.
8.18. Якщо на день запропонованого системного випробування в системі складуться такі умови експлуатації, що будь-яка з причетних сторін побажає затримати або скасувати початок чи продовження системного випробування, то вона має негайно поінформувати інші сторони про це рішення та його причини. У цьому разі ОСП або інший ініціатор цих випробувань за погодженням з ОСП має відстрочити чи скасувати або продовжити системне випробування залежно від обставин.
8.19. Після проведення випробувань відповідальний виконавець зобов’язаний:
відновити (якщо змінювалися) уставки пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики;
відключити засоби вимірювання і реєстрації, що були безпосередньо задіяні тільки для проведення цих випробувань;
сповістити про закінчення випробувань усіх учасників випробувань, а також інших користувачів системи передачі/розподілу, на режим роботи яких впливали випробування;
відновити режим роботи об’єкта випробування, передбачений планом.
8.20. Після проведення кожного експерименту (вимірювання) виконується попередня розшифровка зроблених записів процесів та обробка отриманих результатів для виявлення недостовірних даних, а також даних, що свідчать про можливості виникнення критичного стану для уникнення його під час проведення наступного етапу випробувань. Остаточне детальне оброблення результатів виконується після повного завершення випробувань.
8.21. Після завершення оброблення результатів випробувань відповідальний виконавець складає відповідні протоколи випробувань та технічний звіт і забезпечує його узгодження з організаціями, які визначено в технічній програмі, та затвердження звіту керівником суб’єкта господарювання, який володіє та/або експлуатує об’єкт електроенергетики, у тому числі УЗЕ.
( Пункт 8.21 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 2649 від 29.12.2023 )
8.22. Технічний звіт про результати проведеного випробування має містити:
мету і завдання випробування;
дані про виконану підготовку, умови проведення випробування, що забезпечили його виконання обраним методом;
інформацію про застосовані засоби вимірювань, засоби реєстрації подій та технологічних процесів;
хронологічний опис дій на об’єкті випробування, режимів роботи обладнання на окремих етапах виконання програми випробування;
результати вимірювань, отриманих за кожним етапом випробування, у тому числі даних приладів вимірювання параметрів технологічних процесів та фіксації подій;
результати випробування за кожним етапом у вигляді протоколів випробувань, з додатками у вигляді таблиць, графіків, схем, діаграм тощо;
висновки і рекомендації, що ґрунтуються на отриманих результатах.
Якщо висновки та рекомендації технічного звіту стосуються інших Користувачів, ОСП повинен направити їм ці висновки та рекомендації з посиланням на результати системних випробувань.
8.23. У разі проведення випробування з метою перевірки відповідності електроустановок Користувачів (ПДП, потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг технічний звіт також має містити висновок щодо підтвердженої даними випробування оцінки можливості надання допоміжних послуг, їх обсягу та якісних характеристик. Системні випробування з метою перевірки відповідності електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг викладені у Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу.
( Пункт 8.23 глави 8 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
9. Права та обов’язки учасників системних випробувань
9.1. Загальне та оперативне керівництво системними випробуваннями здійснює ОСП незалежно від того, хто є ініціатором випробування.
9.2. Керівництво забезпеченням та проведенням технологічної і оперативної частини випробування за кожним етапом здійснюють посадові особи учасників випробування, визначені програмою випробування.
9.3. Диспетчерський персонал ОСП має право припинити (перервати) системне випробування і повернути енергосистему до вихідного режиму з наступним повідомленням про це відповідальних осіб, визначених програмою випробування, у разі виникнення загрози порушення стійкості енергосистеми або іншої аварійної ситуації.
9.4. Усі учасники випробування мають право вимагати від диспетчерського персоналу ОСП та/або керівника випробуванням на об’єкті електроенергетики не розпочинати або призупинити випробування в разі:
загрози виходу з ладу та пошкодження устаткування користувачів системи передачі/розподілу;
порушення електропостачання споживачів електричної енергії (якщо це не передбачалося програмою та умовами проведення випробувань);
невідповідності стану енергосистеми та/або об’єкта електроенергетики, на якому проводиться випробування, розрахунковим вихідним умовам;
несприятливих погодних умов або виникнення інших об’єктивних причин.
9.5. Рішення про обґрунтованість скасування випробування або призупинення проведення окремих його етапів приймає ОСП.
Проведення (продовження) випробування у новий строк здійснюється після усунення причин скасування (призупинення) випробування та коригування, при необхідності, програми випробування з дотриманням вимог цього Кодексу у повному обсязі як для нового випробування.
10. Організаційно-технічні та кваліфікаційні вимоги до органів з оцінки відповідності
10.1. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути незалежними від втручання та не бути представниками зацікавлених осіб.
До переліку зацікавлених осіб належать: персонал Замовника, Користувача, ПДП/потенційного ПДП (у випадку проведення випробування електроустановок щодо надання ДП), особи, з якими у персоналу є родинний зв’язок, або підприємство, що є ПДП (потенційним ПДП), організації, що прямо або опосередковано залучені до виконання робіт з проєктування, виготовлення, монтажу, налаштування систем автоматичного управління основного обладнання у ПДП (потенційного ПДП), перевірка якого здійснюється.
Орган з оцінки відповідності та його персонал (адміністративний персонал та персонал, який безпосередньо виконує випробування) не мають права бути юридично чи організаційно прямо або опосередковано (через членів сім’ї або осіб, з якими є родинний зв’язок) пов'язаними з підприємством чи персоналом, які прямо або опосередковано відносяться, чи є афілійованими до постачальника ДП (потенційного ПДП).
10.2. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути професійно спроможними проводити всі етапи випробування електроустановок відповідно до вимог цього Кодексу.
Орган з оцінки відповідності повинен мати персонал, який має:
спеціальну вищу технічну освіту у галузі знань електричної інженерії;
досвід роботи з випробування основного обладнання, що використовується для регулювання частоти та потужності, напруги та реактивної потужності, автономного пуску та систем його управління.
10.3. Орган з оцінки відповідності та його персонал не має права здійснювати випробування обладнання електроустановок, стосовно якого роботи з проєктування, виготовлення, монтажу, налаштування обладнання ПДП (потенційного ПДП) здійснювались органом з оцінки відповідності після набрання чинності цим Кодексом.
( Пункт 10.3 глави 10 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2267 від 05.11.2019 )( Розділ IV доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
V. Операційна безпека системи
1. Загальні положення
1.1. Для забезпечення операційної безпеки системи передачі при роботі в синхронному об’єднанні ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області визначає загальний мінімальний набір вимог до роботи системи передачі в синхронному енергооб’єднанні для взаємодії з суміжними енергосистемами, а також для використання відповідних можливостей підключених систем розподілу і Користувачів, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП. При цьому забезпечення операційної безпеки є найвищим пріоритетом для ОСП та користувачів системи передачі/розподілу.
1.2. ОСП повинен дотримуватись загальних мінімальних вимог щодо процедур необхідних для підготовки до роботи в режимі реального часу, розроблення індивідуальної (ОЕС України) та розширення загальної моделі мережі синхронної області, узгодженого та ефективного застосування коригувальних дій для підтримання операційної безпеки.
1.3. Вимірювання та контроль експлуатаційних параметрів для оцінювання режимів системи повинен здійснюватися ОСП узгодженим з усіма ОСП своєї синхронної області способом, що сприяє ефективній взаємодії з ОСП, а також з ОСР і Користувачами.
1.4. ОСП повинен застосовувати засоби регулювання частоти й активної потужності для підтримки загального балансу між генерацією та споживанням всієї синхронної області.
1.5. ОСП повинен застосовувати засоби регулювання напруги та реактивної потужності, щоб підтримувати напругу в межах операційної безпеки та забезпечувати резерви реактивної потужності.
1.6. ОСП повинен забезпечити розрахунки та аналіз струмів короткого замикання в межах своєї області регулювання для попередження перевищення значень струмів короткого замикання граничних значень струмів короткого замикання в системі передачі.
1.7. Мета управління перетоками потужності полягає в забезпеченні ефективного функціонування ринку електричної енергії та інтеграції ринків при одночасному підтриманні необхідного рівня операційної безпеки. Зазначені цілі досягаються відповідною координацією між ОСП синхронного енергооб’єднання, щоб контролювати та управляти перетіканнями потужності в усіх системах передачі, виявляти потенційні обмеження і в разі необхідності - визначати коригувальні дії.
1.8. З метою попередження аварійних ситуацій ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій. Аналіз аварійних ситуацій має проводитися під час оперативного планування і в режимі реального часу. Результати аналізу аварійних ситуацій дозволять визначати та реалізувати необхідні передаварійні чи післяаварійні коригувальні дії.
1.9. ОСП для забезпечення захисту системи передачі (скоординованого з дотриманням необхідних рівнів динамічної стійкості) має встановити концепцію побудови релейного захисту та протиаварійної автоматики і вибір типів пристроїв, необхідних для попередження та ліквідації пошкоджень і порушення режиму роботи ОЕС України.
1.10. З метою забезпечення надійного функціонування ОЕС України ОСП повинен забезпечити безперервне спостереження за елементами системи передачі, енергоустановками користувачів системи передачі/розподілу, які знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, а також аналіз технологічних порушень та аварійних ситуацій.
1.11. Для забезпечення операційної безпеки системи передачі ОСП, та користувачі системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, повинні забезпечити своєчасний та вичерпний обмін достовірними даними та інформацією (із заданою точністю, періодичністю та міткою часу) відповідно до вимог розділу X цього Кодексу.
1.12. Навчання, тренажерна підготовка та складання іспитів є обов’язковими для тих співробітників ОСП, які відповідають за роботу системи передачі та її операційну безпеку та мають проводитись відповідно до вимог розділу XII цього Кодексу.
1.13. ОСП з метою врегулювання взаємовідносин з ОСП його синхронної області, що стосуються питань операційної безпеки укладає з ними Операційну угоду синхронної області та Операційну угоду блоку РЧП.
( Пункт 1.13 глави 1 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
1.14. ОСП для участі в обміні резервами потужності або спільному використанні резервів потужності або у процесі неттінгу небалансів потужності впроваджує відповідні процеси транскордонної активації.
З цією метою ОСП повинен укласти Операційну угоду синхронної області, де визначаються ролі та обов’язки ОСП, які здійснюють процес неттінгу небалансів потужності, процес транскордонної активації РВЧ або процес транскордонної активації РЗ між областями РЧП різних блоків РЧП або різних синхронних областей.
( Главу 1 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
1.15. ОСП у разі участі з іншими ОСП в одному процесі неттінгу небалансів потужності, процесі транскордонної активації РВЧ або процесі транскордонної активації РЗ повинен укласти та дотримуватись положень відповідних угод, якими визначаються ролі та обов’язки таких ОСП, зокрема щодо:
надання всіх вхідних даних, необхідних для розрахунку обміну потужності відносно меж операційної безпеки та проведення аналізу операційної безпеки в реальному часі ОСП, які беруть участь, або причетними ОСП;
відповідальності за розрахунок обміну потужністю;
впровадження операційних процедур для забезпечення операційної безпеки.
ОСП, які беруть участь в одному процесі неттінгу небалансів потужності, процесі транскордонної активації РВЧ або процесі транскордонної активації РЗ, мають право визначити послідовний підхід до розрахунку обміну потужністю. Послідовний розрахунок обміну потужністю повинен дозволяти будь-якій групі ОСП, які управляють областями РЧП або блоками РЧП, з’єднаними міждержавними лініями електропередачі, обмінюватися потужністю при неттінгу небалансів потужності, відновленні частоти або заміщенні резервів між собою до обміну з іншими ОСП.
( Главу 1 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
2. Режими системи передачі
2.1. Система передачі знаходиться у нормальному режимі, якщо одночасно виконуються такі умови:
напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;
усталені відхилення частоти знаходяться у діапазоні ± 50 мГц;
резерви активної та реактивної потужності достатні для регулювання в нормальному режимі та ліквідації аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу;
робота області регулювання, контрольованої ОСП, знаходиться в межах операційної безпеки навіть після аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу.
2.2. Система передачі знаходиться у передаварійному режимі, якщо напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу, але при цьому відбувається будь-яка з наведених нижче подій:
вимоги до резервів активної потужності не виконуються, дефіцит резервів становить понад 20 % від необхідних обсягів (визначених цим Кодексом) упродовж понад 30 хвилин і без засобів їх заміщення в режимі реального часу для будь-якого з типів резервів: РПЧ, РВЧ та РЗ;
( Абзац другий пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи знаходиться в межах 100 - 200 мГц протягом періоду часу, що не перевищує 15 хвилин;
( Абзац третій пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи в стабільному стані безперервно перевищує 50 % від максимального усталеного відхилення частоти протягом періоду часу, що перевищує час активації передаварійного режиму (15 хвилин), або стандартний діапазон частот протягом періоду часу, що перевищує час для відновлення частоти;
( Абзац пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
принаймні одна аварійна ситуація з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу, може призвести до виходу за межі операційної безпеки навіть після проведення коригувальних дій.
2.3. Система передачі знаходиться в аварійному режимі, якщо наявна хоча б одна із умов:
( Абзац перший пункту 2.3 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
має місце будь-яке порушення меж операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;
абсолютне значення відхилення частоти перевищує 200 мГц;
принаймні один захід із Плану захисту енергосистеми є активованим;
порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв'язку, каналів передачі даних тривалістю більше 30 хвилин, що призводить до втрати функціоналу моніторингу стану системи передачі (включаючи задачі оцінки стану мережі та РЧП), керування обладнанням системи передачі, зв’язку з регіональними диспетчерськими центрами та інших ОСП, інструментарію для аналізу операційної безпеки, засобів, необхідних для забезпечення транскордонних ринкових операцій.
( Абзац п’ятий пункту 2.3 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
2.4. Система передачі знаходиться у режимі системної аварії (blackout state), якщо наявна хоча б одна із умов:
( Абзац перший пункту 2.4 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023, № 677 від 06.05.2025 )
втрата понад 50 % споживання в контрольованій ОСП області регулювання;
відсутність напруги впродовж 3 хвилин у контрольованій ОСП області регулювання, що призвела до запуску Плану відновлення.
2.5. Система передачі знаходиться у режимі відновлення, якщо після перебування системи передачі в аварійному режимі або у режимі системної аварії, ОСП розпочав активацію заходів Плану відновлення.
( Пункт 2.5 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
2.6. ОСП повинен в режимі реального часу визначати режим системи передачі на основі контролю в реальному часі таких параметрів всередині своєї області регулювання та беручи до уваги виміри в реальному часі, здійснювані в його області спостереження:
перетоки активної та реактивної потужності;
напруги на системах шин;
частота і помилка області регулювання;
( Абзац четвертий пункту 2.6 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
резерви активної та реактивної потужності;
генерація і споживання області регулювання.
2.7. Щоб визначити режим системи, ОСП повинен принаймні кожні 15 хвилин виконувати оцінку операційної безпеки у реальному часі шляхом моніторингу параметрів, визначених у пункті 2.6 цієї глави, на відповідність межам операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу, беручи до уваги вплив потенційних коригувальних дій та заходів із Плану захисту енергосистеми. Також ОСП повинен здійснювати моніторинг обсягів доступних резервів.
( Пункт 2.7 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )( Пункт 2.8 глави 2 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
2.8. Якщо система передачі не знаходиться у нормальному режимі і якщо режим системи характеризується як широкомасштабний стан, ОСП повинен:
інформувати суміжних ОСП про режим своєї системи передачі у спосіб, визначений укладеним між ОСП та суміжним ОСП відповідним договором;
надавати додаткову інформацію суміжним ОСП про елементи своєї системи передачі, які є частиною області спостереження таких ОСП.
( Главу 2 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
3. Коригувальні дії
3.1. ОСП повинен забезпечувати, щоб його система передачі постійно знаходилася в нормальному режимі, і повинен попереджувати та усувати порушення операційної безпеки, для чого ОСП повинен розробляти, готувати і застосовувати коригувальні дії з урахуванням їх доступності, достатності часу і ресурсів, необхідних для їх активації.
3.2. Коригувальні дії, що використовуються ОСП повинні бути узгоджені із коригувальними діями, які забезпечують достатню пропускну спроможність міждержавних перетинів.
У разі виявлення структурних перевантажень або інших значних фізичних перевантажень між торговими зонами ENTSO - E та всередині них з моменту підтвердженого виявлення таких перевантажень ОСП може розробити та застосовувати національний або міжнародний плани дій або виконати перегляд і зміну конфігурації своєї торгової зони.
( Пункт 3.2 глави 3 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
У разі розроблення національного або міжнародного плану дій проєкт такого плану надається ОСП на розгляд Регулятору.
( Пункт 3.2 глави 3 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
ОСП враховує надані Регулятором пропозиції та зауваження до проєкту національного або міжнародного плану дій. У разі неврахування відповідних пропозицій та зауважень ОСП надає Регулятору разом з доопрацьованим проєктом плану обґрунтування такого неврахування.
( Пункт 3.2 глави 3 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
3.3. ОСП повинен застосовувати такі принципи при активації і координації коригувальних дій:
( Абзац перший пункту 3.3 глави 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
при порушенні операційної безпеки, що не вимагають залучення інших ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії, визначені у главі 4 цього розділу, для повернення системи у нормальний режим і запобігати поширенню передаварійного або аварійного режиму за межі його області регулювання;
( Абзац другий пункту 3.3 глави 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
для порушень операційної безпеки, які потребують координації дій з іншими ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії у координації з іншими ОСП синхронної області відповідно до методології підготовки коригувальних дій у координований спосіб, беручи до уваги їх транскордонне значення (із застосуванням координованої передиспетчеризації та зустрічної торгівлі) та з урахуванням рекомендацій РКЦ.
( Абзац третій пункту 3.3 глави 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
3.4. При виборі відповідних коригувальних дій ОСП повинен застосовувати такі критерії:
активувати найбільш ефективні та економічно доцільні коригувальні дії;
активувати коригувальні дії в режимі, якомога наближеному до реального часу, ураховуючи очікуваний час активації і терміновість ситуації, пов’язаної з експлуатацією системи, яку вони повинні врегулювати;
ураховувати ризики відмов при застосуванні доступних коригувальних дій та їх вплив на операційну безпеку, зокрема ризики:
відмов або перевантаження обладнання, а також помилкових дій оперативного персоналу при реалізації коригувальних дій та їх вплив на операційну безпеку;
відмов або КЗ внаслідок зміни топології мереж;
відключень, спричинених змінами активної та реактивної потужності генеруючих одиниць або об’єктів енергоспоживання;
несправності, спричинені поведінкою обладнання;
надавати перевагу коригувальним діям, що забезпечують найбільший обсяг пропускної спроможності міждержавних перетинів для цілей розподілу пропускної спроможності, забезпечуючи дотримання меж операційної безпеки.
( Пункт 3.4 глави 3 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
4. Типи коригувальних дій
4.1. ОСП має застосовувати такі типи коригувальних дій:
зміна тривалості планових відключень або повернення в роботу елементів системи передачі для забезпечення експлуатаційної готовності таких елементів системи передачі;
зміна положень РПН;
зміна положень ТПР;
зміна топології;
перемикання конденсаторів і реакторів;
застосування пристроїв управління напругою та реактивною потужністю на основі силової електроніки;
видача оперативної команди ОСР і значним користувачам, приєднаним до системи передачі, щодо блокування автоматичного регулювання напруги та реактивної потужності трансформаторів або щодо активації на їхніх об’єктах таких коригувальних дій, як зміна положень РПН, зміна положень ТПР або зміна топології, якщо погіршення напруги становить загрозу для операційної безпеки або може призвести до лавини напруги в системі передачі;
застосування вимоги щодо зміни реактивної потужності або заданого значення напруги, приєднаних до системи передачі генеруючих одиниць;
перерахунок на добу наперед та внутрішньодобово пропускної спроможності міждержавних перетинів відповідно до Порядку розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів;
перерахунок графіків навантажень одиниць постачання послуг з балансування в області регулювання ОСП;
передиспетчеризація користувачів, приєднаних до системи передачі або системи розподілу в межах області регулювання ОСП, між двома або декількома ОСП;
зустрічна торгівля між користувачами суміжних систем передач;
регулювання перетоків активної потужності системи ПСВН;
застосування процедур управління відхиленнями частоти (корекція синхронного часу, помилки області регулювання);
зменшення розподіленої пропускної спроможності міждержавних перетинів в ситуації, коли використання пропускної спроможності ставить під загрозу операційну безпеку, а передиспетчеризація або зустрічна торгівля неможлива;
у разі необхідності - аварійне розвантаження (ручне обмеження споживання) в нормальному та передаварійному режимі.
( Пункт 4.1 глави 4 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
4.2. У разі необхідності та обґрунтованості з метою забезпечення операційної безпеки ОСП може розробити та застосувати додаткові коригувальні дії. ОСП повинен обґрунтовувати ці випадки та звітувати Регулятору протягом 10 календарних днів після застосування додаткових коригувальних дій, але на рідше одного разу на рік. Відповідні звіти та обґрунтування також мають бути опубліковані на офіційному вебсайті ОСП протягом 30 днів після їх надання Регулятору.
( Главу 4 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5. Підготовка, застосування та координація коригувальних дій
5.1. Для запобігання погіршенню режиму системи ОСП повинен готувати та застосовувати коригувальні дії відповідно до принципів, викладених у пункті 3.3 глави 3 цього розділу, на основі:
моніторингу і визначення режимів системи відповідно до вимог глави 2 цього розділу;
аналізу аварійних ситуацій у реальному часі;
аналізу потенційних аварійних ситуацій у процесі оперативного планування.
5.2. Під час підготовки і застосування коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми, які впливають на області регулювання інших ОСП синхронної області, ОСП проводить спільно із залученими ОСП синхронної області оцінювання впливу такої коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми на його області регулювання або сусідні області регулювання та повинен надавати іншим залученим ОСП синхронної області всю інформацію про такий вплив.
5.3. Під час підготовки і здійснення коригувальних дій, які мають вплив на приєднані до системи передачі/розподілу електроустановки значних користувачів та ОСР, ОСП, у разі якщо система передачі перебуває у нормальному або передаварійному режимі, повинен оцінити вплив таких коригувальних дій спільно із відповідними ОСР та значними користувачами і вибирати коригувальні дії, які сприятимуть підтримці нормального режиму та безпечній роботі системи передачі, систем розподілу та електроустановок значних користувачів. Значний користувач та ОСР повинні надавати ОСП усю необхідну інформацію для підготовки коригувальних дій.
( Пункт 5.3 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5.4. ОСП повинен забезпечити готовність, надійність і резервування засобів зв'язку та наведених нижче засобів, які необхідні для роботи системи передачі:
засоби моніторингу поточного режиму системи передачі, включно із засобами оцінювання стану та засобами автоматичного регулювання частоти та потужності;
засоби управління перемиканнями комутаційного обладнання, РПН трансформаторів та іншого обладнання, яке призначене для управління елементами системи передачі;
засоби зв'язку з диспетчерськими пунктами іншого ОСП синхронної області, ОСР, Користувачів та РКЦ;
програмно-технічні засоби аналізу операційної безпеки;
механізми та засоби взаємодії (зв'язку) з іншим ОСП синхронної області, які необхідні для забезпечення здійснення міждержавних ринкових операцій.
( Пункт 5.4 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5.5. Якщо інструменти, засоби та обладнання ОСП, зазначені в пункті 5.4 цієї глави, впливають на ОСР або значних користувачів системи передачі, які беруть участь у наданні послуг з балансування, ДП, заходах захисту або відновлення системи, або наданні оперативних даних у режимі реального часу, ОСП, ОСР та такі значні користувачі повинні співпрацювати та координувати дії для визначення та забезпечення доступності, надійності та резервування таких інструментів, засобів та обладнання.
( Абзац перший пункту 5.5 глави 5 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 )
ОСП приймає та принаймні щорічно переглядає свій план забезпечення безперервної роботи, у якому визначаються заходи реагування на втрату критичних інструментів, засобів та обладнання, а також вимоги щодо їх технічного обслуговування, заміни та розвитку, та оновлює його за необхідності, зокрема після будь-якої істотної зміни критичних інструментів, засобів та обладнання або відповідних умов експлуатації системи. ОСП повинен надавати частини плану забезпечення безперервної роботи, які впливають на ОСР і значних користувачів, відповідним ОСР та значним користувачам.
( Пункт глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )