5.6. При підготовці та застосуванні коригувальних дій кожен ОСП повинен, якщо система передачі не знаходиться в нормальному режимі або в передаварійному режимі, у межах можливості координувати коригувальні дії із значними користувачами системи передачі та ОСР, які зазнають впливу, для забезпечення операційної безпеки і цілісності системи передачі.
Під час застосування ОСП коригувальних дій, кожен значний користувач системи передачі та OСР, які зазнають впливу, повинні виконувати оперативні команди, надані ОСП.
( 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 )
5.7. Якщо обмеження мають наслідки тільки для локального стану в області регулювання ОСП і порушення операційної безпеки не потребує скоординованого управління, ОСП, що відповідає за управління, може прийняти рішення не застосовувати коригувальні дії, які передбачають фінансові витрати ОСП для зняття цих обмежень.
( 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 )
6. Межі операційної безпеки
6.1. ОСП повинен визначати межі операційної безпеки для кожного елемента своєї системи передачі, зокрема для:
діапазонів напруги відповідно до пункту 9.3 глави 9 цього розділу;
діапазонів струмів короткого замикання відповідно до пункту 10.1 глави 10 цього розділу;
існуючих обмежень з точки зору теплових характеристик елементів, включаючи допустимі перевантаження.
6.2. Під час визначення меж операційної безпеки ОСП повинен враховувати можливості користувачів системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для підтримання напруги й частоти у нормальному і передаварійному режимі в допустимих межах, які б не призводили до їхнього від’єднання.
6.3. У разі реконструкції або модернізації будь-якого обладнання або елемента системи передачі ОСП повинен виконати відповідні розрахунки та аналіз і, у разі необхідності, оновити межі операційної безпеки.
6.4. Для кожного міждержавного зв’язку ОСП повинен узгоджувати межі операційної безпеки з ОСП своєї синхронної області.
7. План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури ОСП
7.1. ОСП повинен скласти План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури ОСП, який містить ідентифікацію, відбір та визначення пріоритетності елементів критичної інфраструктури ОСП, якою володіє або управляє ОСП, оцінку ризику у забезпеченні її безпеки для критичного майна, яке знаходиться у володінні або експлуатації ОСП за основними сценаріями фізичної і кібернетичної загрози, а також План захисту енергосистеми в аварійних режимах.
7.2. ОСП при розробці Плану забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури ОСП співпрацює з відповідними національними органами влади (РНБО, КМУ, Регулятором, центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики тощо у межах компетенції кожного зазначеного державного органу) та операторами критичної інфраструктури в інших сферах (газ, нафта) для забезпечення комплексного підходу на національному рівні та із ОСП синхронної області для забезпечення захисту критичної інфраструктури ОСП у сфері електроенергетики на регіональному рівні.
7.3. У плані забезпечення безпеки має бути врахований потенційний вплив на системи передачі інших країн, що синхронно працюють в одній синхронній області, а також організаційні та фізичні заходи, спрямовані на пом'якшення виявлених ризиків.
ОСП повинен регулярно переглядати План забезпечення безпеки з метою врахування змін сценаріїв загроз та відображення розвитку системи передачі.
7.4. План забезпечення безпеки має перелік критичної інфраструктури ОСП та заходи безпеки. При ідентифікації, відборі та визначенні заходів із захисту розрізняють:
1) постійні заходи безпеки, які визначають необхідні інвестиції в безпеку і застосовуються постійно і які мають включати:
технічні заходи (включаючи встановлення засобів виявлення, розмежування доступу, захисту та профілактики);
організаційні (включаючи процедури оповіщення та управління кризовими ситуаціями);
заходи контролю та перевірки;
обмін інформацією;
підвищення обізнаності та навчання;
безпеку інформаційних систем;
2) періодичні заходи безпеки, які можуть бути активізовані відповідно до різного рівня ризику та загрози.
7.5. ОСП один раз на два роки звітує щодо видів ризику, загроз безпеці критичній інфраструктурі ОСП центральному органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, у рамках моніторингу безпеки постачання електричної енергії відповідно до Закону України "Про ринок електричної енергії".
( Глава 7 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8. Регулювання частоти та активної потужності
8.1. Загальні положення
8.1.1. Ця глава визначає мінімальні вимоги та принципи регулювання частоти та потужності та резервів, що є обов’язковими для ОСП та Користувачів, які надають резерви потужності.
8.1.2. Виконання вимог цієї глави забезпечує:
підтримання частоти на номінальному рівні та ефективне використання резервів для підтримання надійної роботи ОЕС України;
регулювання міждержавних перетоків потужності;
організацію взаємодії ОСП з Користувачами, які надають резерви потужності в реальному часі.
8.1.3. Вимоги, встановлені в цій главі, та їх застосування ґрунтуються на принципі недискримінації та прозорості, а також принципі оптимізації між найвищою загальною ефективністю та найнижчою загальною вартістю для ОСП.
8.1.4. Обґрунтовані витрати, пов’язані з зобов’язаннями, зазначеними в цій главі, які несе ОСП, підлягають відшкодуванню у тарифі на послуги із диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.
8.1.5. ОСП та Користувачі повинні зберігати конфіденційність інформації та даних, наданих їм відповідно до цієї глави, і використовувати їх виключно відповідно до вимог, встановлених у цій главі.
8.1.6. Операційна угода синхронної області, укладена відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності, розробляється ОСП синхронної області відповідно до стандартів та правил ENTSO-E та повинна включати, зокрема:
правила визначення обсягів, розподілу та місць розміщення резервів потужності та їх характеристик;
розподіл обов’язків між ОСП синхронної області;
визначення параметрів якості частоти та цільові параметри якості частоти в синхронній області, а також цільові параметри помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) для кожного блока РЧП;
методологію оцінювання ризику та розвитку ризику виснаження РПЧ у синхронній області;
схему організації системи регулювання частоти та потужності;
положення щодо суб’єкта моніторингу роботи синхронної області;
розрахунки програм регулювання нетто-позиції області по змінному струму на основі спільного періоду зміни потужності для розрахунку ACE для синхронної області з більш ніж однією областю РЧП;
структуру РЧП;
методику щодо зменшення відхилення електричного часу;
операційні процедури у разі виснаження РПЧ;
вимоги щодо доступності, надійності та резервованості програмно-технічних засобів та засобів зв'язку для регулювання частоти та потужності;
правила роботи у нормальному та аварійному режимах;
операційні процедури для зменшення відхилення частоти системи для відновлення режиму системи до нормального режиму та обмеження ризику переходу в аварійний режим;
функції та обов’язки ОСП, які впроваджують процес неттінгу небалансів потужності, процес транскордонної активації РВЧ або процес транскордонної активації РЗ;
мінімальний період активації, який повинен бути забезпечений постачальниками РПЧ;
методології визначення обмежень обсягу спільного використання РПЧ між синхронними областями;
методології визначення обмежень обсягу обміну РВЧ, РЗ між синхронними областями та методології визначення обмежень обсягу спільного використання РВЧ, РЗ між синхронними областями.
( Підпункт 8.1.6 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.1.7. Операційна угода блока РЧП, укладена відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності, має відповідати стандартам та правилам ENTSO-E та, крім вимог, встановлених у підпункті 8.1.6 цього пункту, включати:
цільові параметри помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) для кожної області РЧП, якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП;
визначення суб’єкта моніторингу блока РЧП;
обмеження швидкості зміни активної потужності у блоці РЧП;
розподіл відповідальності між ОСП блока РЧП;
операційні процедури у разі виснаження РВЧ або РЗ;
будь-які обмеження обміну РПЧ між різними областями РЧП у синхронній області та обміну РВЧ або РЗ між областями РЧП блока РЧП у синхронній області, що складається з більш ніж одного блока РЧП;
координацію дій та заходи щодо зменшення помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) блока РЧП.
( Підпункт 8.1.7 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.1.8. ОСП має право за необхідності укладати з іншими ОСП своєї синхронної області операційні угоди області РЧП, операційні угоди області моніторингу, угоди, що стосуються врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків, неттінгу небалансів потужності, транскордонної активації РВЧ та РЗ, спільного використання резервів потужності, обміну резервами потужності, а також інші угоди та методики, що вимагаються стандартами та правилами ENTSO-E.
( Підпункт 8.1.8 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 677 від 06.05.2025 )
8.2. Показники якості частоти
8.2.1. Цільові показники частоти для ОЕС України:
номінальна частота 50 Гц;
нормальний діапазон відхилень частоти від номінальної ± 50 мГц;
максимальне миттєве (динамічне) відхилення частоти - 800 мГц;
максимальне усталене (квазістатичне) відхилення частоти - 200 мГц;
час відновлення частоти 15 хвилин;
витримка часу початку оповіщення інших ОСП синхронної області - 5 хвилин;
максимальна кількість хвилин за межами нормального діапазону частоти - 15000 на рік.
В операційній угоді синхронної області, до якої приєднався ОСП, можуть бути встановлені відмінні від зазначених у цьому підпункті цільові показники, після внесення відповідних змін до Кодексу.
( Підпункт 8.2.1 пункту 8.2 глави 8 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 )
8.2.2. ОСП повинен забезпечувати такі параметри ACE:
кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 200 мГц, повинна становити менше 30 % від кількості 15-хвилинних інтервалів на рік;
кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 500 мГц, повинна становити менше 5 % від кількості 15 хвилинних інтервалів на рік.
8.2.3. Якщо ОСП входить у блок РЧП, який складається більше ніж з однієї області РЧП, він повинен зазначити в Операційній угоді блока РЧП значення цільових параметрів ПРВЧ (FRCE) для кожної області РЧП.
( Підпункт 8.2.3 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.2.4. ОСП повинен щорічно перевіряти дотримання цільових параметрів ПРВЧ (FRCE).
( Пункт 8.2 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом 8.2.4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.2.5. Оцінка якості частоти виконується на основі даних про миттєві значення частоти і миттєві значення відхилень частоти відповідно до критеріїв оцінки якості частоти. Точність вимірювання значень миттєвої частоти і миттєвих значень частотної складової ACE, що вимірюється у Гц, повинна бути не гіршою 1 мГц, а циклічність вимірювань та передачі значень не повинна перевищувати 1 секунду.
8.2.6. Критерії оцінки якості частоти повинні включати:
1) для синхронної області під час роботи в нормальному режимі або передаварійному режимі на місячній основі для даних про миттєву частоту:
середнє значення;
стандартне відхилення;
1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й та 99-й процентиль;
загальний час, протягом якого абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало стандартне відхилення частоти, окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти;
загальний час, протягом якого абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало максимальне миттєве відхилення частоти, окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти;
кількість випадків, коли абсолютне значення миттєвого відхилення частоти в синхронній області перевищувало 200 % від стандартного відхилення частоти і миттєве відхилення частоти не було повернуто до значення 50 % від стандартного відхилення частоти для синхронної області протягом часу відновлення частоти. Дані повинні визначатися окремо для від’ємних і додатних відхилень частоти;
2) для блока РЧП під час роботи в нормальному режимі або передаварійному режимі на місячній основі:
для набору даних, який містить середні значення FRCE для блока РЧП протягом часових інтервалів, які дорівнюють часу відновлення частоти:
середнє значення,
стандартне відхилення,
1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й та 99-й процентиль,
кількість часових інтервалів, коли середнє значення FRCE перебувало за межами діапазону ПРВЧ (FRCE) рівня 1, окремо для від’ємних і додатних значень FRCE;
кількість часових інтервалів, коли середнє значення FRCE перебувало за межами діапазону ПРВЧ (FRCE) рівня 2, окремо для від’ємних і додатних значень FRCE;
для набору даних, який містить середні значення FRCE для блока РЧП протягом часових інтервалів тривалістю одна хвилина: кількість випадків протягом місячного періоду, коли значення FRCE перевищувало 60 % резервної потужності РВЧ і не повернулося до 15 % резервної потужності РВЧ протягом часу відновлення частоти, окремо для додатних і від’ємних значень FRCE;
інтегральну тривалість знаходження частоти в певному діапазоні значень протягом доби, місяця (гістограми частоти);
кількість і тривалість корекції (поправок) частоти;
екстремуми (максимум і мінімум) частоти за минулу добу з фіксацією часу екстремумів;
відхилення синхронного (електричного) часу від астрономічного на поточний момент наростаючим підсумком за добу, місяць, рік.
( Підпункт 8.2.6 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.2.7. ОСП синхронної області повинні визначити в Операційній угоді синхронної області спільну методологію оцінювання ризику та розвитку ризику виснаження РПЧ у синхронній області. Така методологія повинна використовуватися принаймні щорічно і повинна ґрунтуватися щонайменше на даних про миттєву частоту системи за минулий період тривалістю не менше одного року. ОСП синхронної області повинні надавати необхідні вхідні дані для такого оцінювання.
( Підпункт 8.2.7 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.2.8. ОСП має визначати в Операційній угоді блока РЧП такі заходи для усунення АСЕ (зменшення до нуля) блока РЧП і зменшення відхилень частоти, беручи до уваги технологічні обмеження генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць споживання:
зобов'язання щодо швидкості зміни навантаження, а також щодо часу початку зміни навантаження;
координація зміни навантаження генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць споживання у блоці РЧП.
( Підпункт 8.2.8 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )( Підпункт пункту 8.2 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 68 від 17.01.2023 )
8.3. Структура регулювання частоти та потужності, структура відповідальності за процес регулювання
8.3.1. РЧП в ОЕС України має бути забезпечене для таких режимів:
відокремленої роботи ОЕС України від енергосистем інших країн;
паралельної роботи ОЕС України з енергооб'єднанням ENTSO-E (ОЕС України може виконувати функцію області РЧП або, за укладеною угодою, блока РЧП в енергооб'єднанні).
8.3.2. Функціональну структуру побудови системи регулювання частоти та потужності в ОЕС України наведено на рисунку 18.
Рисунок 18
8.3.3. Заходи з регулювання здійснюються на різних послідовних етапах, кожний з яких має різні характеристики та якості, і всі вони є взаємозалежними:
надання РПЧ розпочинається протягом 0,1 - 2 секунд з урахуванням відповідних технічних вимог до електроустановок, визначених розділом III цього Кодексу, як спільна дія всіх учасників паралельної роботи;
аРВЧ вводиться в дію централізовано у блоці РЧП/синхронній області протягом декількох десятків секунд, вивільняє РПЧ, відновлює нормальні параметри частоти та сальдо зовнішніх перетоків;
рРВЧ та РЗ вводиться в дію у блоці РЧП/синхронній області і вивільняє аРВЧ централізованим переплануванням генерації/зовнішніх перетоків/споживання;
регулювання часу виправляє глобальні відхилення синхронного часу за тривалий період.
8.3.4. ОСП повинен забезпечити якісне регулювання частоти та потужності у своїй області РЧП (ОЕС України) з дотриманням планових значень міждержавних обмінів.
8.3.5. ОСП для свого блока РЧП повинен узгодити в Операційній угоді блока РЧП розподіл обов'язків між ОСП цього блока РЧП для дотримання зобов’язань, викладених у підпункті 8.3.28 цього пункту.
8.3.6. ОСП для своєї синхронної області повинен узгодити в Операційній угоді синхронної області розподіл обов'язків між ОСП цієї синхронної області для дотримання зобов’язань, викладених у підпункті 8.3.29 цього пункту.
8.3.7. Нормований ППЧ полягає в утриманні частоти та зменшення відхилень частоти від номінального значення за рахунок активації РПЧ. Цей процес починається автоматично протягом декількох секунд з моменту відхилення частоти від номінального значення та децентралізовано залучає РПЧ у синхронній області пропорційно величині відхилення частоти і діє аж до повернення частоти до номінального значення в результаті дії ПВЧ.
8.3.8. ПВЧ полягає у поверненні частоти до номінального значення при одночасному поверненні міждержавних обмінів до планових значень (при синхронній роботі з енергосистемами інших держав) шляхом зведення помилки області регулювання АСЕ до нуля протягом часу для відновлення частоти (не більше 15 хвилин), а також у відновленні активованого РПЧ шляхом активації РВЧ.
8.3.9. ПЗР полягає у поступовому відновлені активованих РПЧ та РВЧ шляхом активації РЗ. ПЗР може здійснюватися вручну відповідно до оперативних команд ОСП або автоматично.
8.3.10. Для зменшення кількості одночасних активацій РВЧ у різних напрямках різних областей РЧП ОСП може застосовувати процес неттінгу небалансів потужності шляхом обміну потужностями між ними.
8.3.11. ОСП має право здійснювати процес неттінгу небалансів потужності для областей РЧП в одному блоці РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди щодо неттінгу небалансів потужності.
8.3.12. ОСП повинен впроваджувати процес неттінгу небалансів потужності таким чином, щоб не впливати на:
стабільність регулювання частоти та потужності синхронної області або синхронних областей, залучених до процесу неттінгу небалансів потужності;
стабільність РВЧ і РЗ кожної області РЧП ОСП-учасникам або причетним ОСП;
операційну безпеку.
8.3.13. ОСП здійснює обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності між областями РЧП синхронної області принаймні одним з наступних шляхів:
шляхом визначення потоку активної потужності через віртуальну лінію зв’язку, що має бути частиною розрахунку FRCE;
шляхом регулювання потоків активної потужності через міждержавні лінії електропередачі ПСВН.
8.3.14. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності між областями РЧП різних синхронних областей шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
8.3.15. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності в області РЧП таким чином, щоб не перевищувати фактичний обсяг активації РВЧ, необхідний для регулювання FRCE цієї області РЧП до нуля без обміну потужністю для неттінгу небалансів потужності.
8.3.16. ОСП, який бере участь у процесі неттінгу небалансів потужності, повинен забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужністю для неттінгу небалансів потужності дорівнювала нулю.
8.3.17. Процес неттінгу небалансів потужності повинен включати резервний механізм, який гарантує, що обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності в кожній області РЧП дорівнює нулю або обмежений значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.
8.3.18. Якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП та РВЧ, та РЗ розраховується на основі небалансів блока РЧП, усі ОСП одного і того ж блока РЧП здійснюють процес неттінгу небалансів потужності і обмінюються максимальним обсягом потужності неттінгу небалансів потужності, визначеним у підпункті 8.3.15 цього пункту, з іншими областями РЧП того ж блока РЧП.
8.3.19. Якщо процес неттінгу небалансів потужності здійснюється для областей РЧП різних синхронних областей, ОСП обмінюється максимальним обсягом потужності неттінгу небалансів потужності, визначеним у підпункті 8.3.15 цього пункту, з іншим ОСП тієї ж синхронної області, що бере участь у цьому процесі неттінгу небалансів потужності.
8.3.20. Якщо процес неттінгу небалансів потужності здійснюється для областей РЧП, які не є частиною одного блока РЧП, усі ОСП відповідних блоків РЧП повинні виконувати зобов'язання, передбачені угодами між блоками РЧП, незалежно від обміну потужністю для неттінгу небалансів потужності.
8.3.21. У разі якщо виникнення передаварійного, аварійного режиму роботи або режиму системної аварії та вичерпання резервів регулювання частоти та потужності в ОЕС України або системі передачі суміжного ОСП, ОСП має право використовувати аварійну допомогу від суміжного ОСП або надавати аварійну допомогу суміжному ОСП (за умови, що це не призведе до виникнення передаварійного, аварійного режиму роботи або режиму системної аварії та/або вичерпання резервів регулювання частоти та потужності в ОЕС України) відповідно до договорів, укладених з цим суміжним ОСП або з іншими суб'єктами господарювання, уповноваженими на підписання таких договорів відповідно до чинних нормативно-правових актів суміжних країн.
8.3.22. Допомога суміжному ОСП через міждержавні лінії електропередачі ПСВН надається з урахуванням технічних характеристик і здатності системи ПСВН щодо:
заходів з ручного регулювання передаваної активної потужності, щоб допомогти ОСП в аварійному режимі привести перетоки потужності до меж операційної безпеки або частоту суміжної синхронної області - до меж частоти у системі в передаварійному режимі;
автоматичного регулювання передаваної активної потужності;
автоматичного регулювання частоти в ізольованому (острівному) режимі роботи;
регулювання напруги та реактивної потужності;
будь-які інші доцільні дії.
8.3.23. При визначенні структури відповідальності за виконання процесу регулювання частоти та потужності ОСП для своєї синхронної області має враховувати принаймні такі критерії:
обсяг повної інерції синхронної області включно зі штучною інерцією;
структуру/топологію мережі;
поведінку навантаження, виробницва, УЗЕ та систем ПСВН.
8.3.24. ОСП має визначати в Операційній угоді синхронної області мінімальні вимоги до доступності, надійності та резервованості програмно-апаратних засобів та засобів зв'язку, зокрема:
точність, циклічність, доступність та резервованість телевимірів значень перетоків активної потужності по міждержавних лініях електропередач;
доступність і резервованість каналів передачі даних;
протоколи інформаційного обміну.
8.3.25. ОСП має визначити додаткові вимоги до готовності, надійності і резервованості технічної інфраструктури в Операційній угоді блока РЧП.
8.3.26. ОСП області РЧП повинен:
забезпечувати достатню якість і надійність здійснення розрахунку FRCE;
здійснювати моніторинг якості розрахунку FRCE в режимі реального часу;
вживати заходів у разі помилок при розрахунку FRCE;
не менше одного разу на рік виконувати постфактум моніторинг якості розрахунку FRCE шляхом порівняння фактичних значень сальдо перетоків з плановими (договірними) значеннями.
8.3.27. ОСП разом з іншим ОСП синхронної області бере участь у розробці загальної пропозиції, що стосується визначення блоків РЧП, які мають відповідати таким вимогам:
область моніторингу відповідає або є частиною тільки однієї області РЧП;
область РЧП відповідає або є частиною тільки одного блока РЧП;
блок РЧП відповідає або є частиною тільки однієї синхронної області;
кожен елемент мережі є частиною тільки однієї області моніторингу, тільки однієї області РЧП і тільки одного блока РЧП.
8.3.28. ОСП блока РЧП зобов'язаний:
забезпечувати виконання цільових параметрів ПРВЧ/FRCE в блоці РЧП, визначених в Операційній угоді блока РЧП відповідно до підпункту 8.2.3 пункту 8.2 цієї глави,
дотримуватися правил визначення обсягу РВЧ відповідно до підпункту 8.4.3 пункту 8.4 цієї глави та правил визначення обсягу РЗ відповідно до підпункту 8.4.4 пункту 8.4 цієї глави.
8.3.29. ОСП синхронної області зобов'язаний:
впроваджувати та експлуатувати ППЧ для синхронної області;
дотримуватися правил визначення обсягів РПЧ, відповідно до підпункту 8.4.2 пункту 8.4 цієї глави, та
забезпечувати виконання цільових параметрів якості частоти, визначених у підпункті 8.2.1 пункту 8.2 цієї глави.
8.3.30. ОСП разом з іншим ОСП декількох областей РЧП, об’єднаних міждержавними перетинами, мають право створювати блок РЧП, якщо дотримані вимоги до блока РПЧ, визначені в підпункті 8.3.28 цього пункту.
( Пункт 8.3 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.4. Регулювання частоти та потужності
8.4.1. Режими системи, пов’язані з частотою системи
1) ОСП повинен:
здійснювати управління ОЕС України з достатніми резервами активної потужності на завантаження/розвантаження, які можуть включати спільне використання резервів або обмін резервами, для забезпечення балансу між виробництвом та споживанням у межах своєї області регулювання;
( Абзац другий підпункту 1 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
забезпечити якісне регулювання частоти в синхронній області у співпраці з усіма ОСП синхронної області;
забезпечити обмін даними в режимі реального часу з іншими ОСП синхронної області, які мають включати:
режим роботи системи передачі,
фактичні значення АСЕ блоку регулювання/синхронної області;
забезпечити заходи, за яких час існування АСЕ поза зоною нечутливості не перевищувала 15 хвилин;
2) ОСП повинен визначати в Операційній угоді синхронної області процедури управління для передаварійного режиму через порушення меж відхилення частоти системи. Процедури управління повинні бути спрямовані на зменшення відхилення частоти системи з метою відновлення режиму системи до нормального і обмеження ризику входження в аварійний режим. Процедури управління повинні передбачати право ОСП відхилятися від звичайного ПВЧ;
( Підпункт 2 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
3) якщо система працює в передаварійному режимі через недостатню кількість резервів активної потужності, ОСП повинен у тісній співпраці з іншим ОСП своєї синхронної області та ОСП інших синхронних областей вжити заходи для відновлення та заміни необхідних рівнів активних резервів потужності. Для цього ОСП блока регулювання частоти та потужності має право вимагати від користувачів системи передачі/розподілу зміни виробництва або споживання електричної енергії в межах своєї області регулювання, щоб зменшити або усунути порушення вимог до резерву активної потужності;
( Підпункт 3 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
4) ОСП має право вимагати внесення змін у виробництво або споживання активної потужності генеруючих одиниць і об'єктів енергоспоживання у відповідних областях, щоб зменшити ПРВЧ (FRCE), якщо:
1-хвилинна середня ПРВЧ (FRCE) блока РЧП перевищує діапазон ПРВЧ (FRCE) рівня 2, щонайменше, протягом часу, необхідного на відновлення частоти, і якщо ОСП блока РЧП не очікує, що ПРВЧ (FRCE) буде значно зменшена шляхом вживання заходів активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних);
ПРВЧ (FRCE) блока РЧП перевищує 25 % від еталонного інциденту синхронної області, протягом більше 30 хвилин поспіль, і якщо ОСП блока РЧП не очікує зменшення ПРВЧ (FRCE) у достатній мірі після вживання заходів активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних).
Суб’єкт моніторингу блока РЧП несе відповідальність за виявлення будь-якого порушення меж, зазначених у цьому підпункті, а також:
інформує іншого ОСП в блоці РЧП;
разом з ОСП блока РЧП виконує узгоджені дії для зменшення ПРВЧ (FRCE), які визначаються в Операційній угоді блока РЧП;
( Підпункт 4 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5) суб’єкт моніторингу синхронної області повинен визначати режим системи відносно частоти системи та забезпечувати інформування всіх ОСП у синхронній області, якщо відхилення частоти системи відповідатиме одному із критеріїв передаварійного режиму.
( Підпункт підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8.4.2. Вимоги до первинного регулювання частоти нормованого ППЧ та РПЧ:
( Абзац перший підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022, № 677 від 06.05.2025 )
1) розрізняють загальне первинне регулювання частоти і нормований ППЧ в ОЕС України.
( Абзац перший підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
Участь у загальному первинному регулюванні частоти є обов’язковою умовою для генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D, які працюють у складі ОЕС України.
( Абзац другий підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
Усі генеруючі одиниці типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D повинні постійно брати участь у загальному первинному регулюванні частоти.
( Абзац третій підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
Під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блока РЧП одиниці надання ДП, що мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ, повинні забезпечити надання ДП з РПЧ у повному обсязі (незалежно від того чи були продані ці обсяги на відповідних аукціонах на ДП) з урахуванням доведеного ОСП балансу потужності відповідно до програми системних випробувань на цей час та оперативних команд диспетчера ОСП;
( Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )( Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
2) загальне первинне регулювання частоти в ОЕС України має здійснюватися з метою збереження електропостачання споживачів і функціонування електростанцій у разі аварійних відхилень частоти;
( Підпункт 2 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
3) нормований ППЧ має забезпечити стійку видачу необхідного РПЧ з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше та його підтримання до повернення частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії ПВЧ, тобто протягом щонайменше 15 хвилин. Задана величина РПЧ має контролюватись і підтримуватись оперативним персоналом електростанції на генеруючих одиницях, УЗЕ, одиницях споживання, що залучені до нормованого ППЧ;
( Підпункт 3 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
4) у разі еталонного інциденту ППЧ має утримувати квазістатичне відхилення частоти в межах 50 ± 0,2 Гц і динамічне відхилення частоти у межах 50 ± 0,8 Гц;
( Підпункт 4 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
5) у разі відхилення частоти від номінальної понад 200 мГц до частот, визначених підпунктом 1 пункту 2.3 глави 2, пунктом 3.1 глави 3, підпунктом 1 пункту 4.1 глави 4 та підпунктом 1 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу, генеруючі одиниці, системи ПСВН, УЗЕ, одиниці споживання, що залучені до нормованого ППЧ, не повинні обмежувати видачу встановленого (фіксованого) РПЧ і додаткової регулюючої потужністі з незмінним значенням статизму в усьому діапазоні регулювання до виникнення технічних обмежень (залежно від виду генеруючої одиниці). У такому випадку додаткова регулююча потужність в ОЕС України забезпечується загальним первинним регулюванням частоти;
( Підпункт 5 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
6) після мобілізації РПЧ встановлюється квазістатичний баланс потужності за нового квазістатичного значення частоти, відмінного від номінального, оскільки ППЧ є статичним і залежність величини відхилення частоти від величини небалансу потужності визначається крутизною СЧХ усієї синхронної області;
( Підпункт 6 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
7) для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України (блока РЧП) нормою участі в загальному первинному регулюванні частоти є забезпечення:
дії ППЧ у межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання УЗЕ;
стійкої видачі наявного РПЧ з моменту відхилення частоти від номінальної на ± 0,2 Гц та більше і до входу відхилення частоти в мертву зону загального первинного регулювання частоти ± 0,2 Гц, тобто не менше 15 хвилин;
динаміка зміни потужності генеруючої одиниці у процесі загального первинного регулювання частоти визначається її наявними системами регулювання і має відповідати вимогам ГКД 34.20.507, а для УЗЕ визначається їхніми наявними системами регулювання та вимогами цього Кодексу;
( Підпункт 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
8) для всіх генеруючих одиниць типу В (відповідно до їх технічної спроможності), С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блока РЧП вимогами щодо участі в загальному первинному регулюванні частоти є забезпечення:
дії ППЧ у межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання УЗЕ;
можливості гнучкого налаштування величини мертвої зони частотної характеристики в діапазоні від 0 до 0,2 Гц у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, який враховує технічну спроможність обладнання;
стійкої видачі наявної потужності при виході частоти за межі встановленої мертвої зони частотної характеристики і до входу відхилення частоти в мертву зону частотної характеристики загального первинного регулювання частоти протягом не менше ніж 15 хвилин;
можливості змінювати уставку статизму у діапазоні:
від 2 % до 12 % (для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D відповідно до їх технічної спроможності),
від 0,1 % до 12 % (для УЗЕ типу А1, А2, B, C, D) у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, який враховує технічну спроможність обладнання;
динаміки зміни потужності генеруючої одиниці у процесі загального первинного регулювання частоти, що визначається їх наявними системами регулювання, зокрема для генеруючих одиниць, які мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ - динаміка зміни потужності згідно з підпунктом 13 цього підпункту, а для УЗЕ визначається наявними в них системами регулювання та вимогами цього Кодексу;
( Підпункт 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
9) забороняється використання пристроїв і систем автоматичного керування, а також ведення режимів роботи електростанцій, енергоблоків (агрегатів), що перешкоджають зміні потужності в разі зміни частоти. З дозволу ОСП допускається короткочасне їхнє використання в разі несправності основного обладнання, щоб запобігти виникненню технологічних порушень або їхньої ліквідації. Після зміни потужності, зумовленої зміною частоти, оперативний персонал електростанцій має право втручатися у процес регулювання потужності тільки в таких випадках:
після відновлення частоти 50,00 Гц;
з дозволу ОСП;
у разі виходу потужності за межі, що допустимі для обладнання;
у разі виходу швидкості зміни потужності за межі, що допустимі для обладнання;
у разі виникнення загрози порушення технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока АЕС;
10) нормований ППЧ має забезпечувати стійку видачу необхідного РПЧ і його утримання, починаючи з моменту відхилення частоти від номінальної на величину мертвої зони частотної характеристики, встановленої відповідно до підпункту 17 цього підпункту, і більше, закінчуючи повною компенсацією небалансу потужності, що виник, і поверненням частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії ПВЧ, тобто протягом принаймні 15 хвилин;
( Підпункт 10 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
11) величина потужності, що видається в ОЕС України або в синхронну область при відхиленні частоти, визначається величиною цього відхилення частоти і крутизною СЧХ ОЕС України/синхронної області. Величина відхилення частоти в разі виникнення небалансу потужності визначається величиною цього небалансу і крутизною СЧХ ОЕС України/синхронної області;
( Підпункт 11 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
12) значення крутизни СЧХ блоку РЧП/синхронної області нормуються значеннями корекції по частоті відповідно до вимог блоку РЧП/синхронної області, які мають задаватися спільно ОСП країн, що працюють синхронно, і періодично (не рідше ніж 1 раз на рік) оновлюватися на основі фактичних даних щодо крутизни СЧХ;
( Підпункт 12 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
13) потужність, що дорівнює сумарному РПЧ ОЕС України/синхронної області, має активуватись якомога швидше без штучної затримки (через 0,1-2 секунди) з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше.
( Абзац перший підпункту 13 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
У разі відхилення частоти, що дорівнює або перевищує 200 мГц, час введення в дію сумарного РПЧ ОЕС України/синхронної області на 50% має складати не більше 15 секунд, а всього сумарного необхідного РПЧ - не більше 30 секунд. При цьому активація всього сумарного РПЧ кожного ПДП повинна зростати принаймні лінійно з 15 до 30 секунд.
У разі відхилення частоти менше 200 мГц відповідний активований обсяг РПЧ повинен бути щонайменше пропорційним згідно з динамікою в часі, як зазначено в абзаці другому цього підпункту.
Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що не обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики.
Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики, до повного вичерпання енергоємності в негативному або позитивному напрямку з урахуванням часу надання УЗЕ послуги з РПЧ, визначеному у підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу;
( Підпункт 13 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
14) характеристики нормованого ППЧ у різних блоках РЧП/енергосистемах синхронної області мають бути за можливістю аналогічними, щоб уникнути коливань і динамічного перерозподілу потужності у процесі компенсації небалансу потужності блоків РЧП/синхронної області;
( Підпункт 14 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
15) максимальний комбінований ефект властивої нечутливості частотної характеристики та можливої навмисної мертвої зони частотної характеристики регулятора (fнч ) одиниць/груп постачання РПЧ не повинен перевищувати 10 мГц;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )