| __________ Примітки: | * визначається договорами між ОСП та суб’єктами суміжних енергосистем, які володіють на праві власності або мають у користуванні зазначені об’єкти міждержавних електричних мереж. |
9.3.3. Для контрольних точок мінімально допустимі рівні напруги встановлюються на основі розрахунків електричних режимів таким чином, щоб забезпечити 20 % запас статичної стійкості та надійну роботу власних потреб електростанцій при нормальному режимі роботи системи передачі, а також 8 % запас статичної стійкості під час ситуації N-1.
9.3.4. Нормальні відхилення напруги не обмежені щодо тривалості. Максимальні відхилення напруги, визначені у підпункті 9.3.1 цього пункту, допускаються не більше 5 % часу щодоби.
9.3.5. Рівні напруги та діапазони відхилень на прикордонних підстанціях підлягають узгодженню між ОСП синхронної області та визначаються відповідними угодами між цими ОСП.
9.3.6. Регулювання реактивної потужності мають забезпечуватись ОСП, за умови дотримання вимог операційної безпеки, якнайближче до джерел/споживачів реактивної потужності, щоб мінімізувати додаткове навантаження електричних мереж та відповідне зниження їх пропускної спроможності, а також мінімізувати технологічні витрати електричної енергії в електричних мережах у системі передачі/розподілу. Для цього необхідно постійно підтримувати в усіх вузлах електричних мереж баланс між реактивною потужністю, що виробляється та споживається.
9.3.7. Перетоки реактивної потужності по міждержавних лініях повинні регулюватися таким чином, щоб зменшувати їх до нульового або близького до нульового значення.
9.3.8. При необхідності ОСП може укласти угоди з ОСП синхронної області про послуги з регулювання напруги та реактивної потужності.
9.4. Взаємодія ОСП з ОСП синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу при регулюванні напруги та реактивної потужності
9.4.1. ОСП погоджує з ОСП синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, діапазони напруги в точках підключення 110 кВ та нижче, якщо ці діапазони напруги необхідні для підтримки меж операційної безпеки.
9.4.2. ОСП повинен забезпечити резерви реактивної потужності з достатнім обсягом і часом їх реалізації для того, щоб тримати напругу у своїй області регулювання і на міждержавних зв’язках у межах, зазначених у підпункті 9.4.1 цього пункту.
9.4.3. ОСП погоджує з ОСР та споживачами, електроустановки яких приєднані до системи передачі, значення реактивної потужності, діапазони коефіцієнта потужності та значення напруги у точці приєднання.
9.4.4. ОСП має право використовувати всі наявні приєднані до системи передачі ресурси реактивної потужності в межах своєї області регулювання для ефективного управління реактивною потужністю та підтримки діапазонів напруг, зазначених у підпункті 9.4.1 цього пункту.
9.4.5. ОСП у взаємодії з ОСР та споживачами, електроустановки яких приєднані до системи передачі, повинен управляти ресурсами реактивної потужності в межах своєї області регулювання, включаючи блокування автоматичного регулювання напруги та реактивної потужності трансформаторів, та спеціальну автоматику вимкнення навантаження при зниженні напруги, у тому числі за рахунок споживачів систем розподілу, щоб підтримувати межі операційної безпеки та запобігти лавиноподібному падінню напруги в системі передачі.
( Підпункт 9.4.5 пункту 9.4 глави 9 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
9.4.6. ОСП у разі необхідності має право через відповідного ОСР видавати оперативні команди користувачам системи розподілу щодо регулювання напруги та реактивної потужності.
( Підпункт 9.4.6 пункту 9.4 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
9.5. Порядок регулювання напруги та реактивної потужності
9.5.1. Регулювання напруги в мережі 110 кВ і вище здійснюється ОСП в контрольних точках шляхом планування графіків напруги або характеристик залежності напруги від параметрів режиму з урахуванням складу увімкненого електрообладнання.
9.5.2. ОСП визначає перелік контрольних точок, для яких розробляється графік напруги, виходячи з умов стійкості енергосистеми та оптимізації електричних режимів.
9.5.3. ОСП спільно з ОСР повинні розробляти графіки напруги, що містять задані значення напруги та/або реактивної потужності в контрольних точках електричної мережі.
9.5.4. Контрольними точками, в яких напруга контролюється ОСП, є:
шини 110 - 150 кВ усіх підстанцій 330/110 (150) кВ;
шини станцій з встановленою потужністю 100 МВт та більше.
Контрольні точки, в яких напруга контролюється ОСР, визначаються відповідним ОСР та погоджуються з ОСП.
У разі відсутності генерації на станції її шини перестають вважатися контрольною точкою.
9.5.5. ОСП планує графіки напруги так, щоб забезпечити достатні резерви виробництва реактивної енергії в часи високого споживання електричної енергії, а також адекватні резерви для компенсації реактивної потужності в часи низького споживання електричної енергії, щоб мінімізувати перетоки реактивної потужності через передавальні мережі та підтримувати рівні напруги в енергосистемі в межах необхідних діапазонів.
9.5.6. Процес планування графіків напруги при оперативному плануванні полягає в оптимізації ресурсів реактивної потужності на основі фактичних та статистичних оперативних вимірювань, зокрема для резервів генеруючих одиниць та попиту на споживання реактивної потужності. Результатом цього процесу є визначення оптимальних уставок та робочих положень відповідних пристроїв регулювання напруги та реактивної потужності таких, як АРЗ, перемикачі відгалужень, шунтуючі реактори та батареї конденсаторів.
( Підпункт 9.5.6 пункту 9.5 глави 9 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 )
9.5.7. Перелік заходів щодо виконання графіків напруги має передбачати дії оперативного персоналу відповідного підпорядкування в розрахункових режимах роботи електричної мережі та у разі раптових змін у її роботі.
9.6. Режими регулювання напруги та реактивної потужності
9.6.1. Регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється у процесі автоматичної (первинне регулювання) та/або оперативної зміни режимів роботи обладнання та/або конфігурації електричної мережі (вторинне регулювання), спрямованої на утримання рівня напруги в гранично допустимих межах для контрольних точок електричної мережі на всіх рівнях (ступенях).
9.6.2. Первинне регулювання напруги та реактивної потужності - децентралізоване (автоматичне) регулювання напруги та реактивної потужності у системі передачі/розподілу, що може бути забезпечене такими засобами:
пристроями АРЗ генеруючих блоків та системами управління УЗЕ;
( Абзац другий підпункту 9.6.2 пункту 9.6 глави 9 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 )
перемикачами відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;
статичними компенсаторами реактивної потужності (СТАТКОМ, СТК тощо);
іншими децентралізованими засобами регулювання напруги та реактивної потужності (СК, БСК, ШР, УЗЕ тощо).
( Абзац п'ятий підпункту 9.6.2 пункту 9.6 глави 9 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 )
9.6.3. Первинне регулювання напруги та реактивної потужності полягає в автоматичному реагуванні регулюючих пристроїв на задані уставки напруги чи реактивної потужності. Первинне регулювання може бути забезпечене лише засобами контролю первинної напруги та реактивної потужності, що складаються з регулятора, приладу для вимірювання напруги та контуру зворотного зв’язку регулювання.
9.6.4. ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, які забезпечують первинне регулювання напруги та реактивної потужності, зобов’язані встановити та забезпечувати технічне обслуговування відповідного обладнання для забезпечення первинного регулювання напруги та реактивної потужності. Це також стосується їхніх частин каналів зв’язку "останніх миль", які використовуються для передачі управляючих сигналів та/або уставок напруги/реактивної потужності.
9.6.5. Вторинне регулювання напруги - централізоване (оперативне або автоматичне) регулювання напруги та реактивної потужності у передавальних мережах (енергосистемі), що може бути забезпечене такими засобами як:
генеруючі одиниці;
перемикачі відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;
синхронні компенсатори;
статичні компенсатори реактивної потужності;
переведення генеруючого обладнання в режим СК;
шунтуючі реактори;
батареї конденсаторів;
перемикання ліній електропередачі.
9.6.6. Вторинне регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється лише за оперативною командою ОСП.
( Підпункт 9.6.6 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
9.6.7. У разі вичерпання регулювального діапазону засобів, зазначених у підпунктах 9.6.2 та 9.6.5 цього пункту, для регулювання напруги можливо застосування таких обмежувальних дій:
1) для запобігання зниженню напруги нижче допустимих значень:
відімкнення однієї сторони довгих передавальних ліній ВН, якщо це допустимо за режимом роботи енергосистеми;
перемикання агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим виробництва;
додаткова оперативна команда ОСП про збільшення вироблення реактивної потужності тепловими електростанціями, окрім атомних електростанцій, за рахунок їхнього виробництва активної потужності, але у межах їхніх технічних обмежень;
( Абзац четвертий підпункту 1 підпункту 9.6.7 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
запит про підтримку реактивною потужністю з суміжних енергосистем;
обмеження та вимкнення споживачів (ГАВ, СГАВ, САВН) для запобігання лавиноподібному падінню напруги, якщо всі інші ресурси регулювання напруги вичерпані;
( Абзац шостий підпункту 1 підпункту 9.6.7 пункту 9.6 глави 9 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 )
оперативні команди користувачам системи розподілу щодо регулювання напруги та реактивної потужності;
2) для запобігання підвищенню напруги вище допустимих значень:
відімкнення батарей статичних конденсаторів на передавальних підстанціях і об’єктах користувачів системи передачі/розподілу;
увімкнення шунтуючих реакторів на магістральних підстанціях і об’єктах користувачів системи передачі/розподілу;
перемикання агрегатів ГАЕС із режиму виробництва в насосний режим;
зменшення вироблення реактивної потужності тепловими електростанціями, окрім атомних електростанцій, у межах їхніх технічних обмежень тощо.
9.6.8. Дії згідно з підпунктом 9.6.7 цього пункту також належать до режимів вторинного регулювання напруги та реактивної потужності.
9.6.9. ОСП та всі користувачі системи передачі/розподілу, які експлуатують обладнання, що бере участь у вторинному регулюванні напруги та реактивної потужності, мають забезпечити постійну здатність їхніх енергоустановок відповідати вимогам щодо вторинного регулювання напруги та реактивної потужності відповідно до вимог глав2, 3 та 6 розділу III цього Кодексу та цієї глави.
( Підпункт 9.6.9 пункту 9.6 глави 9 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 )
9.6.10. Третинне регулювання напруги та реактивної потужності - заходи і дії, які потребують втручання оперативного персоналу генеруючих одиниць для виконання відповідних перемикань і вимагають тривалого часу для їх реалізації, що пов’язується з такими заходами:
зміна положення перемикачів відгалужень трансформаторів без навантаження;
перемикання батарей конденсаторів без навантаження;
перемикання шунтуючих реакторів без навантаження.
10. Контроль струмів КЗ
( Назва глави 10 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 )
10.1. ОСП повинен визначати для обладнання, яке знаходиться в його оперативному підпорядкуванні:
максимальну межу струму короткого замикання для вибору здатності комутаційного обладнання до відключення;
мінімальну межу струму короткого замикання для правильного функціонування релейного захисту.
10.2. ОСП повинен виконувати розрахунки струмів короткого замикання для того, щоб оцінити вплив енергосистем синхронної області та приєднаного до системи передачі електрообладнання Користувачів, у тому числі малих систем розподілу, на рівні струмів короткого замикання. Якщо система розподілу включно з малою системою розподілу впливає на рівні струмів короткого замикання, вона повинна бути включена у розрахунки струмів короткого замикання у системі передачі.
10.3. Розрахунки струмів короткого замикання необхідні для:
вибору обладнання, яке може без пошкоджень витримувати, а також відключати струми короткого замикання;
визначення термічної та механічної дії струмів короткого замикання на струмопровідні частини електричного обладнання;
розрахунку заземлення;
встановлення впливу на лінії зв’язку;
налаштування релейного захисту;
вибору засобів обмеження струмів короткого замикання.
10.4. Під час виконання розрахунків струмів КЗ ОСП повинен:
( Абзац перший пункту 10.4 глави 10 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 )
використовувати найбільш точні та якісні наявні дані;
враховувати положення ДСТУ IEC 61909 "Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму";
( Пункт 10.4 глави 10 розділу V доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
брати за основу при розрахунках максимальних струмів КЗ такі експлуатаційні умови, які забезпечують максимально можливий рівень струму КЗ, ураховуючи також внесок у струми КЗ від суміжних систем передачі і систем розподілу, включаючи МСР.
( Абзац четвертий пункту 10.4 глави 10 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 )
10.5. ОСП повинен застосовувати заходи для запобігання відхиленню від максимальних і мінімальних меж струмів короткого замикання, зазначених у пункті 10.1 цієї глави, для всіх часових інтервалів і для всіх засобів захисту. Якщо відбувається таке відхилення, ОСП повинен застосовувати коригувальні дії або інші заходи для забезпечення того, щоб межі, зазначені в пункті 10.1 цієї глави, не порушувались. Відхилення від цих меж допускається тільки при виконанні послідовності перемикань.
10.6. Під час оцінки та вибору заходів із приведення у відповідність струмів КЗ з нормованими параметрами вимикачів слід ураховувати такі технічні обмеження і фактори:
допустимі рівні підвищення напруги на непошкоджених фазах мережі;
допустимі рівні напруги на нейтралях трансформаторів і автотрансформаторів;
допустимі параметри відновлювальної напруги під час вимикання струмів КЗ;
забезпечення селективності і чутливості релейних захистів;
технічні параметри і техніко-економічні характеристики пристроїв для обмеження КЗ;
надійність електропостачання споживачів;
статичну і динамічну стійкість електропередачі;
якість напруги та інші режимні фактори.
10.7. Заходи з обмеження струмів КЗ:
оптимізація структури і параметрів мережі;
стаціонарний та випереджувальний поділ мережі;
струмообмежувальні пристрої;
оптимізація режиму заземлення нейтралі.
10.8. Засоби обмеження струмів КЗ:
пристрої випереджувального поділу мережі;
струмообмежувальні реактори;
трансформатори і автотрансформатори з розщепленою обмоткою нижчої напруги;
трансформатори з підвищеною напругою короткого замикання;
безінерційні струмообмежувальні пристрої;
струмообмежувальні комутаційні апарати;
струмообмежувальні резистори;
вставки постійного струму;
вставки змінного струму непромислової частоти;
розземлення нейтралей частини трансформаторів;
заземлення нейтралі частини трансформаторів через реактори, резистори чи інші обмежувальні пристрої;
автоматичне розмикання в аварійних режимах третинних обмоток трансформаторів.
11. Контроль потокорозподілу
11.1. ОСП повинен визначати у відповідних інструкціях та довідникових матеріалах максимальні тривалі допустимі навантаження для кожного елемента системи передачі своєї області регулювання.
11.2. ОСП повинен підтримувати потоки потужності в межах операційної безпеки, визначених для нормального та передаварійного режимів. Коефіцієнт запасу по статичній стійкості в нормальному режимі повинен становити не менше 20 %, а під час ситуації N-1 не менше 8 %.
11.3. ОСП повинен координувати аналіз операційної безпеки з іншими ОСП своєї синхронної області відповідно до угод між ОСП синхронної області для забезпечення дотримання потокорозподілу у межах операційної безпеки у своїй області регулювання.
11.4. У ситуації N-1 та у нормальному режимі ОСП повинен підтримувати потоки потужності у межах тимчасових допустимих перевантажень і готувати та здійснювати коригувальні дії, які будуть застосовані в межах часу, дозволеного для тимчасово допустимих перевантажень.
12. Аналіз аварійних ситуацій
12.1. Перелік аварійних ситуацій
12.1.1. ОСП повинен визначити Перелік аварійних ситуацій у його області спостереження, включаючи внутрішні і зовнішні (в інших енергосистемах своєї синхронної області) аварійні ситуації. Перелік аварійних ситуацій має включати звичайні аварійні ситуації і аварійні ситуації виняткового типу, визначені із застосуванням скоординованого аналізу аварійних ситуацій із ОСП своєї синхронної області.
( Підпункт 12.1.1 пункту 12.1 глави 12 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 )
12.1.2. Для визначення Переліку аварійних ситуацій ОСП повинен класифікувати кожну аварійну ситуацію на основі того, чи є ця ситуація звичайною, аварійною ситуацією виняткового типу або непередбаченою (або не врахованою) аварійною ситуацією (out-of-range), беручи до уваги ймовірність виникнення і такі принципи:
ОСП повинен класифікувати аварійні ситуації тільки для власної області регулювання;
коли умови роботи або погодні умови суттєво підвищують ймовірність виникнення аварійної ситуації виняткового типу, ОСП повинен включити аварійну ситуацію виняткового типу до Переліку аварійних ситуацій;
ОСП повинен включити до Переліку аварійних ситуацій аварійні ситуації виняткового типу, які суттєво впливають на ОЕС України або енергосистеми синхронної області.
( Підпункт 12.1.2 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
12.1.3. Для аналізу аварійних ситуацій кожний Користувач повинен надавати всю необхідну для аналізу аварійних ситуацій інформацію на запит ОСП відповідно до переліку, вказаного у главі 6 розділу X цього Кодексу.
12.1.4. ОСП повинен координувати аналіз аварійних ситуацій принаймні з тим ОСП, що входить до його області спостереження. ОСП повинен повідомити ОСП своєї області спостереження про перелік зовнішніх аварійних ситуацій, включених у його перелік аварійних ситуацій.
( Підпункт 12.1.4 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
12.1.5. ОСП повинен завчасно інформувати ОСП своєї області спостереження про будь-які заплановані зміни топології в елементах його системи передачі, які включені як зовнішні аварійні ситуації в перелік аварійних ситуацій такого ОСП.
( Підпункт 12.1.5 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
12.1.6. ОСП повинен забезпечити достатні точність та циклічність обміну даними для проведення розрахунків потокорозподілу при аналізі аварійних ситуацій.
12.2. Аналіз аварійних ситуацій
12.2.1. ОСП повинен проводити аналіз аварійних ситуацій у своїй області спостереження для виявлення аварійних ситуацій, які ставлять під загрозу операційну безпеку своєї області регулювання, і визначення відповідних коригувальних дій.
( Підпункт 12.2.1 пункту 12.2 глави 12 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; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )
12.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій своєї області регулювання на основі прогнозних та оперативних даних у режимі реального часу. Вихідним режимом для аналізу аварійних ситуацій є відповідна топологія системи передачі, яка включає заплановані відключення (відповідає ситуації N).
12.2.3. У випадку коли критерій N-1 не може бути забезпечено своєчасно або існує ризик поширення аварійної ситуації на енергосистеми синхронної області, ОСП повинен якнайшвидше підготувати і активізувати коригувальні дії для забезпечення дотримання критерію N-1 і локалізації аварійної ситуації.
12.2.4. ОСП може не дотримуватися критерію N-1 у таких ситуаціях:
протягом виконання перемикань;
протягом періоду, необхідного для підготовки та активації коригувальних дій.
12.2.5. Кожний ОСП має оцінити ризик, пов’язаний з аварійною ситуацію після оцінки впливу кожної аварійної ситуації з його переліку аварійних ситуацій, а також оцінити можливість дотримання меж операційної безпеки в ситуації N-1.
Кожен ОСП повинен забезпечити, щоб потенційні порушення меж операційної безпеки його області регулювання, виявлені під час аналізу аварійних ситуацій, не загрожували операційній безпеці його системи передачі або роботі міждержавних ліній електропередачі.
( Пункт 12.2 глави 12 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
13. Захист системи передачі
13.1. Загальні вимоги до захисту системи передачі
13.1.1. ОСП повинен управляти системою передачі із застосуванням релейного захисту (основного і резервного) та протиаварійної автоматики для автоматичної локалізації та ліквідації пошкоджень, які могли б поставити під загрозу операційну безпеку ОЕС України та/або енергосистем своєї синхронної області.
13.1.2. ОСП повинен, принаймні 1 раз на 5 років, переглядати свою стратегію та концепцію захисту (релейний захист та протиаварійна автоматика) і оновлювати їх, якщо це необхідно для забезпечення правильного функціонування обладнання для захисту енергосистеми і забезпечення операційної безпеки.
13.1.3. Після спрацювання релейного захисту чи протиаварійної автоматики, що впливає на роботу міждержавних ліній або енергосистеми синхронної області, ОСП повинен оцінити правильність роботи захисту та, у разі необхідності, здійснити коригувальні дії.
13.1.4. ОСП повинен задавати уставки для релейного захисту обладнання його системи передачі, які забезпечують надійне, швидке і селективне усунення пошкодження, включаючи резервний захист для усунення пошкодження в разі відмови основного захисту.
13.1.5. До введення в експлуатацію або модернізації пристроїв релейного захисту, що впливає на роботу енергосистем синхронної області, ОСП повинен погоджувати з ОСП своєї синхронної області уставки захисту.
13.1.6. Якщо ОСП використовує протиаварійну автоматику, він повинен:
забезпечити селективність, надійність і ефективність її дії;
при розробці схеми протиаварійної автоматики оцінити наслідки для ОЕС України або енергосистем синхронної області в разі її відмови або неправильної роботи;
переконатися, що дія протиаварійної автоматики узгоджена з дією пристроїв релейного захисту системи передачі та не порушує межі операційної безпеки;
узгоджувати схеми побудови, уставки та дії протиаварійної автоматики з аналогічними системами ОСП своєї синхронної області та Користувачів.
13.2. Аналіз динамічної стійкості
13.2.1. ОСП повинен здійснювати розрахунок та аналіз динамічної стійкості системи передачі відповідно до підпункту 13.2.6 цього пункту та обмін відповідними даними для аналізу динамічної стійкості системи передачі з ОСП своєї синхронної області.
13.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз динамічної стійкості принаймні 1 раз на рік, щоб визначити межі динамічної стійкості і потенційні проблеми з динамічною стійкістю у своїй системі передачі. ОСП повинен проводити аналіз динамічної стійкості скоординовано з ОСП своєї синхронної області.
13.2.3. При проведенні скоординованого аналізу динамічної стійкості ОСП визначає:
обсяг скоординованих розрахунків динамічної стійкості, зокрема розмір розрахункової моделі мережі;
обсяг даних для обміну між заінтересованими ОСП синхронної області;
перелік взаємоузгоджених сценаріїв, аварійних ситуацій або порушень для аналізу динамічної стійкості.
13.2.4. У разі виникнення незатухаючих низькочастотних коливань між областями регулювання, що впливають на декількох ОСП синхронної області, ОСП повинен ініціювати якнайшвидше проведення скоординованого аналізу динамічної стійкості на рівні синхронної області і надати дані, необхідні для такого аналізу.
13.2.5. Якщо ОСП виявляє потенційний взаємний вплив напруги, кута вибігу ротора або стабільності частоти з іншими системами передачі своєї синхронної області, він повинен скоординувати методи, використовувані при аналізі динамічної стійкості, забезпечити необхідні дані, спланувати спільні заходи щодо виправлення ситуації.
13.2.6. При визначенні методів аналізу динамічної стійкості ОСП застосовує такі правила:
якщо межі статичної стійкості досягаються раніше меж динамічної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен виконувати аналіз динамічної стійкості лише на основі результатів розрахунків динамічної стійкості, виконаних для довгострокового планування;
якщо при плануванні відключень межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен провести аналіз динамічної стійкості на етапі оперативного планування на день наперед, поки ці режими існують. ОСП повинен підготувати коригувальні дії, які будуть використовуватися у разі необхідності під час роботи в реальному часі;
якщо мережа в режимі реального часу перебуває в ситуації N, а межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен проводити аналіз динамічної стійкості на всіх етапах оперативного планування і бути здатним якнайшвидше повторно оцінювати межі динамічної стійкості після істотної зміни режиму.
13.2.7. Якщо аналіз динамічної стійкості вказує на порушення меж стійкості, ОСП повинен розробити, підготувати і активізувати коригувальні дії з метою підтримки стійкості системи передачі. Ці коригувальні дії можуть охоплювати користувачів системи передачі/розподілу.
13.2.8. ОСП повинен налаштувати обладнання, релейний захист та протиаварійну автоматику таким чином, щоб час ліквідації порушень, здатних призвести до широкомасштабного стану системи передачі, був меншим ніж критичний час усунення збурень, обчислений ним під час аналізу динамічної стійкості.
( Підпункт 13.2.8 пункту 13.2 глави 13 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
13.2.9. Вимоги до мінімальної інерції, необхідні для забезпечення стабільності частоти на рівні синхронної області:
1) ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області проводить дослідження в синхронній області з метою визначення необхідності встановлення вимог до мінімальної необхідної інерції, з урахуванням витрат і вигод, а також потенційних альтернатив. ОСП повинен повідомляти Регулятора про результати дослідження, а також виконувати періодичний перегляд і оновлення дослідження кожні два роки;
2) якщо дослідження вказують на необхідність встановлення вимог до мінімальної необхідної інерції, ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області розробляє методологію для визначення мінімальної інерції, необхідної для забезпечення операційної безпеки і запобігання порушенню меж стійкості. Така методологія повинна враховувати принципи ефективності та пропорційності, розробляється протягом шести місяців після завершення досліджень, зазначених у підпункті 1 цього пункту, і оновлюється протягом шести місяців після оновлення та отримання результатів досліджень;
3) ОСП у режимі реального часу повинен забезпечити мінімальну інерцію у власній області регулювання відповідно до визначеної методології і результатів, отриманих відповідно до підпункту 2 цього пункту.
( Пункт 13.2 глави 13 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
14. Надзвичайна ситуація в ОЕС України
14.1. Надзвичайна ситуація в ОЕС України виникає у разі дії хоча б одного з критеріїв, визначених у цій главі, та продовжується до моменту його усунення за умови, що інші критерії настання надзвичайної ситуації в ОЕС України не діють.
14.2. Порушення режиму роботи системи передачі, що має місце при настанні надзвичайної ситуації в ОЕС України, характеризується виникненням хоча б одного з таких критеріїв (умов):
1) порушення меж операційної безпеки елементів системи передачі, викликаних виходом за межі граничних значень термічної стійкості, струму короткого замикання, частоти, статичної та динамічної стійкості, напруги (та/або реактивної потужності), визначених графіками напруги в контрольних точках системи передачі, рівні яких визначає ОСП шляхом проведення відповідних розрахунків;
2) порушення меж стійкості, що викликано та/або супроводжується хоча б одним із таких випадків:
зниженням запасу необхідних рівнів статичної стійкості в контрольних точках електричної мережі системи передачі, значення якого складає менше 8 % під час ситуації N-1 на основі розрахунків електричних режимів;
перевищенням порогових значень максимально допустимих перевантажень обладнання та тривалістю за періодами часу, з точки зору теплових характеристик елементів системи передачі та струмових навантажень відповідно до технічних документів, розроблених та затверджених ОСП;
зниженням частоти електричного струму в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,6 Гц та відсутності необхідних резервів потужності в ОЕС України для відновлення значення частоти до 50,0 Гц;
порушенням режиму допустимих перетоків у контрольованих перетинах (визначається для кожного контрольованого перетину інструкціями та положеннями, розробленими та затвердженими ОСП);
3) порушення узгодженого графіка міждержавних сальдо-перетоків електроенергії у режимі паралельної роботи ОЕС України (або її окремої частини) з енергетичними системами суміжних держав відповідно до угод, укладених із ОСП суміжних держав;
4) дефіцит потужності в ОЕС України впродовж періоду максимального навантаження протягом доби, на яку здійснюється прогнозування, для збалансування якого необхідно 4 та більше черг ГПВ;
5) знеструмлення ОЕС України або її окремих частин внаслідок дії режиму системної аварії (blackout state).
14.3. Відповідно до Плану захисту енергосистеми, якщо реалізація протиаварійних заходів виявилася неефективною, при виникненні хоча б одного з критеріїв настання надзвичайної ситуації в ОЕС України, наведених у пункті 14.2 цієї глави, застосовуються надзвичайні заходи (ГОЕ, ГОП, ГАВ, СГАВ, ГПВ, засоби автоматичного відключення навантаження (САВН, АЧР)) відповідно до інструкцій, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.4. Складання та застосування ГОЕ, ГОП, ГАВ, СГАВ, ГПВ здійснюється відповідно до інструкцій, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.5. Порядок підключення електроустановок споживачів до САВН та умови їх залучення до диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОСП та/або ОСР з метою запобігання та/або ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України визначається правилами, затвердженими центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.6. Правила застосування системної протиаварійної автоматики із запобігання та ліквідації небезпечного зниження або підвищення частоти визначаються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.7. Особливості функціонування ринку електричної енергії в умовах настання надзвичайної ситуації в ОЕС України визначаються Правилами ринку.
14.8. У разі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП може застосувати заходи обмеження міждержавних торгівельних операцій електричної енергії.
Заходи обмеження міждержавних торгівельних операцій електричної енергії використовуються ОСП у випадку, коли коригуюча передиспетчеризація або зустрічна торгівля неможливі та не повинні допускати дискримінацію.
14.9. При виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України диспетчерський персонал ОСП повинен якнайшвидше:
оцінити масштаби надзвичайної ситуації в ОЕС України, її розвиток та можливий вплив на безпечну роботу ОЕС України;
доповісти про виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України своєму керівництву;
повідомити наявними та доступними каналами зв’язку Користувачів, яких стосується або може стосуватися надзвичайна ситуація в ОЕС України, про її настання та заходи, що вживаються, і які необхідно вживати до моменту повернення системи передачі в нормальний режим роботи;
визначити та застосувати заходи, необхідні для ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України із Плану захисту енергосистеми/Плану відновлення;
зафіксувати відповідну інформацію в оперативній документації диспетчерського персоналу ОСП.
14.10. При виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП має якнайшвидше, але не пізніше наступного робочого дня з дня її виникнення, повідомити про її настання:
Регулятора;
центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі та центральний орган виконавчої влади, який забезпечує формування та реалізує державну політику у сфері цивільного захисту відповідно до наказу Міністерства внутрішніх справ України та Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 02 березня 2017 року № 178/164 "Про затвердження Інструкції про порядок обміну інформацією у сфері запобігання виникненню та реагування на надзвичайні ситуації між Державною службою України з надзвичайних ситуацій і Міністерством енергетики та вугільної промисловості України", зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 28 березня 2017 року за № 410/30278;
центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики відповідно до наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 21 грудня 2012 року № 1054 "Про затвердження Регламенту оперативних повідомлень щодо порушень у роботі підприємств паливно-енергетичного комплексу України" (у редакції наказу Міністерства енергетики України від 21 вересня 2020 року № 606);
місцеві органи виконавчої влади;
ОСП суміжних держав, якщо відбулося порушення узгодженого графіка міждержавних сальдо-перетоків електроенергії у режимі паралельної роботи ОЕС України (або її окремої частини) з енергетичними системами суміжних держав відповідно до укладених договорів.
14.11. Після виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП має якнайшвидше, але не пізніше однієї години від часу її виникнення, опублікувати на власному офіційному вебсайті оголошення, у якому зазначається така інформація:
умова(-и) за якої(-их) було класифіковано надзвичайну ситуацію в ОЕС України;
час та місце виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України;
частина ОЕС України, на яку поширюється дія надзвичайної ситуації в ОЕС України;
протиаварійні та надзвичайні заходи, які застосовуються на період дії надзвичайної ситуації в ОЕС України.
14.12. При раптових порушеннях режиму роботи ОЕС України або її окремої частини внаслідок аварійних відключень мережевих елементів (ПЛ, АТ, систем шин тощо), втрати значної кількості генеруючих потужностей внаслідок відключення генераторів, корпусів або блоків на електростанціях, що призвело до виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України, публікація ОСП на власному офіційному вебсайті оголошення відповідно до пункту 14.11 цієї глави виконується негайно після застосування ОСП необхідних заходів з ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України або після її повної ліквідації.
14.13. Упродовж 30 днів після ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП готує та подає Регулятору звіт та публікує його на власному офіційному вебсайті.
Звіт повинен містити детальне пояснення та обґрунтування всіх вжитих заходів та їх наслідків.
( Розділ V доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
15. Обмін резервами потужності
15.1. Процес транскордонної активації РВЧ
15.1.1. Метою процесу транскордонної активації РВЧ є надання ОСП можливості здійснювати ПВЧ шляхом обміну потужністю відновлення частоти між областями РЧП.
ОСП має право здійснювати процес транскордонної активації РВЧ для областей РЧП у межах одного блока РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди про транскордонну активацію РВЧ.
15.1.2. ОСП повинен здійснювати процес транскордонної активації РВЧ таким чином, щоб не впливати на:
стабільність ППЧ синхронної області або синхронних областей, що беруть участь у транскордонному процесі активації РВЧ;
стабільність ПВЧ та ПЗР кожної області РЧП, якою управляють ОСП-учасники або причетні ОСП;
операційну безпеку.
15.1.3. ОСП здійснює обмін РВЧ між областями РЧП однієї синхронної області за допомогою однієї з наступних дій:
визначення потоку активної потужності через віртуальну з’єднувальну лінію, яка має бути частиною розрахунку FRCE, якщо активація РВЧ автоматизована;
коригування програми регулювання або визначення потоку активної потужності по віртуальній з’єднувальній лінії між областями РЧП, де активація РВЧ здійснюється вручну;
регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.1.4. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю відновлення частоти між областями РЧП різних синхронних областей шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.1.5. ОСП, який бере участь в одному транскордонному процесі активації РВЧ, повинен забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужності відновлення частоти дорівнювала нулю.
15.1.6. Процес транскордонної активації РВЧ повинен включати резервний механізм, який гарантує, що обмін потужністю відновлення частоти в кожній області РЧП дорівнює нулю або обмежений значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.
15.2. Процес транскордонної активації РЗ
15.2.1. Метою процесу транскордонної активації РЗ є надання ОСП можливості здійснювати ПЗР шляхом реалізації програми регулювання між областями РЧП.
ОСП має право здійснювати процес активації транскордонної активації РЗ для областей РЧП у межах одного блока РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди про транскордонну активацію РЗ.
15.2.2. ОСП повинен впроваджувати процес транскордонної активації РЗ таким чином, щоб не впливати на:
стабільність ППЧ синхронної області або синхронних областей, що беруть участь у процесі транскордонної активації РЗ;
стабільність ПВЧ та ПЗР кожної області РЧП, якою управляють ОСП-учасники або причетні ОСП;
операційну безпеку.
15.2.3. ОСП повинен впроваджувати програму регулювання між областями РЧП однієї синхронної області, виконуючи, щонайменше, одну з наступних дій:
визначення перетоку активної потужності через віртуальну з’єднувальну лінію, яка є частиною розрахунку FRCE;
коригування програми регулювання;
коригування перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.2.4. ОСП повинен впроваджувати програму регулювання між областями РЧП різних синхронних областей, шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.2.5. ОСП повинен забезпечити, щоб сума активацій, передбачених усіма програмами регулювання, дорівнювала нулю.
15.2.6. Процес транскордонної активації РЗ повинен включати резервний механізм, який гарантуватиме, що сума активацій, передбачених програмою регулювання кожної області РЧП, дорівнював нулю або обмежувався значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.
15.3. Обмін та спільне використання резервів у межах синхронної області
15.3.1. ОСП має право брати участь в обміні РПЧ в синхронній області. Обмін РПЧ передбачає передачу зобов'язання щодо підтримки РПЧ від ОСП, що отримує резерв, до ОСП, що приєднує резерв, на відповідний обсяг РПЧ.
15.3.2. ОСП, задіяний в обміні РПЧ у межах синхронної області, повинен дотримуватися обмежень і вимог до обміну РПЧ у межах синхронної області, визначених угодами синхронної області та враховувати такі обмеження:
1) ОСП суміжних блоків РЧП повинен забезпечити, щоб принаймні 30 % їхніх загальних сумарних початкових зобов’язань РПЧ фізично надавалося всередині їх блока РЧП. Обсяг резервної потужності РПЧ, фізично розташованому в блоці РЧП у результаті обміну РПЧ з іншими блоками РЧП, повинен бути обмежений максимумом:
30 % загальних сумарних початкових зобов’язань РПЧ для ОСП блока РЧП, до якого фізична підключена резервна потужність РПЧ;
100 МВт резервної потужності РПЧ;
2) ОСП областей РЧП в одному блоці РЧП повинен мати право визначати в Операційній угоді блока РЧП внутрішні обмеження для обміну РПЧ між областями РЧП в одному блоці РЧП, щоб:
уникнути внутрішніх перевантажень у разі активації РПЧ;
забезпечити рівномірний розподіл резервної потужності РПЧ на випадок розділу мережі;
уникати негативного впливу на стабільність РПЧ або на операційну безпеку.
15.3.3. У разі обміну РПЧ, ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, повідомляють про це іншого ОСП синхронної області.
15.3.4. Будь-який ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, або причетний ОСП, що беруть участь в обміні РПЧ, можуть відмовитися від обміну РПЧ, якщо це призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки при активації РПЧ, що підлягає обміну.
15.3.5. У випадку потенційного впливу на область РЧП, у результаті транскордонного обміну РПЧ ОСП повинен перевірити чи його технічний резерв пропускної спроможності міждержавних електричних мереж є достатнім для забезпечення перетоків потужності, що виникають у результаті активації резервної пропускної спроможності РПЧ, що підлягає обміну.
15.3.6. ОСП в області РЧП повинен відрегулювати параметри розрахунку FRCE для врахування обміну РПЧ.
15.3.7. ОСП, що приєднує резерв, несе відповідальність за дотримання вимог щодо розміщення РПЧ, передбачених цим Кодексом та Операційною угодою синхронної області.
15.3.8. Одиниця або група постачання РПЧ несе відповідальність перед ОСП, що приєднує резерв, за активацію РПЧ.
15.3.9. ОСП повинен забезпечити, щоб обмін РПЧ не впливав на дотримання іншими ОСП вимог щодо РПЧ, які застосовуються до синхронної області.
15.3.10. ОСП не повинен спільно використовувати РПЧ з іншими ОСП синхронної області для виконання його зобов’язань щодо РПЧ і зменшення загального обсягу РПЧ у синхронній області.
15.3.11. ОСП визначають в Операційній угоді синхронної області функції та обов’язки ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетного ОСП для обміну РВЧ та/або РЗ.
15.3.12. У разі якщо відбувається обмін РВЧ та РЗ, ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, інформують про такий обмін іншого ОСП синхронної області.
15.3.13. ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, що беруть участь в обміні РВЧ та РЗ, повинні визначити в угоді про обмін РВЧ та РЗ, власні функції та обов'язки, у тому числі:
відповідальність ОСП, що надає команди щодо резервів, за резервну потужність РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ та РЗ;
обсяг резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ та РЗ;
впровадження процесу транскордонної активації РВЧ та РЗ;
мінімальні технічні вимоги до РВЧ та РЗ, пов’язані з процесом транскордонної активації РВЧ та РЗ, якщо ОСП, що приєднує резерв, не є ОСП, що надає команди щодо резервів;
виконання випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) щодо надання РВЧ та РЗ;
відповідальність за моніторинг виконання технічних вимог до РВЧ та РЗ і вимог щодо доступності РВЧ та РЗ для резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну;
процедури для забезпечення того, що обмін РВЧ та РЗ не призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки.
15.3.14. ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетний ОСП, що беруть участь в обміні РВЧ або РЗ, можуть відмовитися від обміну, передбаченого в пункті 15.3.12, якщо це може призвести до перетоків потужності, що порушують межі операційної безпеки під час активації резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ або РЗ.
15.3.15. ОСП повинен забезпечити, щоб обмін РВЧ та РЗ не заважав ОСП виконувати вимоги до обсягів РВЧ або РЗ.
15.3.16. ОСП разом з ОСП блока РЧП визначає в Операційній угоді блока РЧП власні функції та обов’язки в якості ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетного ОСП для обміну РВЧ та/або РЗ з ОСП інших блоків РЧП.