10.25. У разі відсутності доступу до середовища даних оперативного планування ENTSO-E, ОСП має право передавати інформацію, визначену у цій главі, іншими шляхами, які визначені відповідними домовленостями з ОСП або РКЦ.
( Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
11. Регіональне співробітництво
11.1. При синхронній роботі ОЕС України в складі синхронної області Континентальної Європи ОСП повинен взаємодіяти на підставі укладених договорів з, принаймні, одним РКЦ.
11.2. ОСП має взаємодіяти з РКЦ, принаймні, у наступних напрямках:
координований аналіз операційної безпеки;
використання загальної моделі мережі;
регіональне планування відключень;
регіональна оцінка достатності ресурсів.
ОСП може звертатися до РКЦ з питань, зазначених у підпункті 6.9.2 пункту 6.9 глави 6 розділу X цього Кодексу.
Координований аналіз операційної безпеки здійснюється ОСП відповідно до методології координації аналізу операційної безпеки, з використанням загальної моделі мережі для таких періодів:
рік наперед;
місяць наперед та тиждень наперед, якщо це застосовується;
день наперед;
протягом доби.
У рамках координованого аналізу операційної безпеки ОСП повинен надавати РКЦ, принаймні:
останню версію переліку аварійних ситуацій;
оновлений перелік потенційних коригувальних дій із інформацією щодо орієнтовної вартості вжиття таких заходів, якщо вони включають передиспетчеризацію та зустрічну торгівлю направлену на зняття обмежень у регіоні;
інформацію щодо меж операційної безпеки.
11.3. У разі отримання ОСП від РКЦ результатів координованого аналізу операційної безпеки з пропозиціями щодо застосування коригувальних дій ОСП повинен оцінити рекомендовані коригувальні дії, що відносяться до його області РЧП, та визначати доцільність застосування рекомендованих коригувальних дій. У разі визначення недоцільності застосування рекомендованих РКЦ коригувальних дій ОСП повинен повідомити РКЦ про своє рішення з наведеною аргументацією. У разі визначення за доцільне застосування рекомендованого РКЦ заходу ОСП має застосовувати такий захід за умови, що його застосування відповідає умовам, що складаються в режимі реального часу.
У рамках побудови загальної моделі мережі ОСП повинен зробити доступними для РКЦ створені індивідуальні моделі мережі для кожного часового проміжку через середовище даних оперативного планування ENTSO-E, чи іншим шляхом, визначеним відповідним РКЦ.
На вимогу РКЦ ОСП повинен скоригувати індивідуальні моделі мережі, якщо вони не відповідають встановленим вимогам до індивідуальних моделей мережі для синхронної області.
У рамках координованого планування відключень ОСП повинен надавати РКЦ через середовище даних оперативного планування ENTSO-E чи іншим шляхом, визначеним відповідним РКЦ інформацію, для виявлення і усунення несумісності відключень, включаючи:
плани доступності впливових елементів своєї області РЧП;
плани відключень невпливових елементів своєї області РЧП, якщо такі елементи мають потенційний вплив на аналіз несумісності оперативного планування та/або такі елементи моделюються в індивідуальних моделях мережі, що використовуються при аналізі несумісності оперативного планування;
сценарії, при яких несумісність відключень має бути досліджена, та які використовуються для створення загальної моделі мережі для відповідного часового проміжку.
11.4. Визначаючи, чи має перевантаження транскордонний вплив, ОСП повинен брати до уваги перевантаження, яке виникне за відсутності обміну енергією між областями регулювання.
11.5. ОСП повинен враховувати та взаємодіяти з РКЦ щодо виявлення та усунення несумісності відключень у випадку, коли РКЦ фіксує несумісність відключень при регіональному оперативному плануванні.
У межах регіональної оцінки достатності ресурсів ОСП повинен надати РКЦ через середовище даних оперативного планування ENTSO-E чи іншим шляхом, визначеним відповідним РКЦ, принаймні, таку інформацію:
очікуване загальне навантаження та генерацію і наявні ресурси управління попитом на електричну енергію;
доступність генеруючих одиниць/УЗЕ;
межі операційної безпеки.
ОСП повинен взаємодіяти з РКЦ при оцінці достатності ресурсів та оцінити рекомендації РКЦ щодо заходів, направлених на усунення ризиків, виявлених під час оцінки.
( Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
12. Скоординована передиспетчеризація та зустрічна торгівля
12.1. ОСП має право застосовувати в регіоні розрахунку пропускної спроможності скоординовану передиспетчеризацію і зустрічну торгівлю відповідно до загальної методології, розробленої і погодженої ОСП такого регіону.
12.2. Методологія скоординованої передиспетчеризації і зустрічної торгівлі повинна включати дії, що мають транскордонний вплив, і повинна дозволяти кожному ОСП у регіоні розрахунку пропускної спроможності ефективно усунути фізичні перевантаження, незалежно від того, чи причини фізичного перевантаження лежать в основному за межами їхньої області регулювання, чи ні. Методологія скоординованої передиспетчеризації і зустрічної торгівлі повинна враховувати той факт, що її застосування може суттєво впливати на перетоки за межами області регулювання ОСП.
12.3. ОСП може здійснювати передиспетчеризацію всіх доступних генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць навантаження відповідно до розроблених механізмів і угод, укладених з власниками генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць навантаження, що здійснюють діяльність в області регулювання ОСП, включаючи міждержавні лінії електропередачі.
Механізми і підходи щодо передиспетчеризації та зустрічної торгівлі розробляються та затверджуються ОСП після проведення консультацій з Регулятором та центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
12.4. ОСП утримується від односторонніх або нескоординованих заходів з передиспетчеризації і зустрічної торгівлі, що мають транскордонне значення. ОСП координує використання ресурсів передиспетчеризації і зустрічної торгівлі, беручи до уваги їх вплив на операційну безпеку і економічну ефективність.
12.5. Відповідні генеруючі одиниці, УЗЕ та одиниці навантаження повинні надавати ОСП ціни передиспетчеризації та зустрічної торгівлі до того, як будуть використані ресурси передиспетчеризації та зустрічної торгівлі.
Ціноутворення на передиспетчеризацію та зустрічну торгівлю повинно базуватися на:
цінах на відповідних ринках електричної енергії за відповідний період часу;
або
вартості ресурсів передиспетчеризації та зустрічної торгівлі, розрахованої прозоро на основі понесених витрат.
12.6. Генеруючі одиниці, УЗЕ та одиниці навантаження повинні попередньо надати всю інформацію, необхідну для розрахунку вартості передиспетчеризації та зустрічної торгівлі ОСП. Ця інформація може передаватись іншим ОСП лише з метою перерегулювання частоти диспетчеризації та зустрічної торгівлі.
( Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
VII. Диспетчерське (оперативно-технологічне) управління ОЕС України
1. Загальні принципи організації диспетчерського (оперативно-технологічного) управління
1.1. Управління режимами роботи ОЕС України з виробництва, передачі, розподілу, споживання електричної енергії та зберігання енергії для забезпечення здатності енергосистеми задовольняти сумарний попит на електричну енергію та потужність у кожний момент часу з дотриманням вимог енергетичної, техногенної та екологічної безпеки здійснюється шляхом диспетчерського (оперативно-технологічного) управління (далі - диспетчерське управління).
( Пункт 1.1 глави 1 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
1.2. Функції диспетчерського управління ОЕС України та організацію паралельної роботи з енергетичними системами інших держав здійснює ОСП.
1.3. Диспетчерське управління поширюється на суб’єктів господарювання, об’єкти електроенергетики або об’єкти енергоспоживання та/або УЗЕ яких підключені до ОЕС України.
( Пункт 1.3 глави 1 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021, № 1234 від 30.09.2022, № 677 від 06.05.2025 )
1.4. Диспетчерське управління базується на принципах об’єктивності, прозорості та недискримінаційності та має забезпечувати належне функціонування ОЕС України та ринку електричної енергії згідно з вимогами Закону України "Про ринок електричної енергії" та відповідних нормативно-правових актів і нормативно-технічних документів.
1.5. Усі оперативні команди і розпорядження ОСП, які надаються ним при виконанні функцій з диспетчерського управління, підлягають беззаперечному виконанню користувачами системи передачі/розподілу, за винятком випадків, передбачених пунктом 4.11 глави 4 цього розділу.
2. Технологічна схема диспетчерського управління
2.1. Диспетчерське управління ОЕС України здійснюється за ієрархічною структурою з обов’язковим оперативним підпорядкуванням нижчих рівнів управління вищим.
2.2. Органом вищого рівня диспетчерського управління є ОСП, включаючи його підрозділи - регіональні диспетчерські центри.
Середнім рівнем диспетчерського управління є виробники електричної енергії з встановленою потужністю більше 20 МВт, ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких більше 20 МВт, а також ОСР та постачальники послуг з балансування.
Нижчим рівнем диспетчерського управління є споживачі електричної енергії (крім постачальників послуг балансування), ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких не перевищує 20 МВт, та виробники електричної енергії розподіленої генерації (крім постачальників послуг з балансування).
( Пункт 2.2 глави 2 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
2.3. Організаційну структуру оперативно-диспетчерського управління в ОЕС України для вищого та середнього рівня розробляє ОСП. ОСП розробляє дану структуру з урахуванням вимог пункту 2.2 цієї глави та операційної безпеки.
2.4. Оперативне управління на кожному рівні диспетчерського управління здійснюється оперативним та/або оперативно-виробничим персоналом (далі - оперативний персонал) користувача системи передачі/розподілу.
2.5. Обладнання об’єктів електроенергетики кожного рівня диспетчерського управління має бути розділено за категоріями оперативної підпорядкованості: оперативне управління або оперативне відання.
2.6. В оперативному управлінні оперативного персоналу ОСП повинні знаходитися лінії електропередачі, устаткування, пристрої РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ, УЗЕ, операції з якими повинні проводитися ним самостійно або за його керівництвом і потребують координації дій підпорядкованого оперативного персоналу і узгоджених змін на декількох об’єктах.
( Пункт 2.6 глави 2 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
2.7. В оперативному віданні оперативного персоналу ОСП повинні знаходитися лінії електропередачі, устаткування, пристрої РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ, УЗЕ, стан і режим яких впливають на наявну потужність і резерв електростанцій, режим і надійність роботи мереж ОЕС України в цілому, а також настроювання пристроїв РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ. Операції із зазначеним устаткуванням і пристроями повинні проводитись з дозволу оперативного персоналу, у віданні якого знаходяться устаткування і пристрої.
( Пункт 2.7 глави 2 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
3. Функції диспетчерського управління в режимі реального часу, розподіл та порядок управління обладнанням за формами оперативної підпорядкованості
3.1. ОСП здійснює такі функції в режимі реального часу:
підтримання балансу між виробництвом та споживанням електричної енергії в ОЕС України;
використання власних УЗЕ, якщо система передачі знаходиться у передаварійному режимі, аварійному режимі, режимі системної аварії або режимі відновлення;
( Пункт 3.1 глави 3 розділу VII доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
моніторинг оперативного стану обладнання, яке перебуває в його оперативному підпорядкуванні;
моніторинг обміну електричною енергією між ОЕС України та енергосистемами суміжних держав та виконання добового графіка перетоків потужності та енергії по міждержавних перетинах;
моніторинг виконання виробниками електричної енергії акцептованого добового графіка електричної енергії;
підтримання рівня напруги в контрольних точках ОЕС України відповідно до графіка напруги;
регулювання перетоків електричної енергії в контрольних перетинах ОЕС України та елементах електричних мереж з метою недопущення їх завантаження понад встановлені максимально допустимі значення;
підтримання необхідних обсягів резервів потужності на електростанціях ОЕС України;
видача оперативних команд та розпоряджень постачальникам послуг з балансування та постачальникам допоміжних послуг стосовно їх надання;
керівництво оперативним персоналом щодо поточного режиму роботи та/або оперативного стану електрообладнання, яке перебуває в його оперативному підпорядкуванні;
запобігання та ліквідація технологічних порушень в ОЕС України.
3.2. ОСП визначає перелік обладнання, що має знаходитись у його оперативному підпорядкуванні. ОСП надає цей перелік суб’єктам енергетики, обладнання яких входить до цього переліку.
3.3. Принципи розподілу обладнання за категоріями оперативної підпорядкованості щодо оперативного управління та відання, вимоги щодо здійснення управління, порядок управління обладнанням, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, порядок підпорядкування оперативного персоналу та його взаємодії визначаються положеннями про взаємодію ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, які розробляються ОСП і є невід'ємними додатками до Типового договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, що є додатком 5 до цього Кодексу.
( Пункт 3.3 глави 3 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 1763 від 29.09.2023 )
3.4. Користувачі системи передачі/розподілу повинні мати відповідну структуру диспетчерського управління та переліки обладнання з його розподілом за категоріями оперативної підпорядкованості.
( Пункт 3.4 глави 3 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
3.5. На підставі розроблених та затверджених ОСП положень Користувачі розробляють власні положення та інструкції, що деталізують дії оперативного персоналу щодо обладнання, яке перебуває в їх оперативному підпорядкуванні, а також встановлюють взаємодію з оперативним персоналом суміжних об’єктів, робота яких вимагає відповідної координації дій цього персоналу.
3.6. Суб’єкти середнього рівня диспетчерського управління розробляють та узгоджують положення про взаємодію, яке включає, зокрема, узгодження розподілу обладнання за формами оперативної підпорядкованості щодо оперативного управління та відання.
У разі наявності розбіжностей між суб’єктами диспетчерського управління однакового рівня стосовно визначення ними суб’єкта, який здійснює управління або відання електроустановками, положення про взаємодію направляється на узгодження ОСП, рішення якого із зазначених питань є остаточним.
3.7. Суб’єкти середнього та нижчого рівнів диспетчерського управління взаємодіють між собою з оперативно-технологічних питань на підставі відповідного положення, узгодженого між ними.
3.8. Взаємодія щодо диспетчерського управління міждержавними електричними мережами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, здійснюється в порядку, встановленому міждержавними угодами, договорами між такими суб’єктами та цим Кодексом.
У період після приєднання до ІТС механізму ОСП забезпечує диспетчерське (оперативно-технологічне) управління при здійсненні експорту/імпорту електричної енергії, але у спосіб без укладання договору.
( Пункт 3.8 глави 3 розділу VII доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1305 від 11.10.2022 )
4. Порядок взаємодії оперативного персоналу суб’єктів ОЕС України
4.1. Взаємодія між оперативним персоналом суб’єктів ОЕС України відповідно до його оперативної підпорядкованості регулюється цим Кодексом, договорами, положеннями, які мають виконуватися відповідно до договорів про надання послуг з диспетчерського управління, укладених ОСП з Користувачами та договорів про участь у балансуючому ринку, які укладаються між ОСП та постачальником послуг з балансування, а також договорів між Користувачами у випадку їх спільного володіння об’єктом диспетчерського управління або наявності суміжних об’єктів, які є технологічно залежними з точки зору диспетчерського управління.
4.2. Диспетчерське управління здійснюється шляхом надання оперативних команд та/або розпоряджень або шляхом застосування засобів дистанційного управління.
( Пункт 4.2 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
4.3. Оперативні команди надаються черговим диспетчером підпорядкованому персоналу щодо виконання конкретних дій з управління технологічними режимами роботи об’єктів ОЕС України та оперативним станом обладнання енергооб’єктів.
Підпорядкований оперативний персонал після виконання оперативних команд повинен підтвердити їх виконання.
4.4. Дії з оперативного управління обладнанням, яке знаходиться в оперативному віданні іншого суб’єкта, мають бути попередньо узгоджені з персоналом цього суб’єкта.
4.5. Оперативне розпорядження ОСП та інших керівників відповідних рівнів диспетчерського управління щодо управління технологічними режимами роботи ОЕС України та оперативним станом обладнання енергооб’єктів надаються у письмовому вигляді та виконуються як оперативна команда в час, визначений у такому оперативному розпорядженні.
( Пункт 4.5 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
4.6. Оперативні команди та розпорядження віддаються диспетчером оперативному персоналу об’єкта управління безпосередньо за ієрархічною структурою диспетчерського управління.
( Абзац перший пункту 4.6 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
У разі відсутності зв’язку оперативна команда або розпорядження передається через будь-якого суб’єкта, включеного до системи диспетчерського управління.
( Абзац другий пункту 4.6 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
4.7. Оперативні переговори та оперативно-диспетчерську документацію необхідно вести із застосуванням єдиної загальновживаної термінології, форм розпоряджень, повідомлень і записів.
Ведення оперативної документації має здійснюватися згідно з вимогами Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж, інших нормативно-правових актів та нормативно-технічних документів.
( Абзац другий пункту 4.7 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
Оперативні команди та розпорядження мають бути лаконічними, чіткими, стислими та зрозумілими за змістом і сформульованими так, щоб унеможливити непорозуміння та помилки під час їх отримання.
( Абзац пункту 4.7 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
4.8. На всіх рівнях диспетчерського управління повинні здійснюватися автоматична фіксація всіх оперативних переговорів за допомогою аудіорегістраторів з обов'язковою реєстрацією оперативних команд та розпоряджень в оперативній документації диспетчерського персоналу.
Термін зберігання зазначеної оперативної документації та аудіозаписів становить не менше 5 років.
( Пункт 4.8 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
4.9. Якщо з будь-якої причини підпорядкований оперативний персонал не здатний виконати оперативну команду або розпорядження, надані диспетчером вищого рівня, він має негайно повідомити про це диспетчера, який їх віддав.
( Пункт 4.9 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
4.10. Якщо оперативна команда або розпорядження, надані диспетчерським персоналом вищого рівня, вважається підпорядкованим оперативним персоналом помилковою, він повинен негайно доповісти про це особі, яка надала цю оперативну команду або розпорядження.
У разі підтвердження необхідності виконання наданої оперативної команди або розпорядження підпорядкований оперативний персонал зобов’язаний їх виконати.
( Пункт 4.10 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
4.11. Оперативні команди або розпорядження, виконання яких пов’язане з порушенням правил охорони праці та створює загрозу здоров’ю і життю людей, а також виконання яких може призвести до пошкодження обладнання та/або зниження рівня безпеки ядерної установки АЕС, виконувати забороняється.
( Абзац перший пункту 4.11 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
Про відмову щодо виконання таких оперативних команд або розпоряджень підпорядкований оперативний персонал зобов’язаний негайно повідомити оперативний персонал, який надав оперативну команду або розпорядження, а також свого безпосереднього керівника та зробити відповідний запис в оперативній документації.
( Абзац другий пункту 4.11 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
4.12. Якщо ОСП або інший суб’єкт диспетчерського управління ОЕС України фіксує, що суб’єкт нижчого рівня оперативної підпорядкованості не дотримується оперативної команди або розпорядження, він зобов’язаний вжити всіх необхідних заходів, щоб запобігти або мінімізувати негативні наслідки невиконання оперативних команд або розпоряджень.
( Пункт 4.12 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
5. Положення щодо диспетчерського управління та механізмів балансування енергосистеми в реальному часі
5.1. ОСП зобов’язаний постійно підтримувати в ОЕС України баланс між сумарним споживанням електричної енергії і її виробництвом (з урахуванням експорту та імпорту) у кожний момент часу з дотриманням показників якості електричної енергії.
5.2. Основними документами, на підставі яких здійснюється оперативне планування та балансування роботи ОЕС України, є добові графіки потужності виробництва (відпуску) та/або імпорту і споживання (відбору) та/або експорту електричної енергії з погодинним розподілом.
( Пункт 5.2 глави 5 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
5.3. Учасники ринку електричної енергії згідно з процедурою, визначеною Правилами ринку, повинні подавати свої погодинні добові графіки виробництва та/або споживання, або експорту, або імпорту електричної енергії ОСП.
5.4. Учасники ринку, які є постачальниками послуг з балансування, крім погодинних добових графіків відпуску та/або споживання (відбору) електричної енергії, мають надавати ОСП графік виробництва (відпуску - для УЗЕ)/споживання (відбору), який містить інформацію про планове навантаження кожної одиниці генерації або споживання, УЗЕ.
( Пункт 5.4 глави 5 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
5.5. Учасники ринку зобов’язані строго дотримуватись заявленого добового графіка потужності виробництва і споживання електричної енергії, застосовуючи всі необхідні заходи щодо його безумовного виконання.
5.6. У разі неможливості дотримання заявленого добового графіка потужності, учасник ринку має повідомити ОСП або інший оперативний персонал, в оперативному підпорядкуванні якого знаходиться це електрообладнання, про причини, величину та прогнозовану тривалість такого відхилення потужності.
5.7. У разі відхилення від добового диспетчерського графіка потужності виробництва та/або імпорту, споживання та/або експорту електричної енергії або у разі отримання повідомлення від учасника ринку про неможливість виконання ним заявленого добового графіка потужності ОСП враховує такі відхилення у процесі балансування енергосистеми.
5.8. Показником дотримання балансу електричної енергії в ОЕС України є:
для режиму паралельної роботи з енергосистемами суміжних держав - відповідність поточного значення перетоку активної потужності через визначений міждержавний перетин плановій величині, визначеній добовим графіком (у тому числі при нульовому значенні) у межах допустимого відхилення, що встановлюється відповідно до умов Операційної угоди синхронного енергооб’єднання;
для режиму роздільної (ізольованої) роботи з енергосистемами суміжних держав - відповідність поточного значення частоти її нормованому значенню.
5.9. В ОЕС України допустимий діапазон відхилення потужності сальдо міждержавних перетоків встановлюється операційними угодами синхронної області. Якщо відхилення сальдо перетоків потужності перевищує договірні величини, ОСП повинен вжити необхідних заходів через механізми балансування, щоб відновити обсяг передачі електричної енергії та потужності до рівнів, зазначених у погодженому добовому графіку.
5.10. Балансування енергосистеми України забезпечується через використання аРВЧ, рРВЧ та РЗ відповідно до глави 8 розділу V цього Кодексу.
( Абзац перший пункту 5.10 глави 5 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
Балансування ОЕС України може забезпечуватися шляхом використання потужностей, що розташовані поза межами ОЕС України.
5.11. Після вичерпання наявних резервів та недосягнення мети балансування ОЕС України ОСП має право оцінити поточний режим роботи енергосистеми як передаварійний режим згідно з пунктом 2.2 глави 2 розділу V цього Кодексу.
5.12. Критерії настання аварійних режимів у системі передачі, порядок їх оголошення та заходи, які застосовуються для захисту енергосистеми в аварійних режимах, визначаються у розділах V та VIII цього Кодексу.
6. Диспетчеризація генеруючих потужностей та використання міждержавних перетинів ОСП
6.1. При диспетчеризації генеруючих потужностей ОСП виконує:
удосконалення системи прогнозування обсягів виробництва та споживання електричної енергії на різні часові відрізки (доба у погодинному розрізі, тиждень, місяць, сезон, рік);
забезпечення оптимальних параметрів режиму роботи ОЕС України (частота електричного струму, рівень напруги в контрольних точках електричної мережі, перетоки потужності в контрольованих перетинах, струмове навантаження елементів мережі);
забезпечення достатніх РПЧ, РВЧ і РЗ та активної потужності в енергосистемі;
( Абзац четвертий пункту 6.1 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
забезпечення достатніх обсягів оперативних режимних та технічних засобів регулювання напруги та реактивної потужності;
розвиток і забезпечення функціонування систем автоматичного регулювання частоти та потужності, системної та протиаварійної автоматики;
забезпечення ефективного функціонування технологічної інфраструктури сегментів ринку електричної енергії, у тому числі ринку допоміжних послуг;
застосування недискримінаційних, конкурентних та прозорих ринкових механізмів при плануванні та реалізації графіків навантаження генеруючих потужностей та УЗЕ.
( Абзац восьмий пункту 6.1 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
6.2. При диспетчеризації об’єктів електроенергетики, що використовують відновлювані джерела енергії, надаються такі пріоритети:
включення до диспетчерського графіка навантаження на наступну добу всіх заявлених генеруючих потужностей;
першочергове навантаження генеруючих потужностей при реалізації диспетчерського графіка навантаження;
відтермінування, за умов забезпечення операційної безпеки мережі, розвантаження або відключення генеруючих потужностей.
6.3. Пріоритети не надаються об’єктам електроенергетики, що використовують відновлювані джерела енергії у випадках:
порушень операційної безпеки мережі, настання аварійних або надзвичайних ситуацій, якщо заходи, необхідні для нормалізації режиму роботи ОЕС України, передбачають неповне навантаження, розвантаження або відключення цих електроустановок;
порушення суб’єктами електроенергетики, які експлуатують відповідні електроустановки, умов підпункту 3 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу.
У разі застосування заходів з неповного навантаження, розвантаження або відключення електроустановок об’єктів електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії, вони мають проводитись на недискримінаційній пропорційній основі, якщо інше не обумовлюється конкретними режимними обставинами.
6.4. У випадку обмежень виробництва електричної енергії об’єктами електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії, з метою забезпечення операційної безпеки мережі та безпеки електропостачання ОСП має надавати Регулятору інформацію щодо таких обмежень із зазначенням причин обмежень та заходів, які він планує здійснити для запобігання таких обмежень.
6.5. При використанні міждержавних перетинів ОСП виконує:
підтримання існуючих та розвиток додаткових потужностей міждержавних перетинів для забезпечення довгострокової спроможності системи передачі задовольнити обґрунтований попит на передачу електричної енергії у відповідному напрямку та у відповідний період часу;
мінімізацію ризику виникнення перевантажень у системі передачі та мережевих обмежень міждержавних перетинів;
обмеження пропускної спроможності міждержавних перетинів з метою врегулювання обмежень всередині ОЕС України можливе лише для запобігання чи усунення порушення операційної безпеки функціонування системи передачі;
здійснення диспетчеризації та використання міждержавних перетинів виключно на основі економічних критеріїв та з урахуванням технічних обмежень енергосистеми;
застосування недискримінаційних, конкурентних та прозорих ринкових механізмів при використанні пропускної спроможності міждержавних перетинів.
6.6. Спільні принципи діяльності ОСП та інших учасників ринку електричної енергії такі:
дотримання правил та критеріїв безпеки постачання електричної енергії та стандартів операційної безпеки функціонування ОЕС України;
урахування існуючих та прогнозних показників попиту та пропозиції електричної енергії та обґрунтованих припущень щодо розвитку генерації, споживання електричної енергії (у тому числі обсягів міждержавних комерційних обмінів електричною енергією та зберігання енергії) та планів розвитку суміжних енергосистем при плануванні розвитку системи передачі ОЕС України.
( Абзац третій пункту 6.6 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )
7. Агрегація
7.1. ОСП при виконанні функцій з диспетчерського управління має право надавати оперативні команди агрегатору щодо його одиниці агрегації.
7.2. Агрегатор управляє та несе відповідальність перед ОСП за невиконання графіка та оперативних команд ОСП щодо його одиниці агрегації.
7.3. Договір про участь в агрегованій групі має містити умови, зокрема щодо відповідальності агрегатора за:
невиконання оперативних команд ОСП щодо зміни активної потужності одиниці агрегації у процесі диспетчерського управління, у тому числі для забезпечення меж операційної безпеки;
складання добових графіків електричної енергії без урахування обсягів купленої та проданої електричної енергії та ненадання їх ОСП;
невиконання акцептованих ОСП добових графіків електричної енергії.
( Розділ VII доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )
VIII. Робота системи передачі в аварійних режимах та у режимі відновлення
1. Аварійні режими роботи системи передачі та порядок їх оголошення
1.1. Рішення про класифікацію режиму роботи системи передачі як аварійного, режиму системної аварії або режиму відновлення приймає черговий диспетчер ОСП на підставі умов, зазначених у пунктах 2.3 - 2.5 глави 2 розділу V цього Кодексу.
1.2. Усі заходи, які вживаються для запобігання виникненню та розвитку аварійного режиму, а також для відновлення нормального режиму роботи системи передачі визначаються та здійснюються відповідно до Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення, що є частиною Плану захисту енергосистеми.
1.3. При виникненні аварійного режиму диспетчерський персонал ОСП повинен якнайшвидше:
оцінити масштаби аварійного режиму, його розвиток та можливий вплив на безпечну роботу ОЕС України;
доповісти про виникнення аварійного режиму своєму керівництву;
повідомити наявними та доступними каналами зв’язку Користувачів, яких стосується або може стосуватися аварійний режим, про його настання та заходи, що вживаються, і які необхідно вживати до моменту повернення системи передачі в нормальний режим роботи;
визначити та застосувати заходи, необхідні для ліквідації аварійного режиму із Плану захисту енергосистеми;
зафіксувати відповідну інформацію в оперативній документації диспетчерського персоналу ОСП.
1.4. При виникненні режиму системної аварії, який класифікується як надзвичайна ситуація в ОЕС України, ОСП діє згідно з положеннями глави 14 розділу V цього Кодексу.
1.5. Розподіл обов’язків і відповідальності між ОСП та користувачами системи передачі/розподілу під час виконання Плану захисту енергосистеми визначається відповідними інструкціями, що розробляються ОСП та користувачами системи передачі/розподілу відповідно до оперативної підпорядкованості об’єктів диспетчеризації та деталізують і конкретизують положення і заходи Плану захисту енергосистеми.
В інструкціях також визначаються дії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу під час порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв’язку, каналів передачі даних тривалістю більше 5 хвилин.
Інструкції користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, мають бути узгоджені з ОСП.
1.6. Інформація щодо виникнення, розвитку та ліквідації аварійного режиму в системі передачі (фіксація, класифікація, повідомлення, оголошення, виконані протиаварійні заходи тощо) має бути занесена до оперативної документації диспетчерського персоналу ОСП.
1.7. Упродовж 30 днів після застосування заходів з примусового обмеження величини споживаної електричної енергії та/або потужності або оперативного (ручного) відключення користувачів системи передачі/розподілу згідно з вимогами підпункту 4 пункту 3.5 глави 3 цього розділу для упередження порушення сталої роботи енергосистеми ОСП готує звіт та подає його Регулятору, а також публікує його на власному офіційному вебсайті. Звіт повинен містити детальне пояснення та обґрунтування всіх вжитих заходів та їх наслідків.
1.8. Користувачі системи передачі/розподілу не мають права перешкоджати суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, використовувати наявні у них засоби телекомунікації та джерела резервного живлення об’єктів електроенергетики у разі включення таких засобів та обладнання до Плану захисту енергосистеми.
2. Розробка та застосування Плану захисту енергосистеми
2.1. Для ліквідації аварійних режимів роботи системи передачі, протидії їх негативним наслідкам для ОЕС України і енергосистем суміжних держав, які працюють паралельно з ОЕС України, ОСП після консультацій з ОСР, значними користувачами, Регулятором, суміжним ОСП та іншим ОСП його синхронної області, зобов’язаний розробити План захисту енергосистеми, який має передбачати всі необхідні протиаварійні та/або надзвичайні заходи для найбільш імовірних сценаріїв виникнення, розвитку та ліквідації аварійної або надзвичайної ситуації в ОЕС України.
Виконання Плану захисту енергосистеми є обов’язковим для всіх користувачів системи передачі/розподілу, задіяних у його виконанні, а відмова від участі у Плані захисту енергосистеми або неналежне виконання передбачених у ньому положень і заходів, яке завдало шкоди енергосистемі та користувачам системи передачі/розподілу, забороняється.
2.2. План захисту енергосистеми має на меті недопущення та усунення аварійного режиму або надзвичайної ситуації в ОЕС України, повернення енергосистеми до нормального режиму, зокрема:
забезпечення з’єднання частин енергосистеми в разі їх відокремлення із застосуванням АЛАР або в інший спосіб;
здійснення заходів для включення всіх відключених споживачів або зняття обмеження щодо споживання ними електричної енергії та потужності;
досягнення необхідного рівня запасу стійкості енергосистеми;
забезпечення відновлення необхідних обсягів РПЧ і РВЧ, а також інших видів резервів.
2.3. План захисту енергосистеми має визначати, зокрема:
умови (критерії), за яких він активується та застосовується;
порядок його доведення до відома користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту;
загальний порядок дій та взаємодії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг із захисту, об’єкти електроенергетики яких приєднані до електричних мереж ОЕС України, під час ліквідації аварійних режимів (у тому числі надзвичайної ситуації в ОЕС України);
заходи, які підлягають узгодженню або координації в режимі реального часу з визначеними сторонами;
порядок взаємодії з ОСП суміжних держав;
розподіл обов’язків і відповідальності між ОСП та користувачами системи передачі/розподілу, зокрема постачальниками послуг із захисту, які задіяні у його виконанні;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСП на його електроустановках;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСР, і перелік ОСР, відповідальних за здійснення таких заходів на їхніх електоустановках;
перелік значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), визначених з дотриманням вимог порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого Кабінетом Міністрів України, відповідальних за здійснення на їхніх установках заходів, передбачених Планом захисту енергосистеми, та перелік заходів, що підлягають здійсненню такими значними користувачами;
перелік значних користувачів, до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження електропостачання, та умов їх відключення та відновлення електропостачання;
кінцеві терміни здійснення кожного заходу, перерахованого у Плані захисту енергосистеми;
порядок видачі попереджень про впровадження заходів та дій значних користувачів, зокрема постачальників послуг із захисту у разі отримання цього попередження;
заходи захисту енергосистеми шляхом впливу на обладнання електричних мереж, включаючи зміни схем електричних з’єднань, режимів роботи обладнання, що регулюється, та застосування аварійного розвантаження;
заходи захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту, зокрема процедури управління відхиленнями частоти, відхиленнями напруги, перетоками потужності, процедура надання допомоги в забезпеченні активною потужністю;
конкретні протиаварійні та/або надзвичайні заходи, які ОСП застосовує на період дії кожного аварійного режиму (у тому числі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України), режиму системної аварії для найбільш ймовірних сценаріїв виникнення, розвитку та ліквідації аварійної та/або надзвичайної ситуації в ОЕС України;
порядок відновлення режимів роботи енергосистеми у процесі ліквідації аварійного режиму роботи системи передачі;
порядок застосування заходів, обсяги та послідовність їх упровадження, а також перелік контрольних точок, у яких оцінюється рівень та тривалість відхилення напруги;
заходи з примусового зменшення величини споживаної потужності та аварійного відключення користувачів системи передачі/розподілу (надзвичайні заходи) для ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України;
порядок фіксації суб'єктами, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, часу та обсягів виконання відповідних заходів у їх оперативних документах та передачі інформації про виконані заходи між рівнями оперативної підпорядкованості органів диспетчерського управління ОЕС України;
оперативні заходи щодо відновлення режиму роботи енергосистеми після виникнення режиму системної аварії, у тому числі заходи захисту енергосистеми:
у разі виникнення синхронних коливань в енергосистемі,
при зниженні або підвищенні частоти,
при відхиленні рівня напруги за допустимі межі,
з регулювання споживання електричної енергії та потужності,
при порушенні синхронного режиму роботи окремих частин ОЕС України та/або генеруючих одиниць,
у разі перевищення максимально допустимого перетоку та сальдо-перетоку потужності по міждержавних перетинах ОСП,
у разі перевищення величини допустимої генерації окремих генеруючих одиниць у ремонтних та післяаварійних схемах прилеглої мережі,
у разі перевантаження елемента мережі по струму.
Заходи, передбачені у Плані захисту енергосистеми повинні відповідати таким принципам:
вони повинні мати мінімальний вплив на користувачів системи передачі/розподілу;
вони повинні бути економічно ефективними;
тільки необхідні заходи підлягають активації;
вони не повинні призводити до аварійного режиму або режиму системної аварії в системі передачі ОСП або в об’єднаних системах передачі.
ОСП може розширювати перелік положень та заходів Плану захисту енергосистеми за результатами моделювання роботи енергосистеми в умовах аварійних режимів, проведення випробувань та тестувань щодо дій в умовах аварійних режимів, а також практики застосування Плану в різних ситуаціях та відповідного досвіду інших ОСП синхронної області.
2.4. План захисту енергосистеми розробляється ОСП та підлягає перегляду не рідше одного разу на 5 років, крім необхідності позачергового перегляду у разі:
введення в експлуатацію нових генеруючих одиниць, що можуть бути задіяні в ньому;
виведення з експлуатації генеруючих одиниць, які були задіяні у ньому;
приєднання нових значних користувачів до мереж ОСП/ОСР, які мають вплив на його реалізацію;
зміни конфігурації мереж ОСП, що впливає на нього;
введення в експлуатацію нових міждержавних ліній електропередачі, що впливає на нього;
настання ситуації в ОЕС України, не передбаченої в ньому, на основі результатів моделювання роботи енергосистеми в умовах аварійних режимів, проведених випробувань та тестувань щодо дій в умовах аварійних режимів, а також практики застосування Плану захисту енергосистеми в різних ситуаціях та відповідного досвіду ОСП суміжних держав;
якщо при виникненні, розвитку та ліквідації аварійного режиму зафіксовані обставини, не передбачені Планом захисту енергосистеми, або дії автоматичних пристроїв чи оперативного персоналу будь-якого рівня диспетчерського управління згідно з Планом захисту енергосистеми за результатами розслідування відповідного технологічного порушення виявились недостатньо ефективними.
Під час регулярного перегляду Плану захисту енергосистеми ОСП повинен враховувати:
стан розвитку його мережі з моменту останнього перегляду або першої розробки;
можливості нового обладнання, встановленого в системах передачі та розподілу з моменту останнього перегляду або першої розробки;
значних користувачів, обладнання яких було введене в експлуатацію з моменту останнього перегляду або першої розробки, їхні можливості та відповідні пропоновані послуги;
проведені випробування та аналіз системних подій;
експлуатаційні дані, зібрані в нормальному режимі та після порушень.
ОСП повинен переглядати відповідні заходи свого Плану захисту енергосистеми перед будь-якою суттєвою зміною конфігурації мережі.
Зміни до Плану захисту енергосистеми вносяться за ініціативою ОСП після консультацій з Регулятором.
2.5. ОСП залучає для консультацій ОСР, відповідних користувачів системи передачі/розподілу, значних користувачів, у яких виникають зобов’язання брати участь у передбачених ОСП заходах захисту/відновлення ОЕС України, регуляторні органи, суміжний ОСП та інший ОСП у його синхронній області під час процесу складання та/або перегляду ОСП Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення.
2.6. ОСП повинен впровадити заходи, передбачені Планом захисту енергосистеми, які мають бути впроваджені в системі передачі. Він повинен надалі підтримувати впроваджені заходи.
2.6.1. ОСП повинен повідомити приєднаних до системи передачі ОСР про заходи, включно з кінцевими термінами впровадження, що підлягають впровадженню:
на установках ОСР відповідно до Плану захисту енергосистеми;
( Абзац другий підпункту 2.6.1 пункту 2.6 глави 2 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 )
на установках значних користувачів, визначених відповідно до Плану захисту енергосистеми, і приєднаних до їхніх систем розподілу;