на установках надавачів послуг із захисту, приєднаних до їхніх систем розподілу;
на установках ОСР, приєднаних до їхніх систем розподілу.
2.6.2. ОСП повинен повідомити значних користувачів, визначених відповідно до Плану захисту енергосистеми, або постачальників послуг із захисту, безпосередньо приєднаних до системи передачі, про заходи, які мають бути впроваджені на їхніх електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.
( Підпункт 2.6.2 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 )
2.6.3. ОСП повинен безпосередньо повідомити значних користувачів, визначених відповідно до Плану захисту енергосистеми, постачальників послуг із захисту чи ОСР, приєднаних до систем розподілу, про заходи, які мають бути впроваджені на їхніх установках, включно з кінцевими термінами їх впровадження. Він повинен інформувати відповідного ОСР про таке повідомлення.
2.6.4. Після отримання повідомлення від ОСП ОСР повинен невідкладно повідомити значних користувачів, постачальників послуг із захисту та ОСР, приєднаних до його системи розподілу, про заходи Плану захисту енергосистеми, які вони повинні впровадити на їхніх відповідних електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.
2.6.5. Кожен повідомлений ОСР, значний користувач і постачальник послуг із захисту повинен:
впровадити заходи, повідомлені відповідно до Плану захисту енергосистеми, протягом 12 місяців з дати повідомлення;
підтвердити впровадження заходів відповідному Оператору, що надав повідомлення. Якщо відповідний Оператор є ОСР, він повинен повідомити ОСП про таке підтвердження;
підтримувати заходи, впроваджені на його електроустановках.
2.6.6. Кожен ОСР, якого стосується впровадження відключення навантаження при зниженні частоти на своєму обладнанні, повинен раз на рік оновлювати повідомлення для відповідного Оператора, що надав повідомлення, зазначене у підпункті 2.6.5 цього пункту. Таке повідомлення має містити значення частоти, за яких ініціюється відключення нетто-навантаження, і відсоток нетто-навантаження, яке відключають при досягненні кожного з таких значень.
2.6.7. ОСП повинен здійснювати моніторинг належного впровадження відключення навантаження при зниженні частоти на основі щорічного письмового повідомлення, зазначеного в підпункті 2.6.6 цього пункту, а також на основі даних про впровадження електроустановок ОСП, де це можливо.
2.7. Доведення Плану захисту енергосистеми до відома користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту, здійснюється ОСП у такому порядку:
1) згідно з Планом захисту енергосистеми РДЦ ОСП розробляють інструкції для свого регіону, якими мають керуватися користувачі системи передачі/розподілу;
2) на підставі отриманих від РДЦ ОСП інструкцій користувачі системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальники послуг із захисту, розробляють власні інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики, у яких визначають координацію дій власного оперативного персоналу з оперативним персоналом інших суб’єктів господарювання, які беруть участь у цьому процесі, та послідовність дій із захисту підпорядкованих об’єктів. Інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики погоджуються з РДЦ ОСП. Перелік окремих об’єктів електроенергетики, по яких інструкції погоджуються з РДЦ ОСП визначаюся РДЦ ОСП та доводяться до користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальників послуг із захисту;
3) інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики мають визначати ознаки та величини, що характеризують аварійні режими, та відповідні дії оперативного персоналу та ПА у разі:
втрати стійкості енергосистеми або її частини;
підвищення або зниження частоти;
підвищення або зниження напруги;
порушення режиму допустимих перетоків у контрольованих перетинах енергосистеми;
перевантаження (перевищення допустимих струмових навантажень) елементів електричної мережі;
виникнення коливань активної потужності;
порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв’язку, каналів передачі даних;
4) в інструкції з захисту об’єктів електроенергетики для захищених споживачів окремо зазначаються умови обмеження, відключення електропостачання та тривалість залучення до виконання Плану захисту енергосистеми;
5) у разі внесення ОСП змін до Плану захисту енергосистеми кожен із користувачів системи передачі/розподілу, який бере участь у його виконанні, зокрема постачальник послуг із захисту, зобов’язаний привести у відповідність до цих змін інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики у строк, установлений ОСП у відповідному супровідному листі;
6) ОСП визначає режим доступу користувачів системи передачі/розподілу до Плану захисту енергосистеми з урахуванням їх участі у його виконанні.
Користувачі системи передачі/розподілу зобов’язані надавати ОСП інформацію, що необхідна для розробки Плану захисту енергосистеми, а ОСП має забезпечити її конфіденційність.
2.8. При виконанні Плану захисту енергосистеми ОСП може залучати користувачів системи передачі/розподілу в рамках заходів, які передбачені пунктом 2.3 цієї глави, та протягом часу відповідно до ситуації, яка склалась в енергосистемі.
2.9. У доповнення до заходів захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту відповідно до пунктів 3.2 - 3.3, підпункту 3.4.1 пункту 3.4 глави 3 цього розділу ОСП повинен активувати процедуру Плану захисту енергосистеми, якщо:
система залишається в аварійному режимі після застосування всіх необхідних коригувальних дій і відсутні доступні заходи для відновлення нормального режиму системи;
аналіз операційної безпеки вказує на необхідність застосування відповідних заходів з Плану захисту енергосистеми додатково до активованих коригувальних дій.
2.10. Під час застосування ОСП Плану захисту енергосистеми користувач системи передачі/розподілу зобов’язаний без будь-якої затримки виконувати інструкції та процедури згідно з Планом захисту енергосистеми, відповідні оперативні команди і розпорядження ОСП.
2.11. Активація заходів, визначених у Плані захисту енергосистеми, які мають вплив на системи передачі суміжних держав, має бути узгоджена з відповідним ОСП суміжної держави.
2.12. Принципи взаємодії ОСП з упровадження заходів Плану захисту енергосистеми з ОСП суміжних держав визначаються у відповідних операційних угодах, що стосуються питань операційної безпеки та регламентують умови паралельної роботи енергосистем цього ОСП.
ОСП, за відповідним запитом суміжного ОСП в аварійному режимі, повинен надати через міждержавні перетини будь-яку посильну допомогу суміжному ОСП, що подав запит, за умови, що це не призведе до аварійного режиму або режиму системної аварії в системі передачі або в енергосистемах суміжних держав.
Якщо допомогу необхідно надавати через міждержавні лінії електропередачі постійного струму, вона може полягати у здійсненні таких дій з урахуванням технічних характеристик і здатності системи ПСВН:
заходи з ручного регулювання передаваної активної потужності, щоб допомогти ОСП в аварійному режимі привести перетоки потужності в межі операційної безпеки або частоту суміжної синхронної області - у межі частоти системи в передаварійному режимі;
функції автоматичного регулювання передаваної активної потужності на основі сигналів і критеріїв;
автоматичне регулювання частоти при роботі в острівному режимі;
регулювання напруги та реактивної потужності;
будь-які інші доцільні дії.
2.13. ОСП може відключити будь-який елемент системи передачі, що має вплив на паралельну роботу енергосистеми суміжних держав, з дотриманням таких вимог:
відключення має бути узгоджене з ОСП суміжної держави;
відключення не призведе до аварійного режиму або режиму системної аварії в енергосистемах суміжних держав.
2.14. За виняткових обставин, що включають порушення меж операційної безпеки, для запобігання ризикам загрози життю і здоров’ю персоналу або ймовірності пошкодження обладнання ОСП може без узгодження ОСП суміжної держави відключити будь-який елемент системи передачі, що має транскордонний вплив, у тому числі міждержавну лінію електропередачі. Протягом 30 днів після інциденту ОСП має підготувати звіт, що містить детальне пояснення про обґрунтованість, реалізацію та наслідки таких дій, та надати його Регулятору, а також відповідним ОСП (принаймні англійською мовою) та користувачам системи передачі/розподілу, що зазнали впливу від такого відключення.
2.15. Загальний порядок дій та взаємодії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальники послуг із захисту під час ліквідації аварійних режимів (у тому числі при настанні надзвичайної ситуації в ОЕС України) повинен бути спрямований на:
запобігання розвитку аварійного режиму;
відновлення в найкоротший термін електроживлення споживачів та якості електричної енергії;
зняття в найкоротший термін обмежень з допустимих величин навантажень контрольованих перетинів та джерел генерації;
створення максимально надійної післяаварійної схеми електричної мережі або окремих її частин;
з’ясування стану устаткування, відключення якого відбулося під час аварійної або надзвичайної ситуації в ОЕС України, і можливості введення його в роботу.
Користувачі системи передачі/розподілу, задіяні в заходах, що передбачені Планом захисту енергосистеми, повинні діяти відповідно до погоджених з РДЦ ОСП інструкцій.
2.16. Для запобігання порушенню операційної безпеки разом з упровадженими коригувальними діями, що передбачені розділом V цього Кодексу, за результатами проведення аналізу операційної безпеки ОСП повинен впроваджувати заходи Плану захисту енергосистеми, залучаючи користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту в обсягах та тривалістю, які необхідні для забезпечення надійного режиму роботи енергосистеми.
ОСП залучає користувачів системи передачі/розподілу до виконання Плану захисту енергосистеми шляхом:
регулювання поточної потужності генеруючих одиниць;
включення/відключення генеруючих одиниць;
зміни режиму роботи УЗЕ;
застосування заходів з обмеження споживання (ГОЕ, ГОП) при виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України.
2.17. У разі загрози настання форс-мажорних обставин, що за своїм спрямуванням та розвитком можуть спричинити аварійний режим роботи системи передачі, ОСП вживає заходів щодо запобіганню або мінімізації його наслідків шляхом:
надання відповідного попередження про впровадження Плану захисту енергосистеми суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України за ієрархічною структурою та, у разі загрози настання системної аварії, інформування Регулятора, відповідних центральних та місцевих органів виконавчої влади про характер ймовірної загрози, силу її впливу та прогнозну тривалість;
приведення резервних пунктів управління, каналів зв’язку, джерел резервного живлення у стан підвищеної готовності;
приведення схеми електричної мережі до схеми нормального режиму.
Дії щодо виконання зазначених заходів, які є заходами раннього попередження та реагування, а також порядок взаємодії з центральними органами виконавчої влади, на яких покладені функції координації з ліквідації наслідків впливу форс-мажорних обставин, мають бути визначені відповідними інструкціями суб’єктів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України.
3. Заходи Плану захисту енергосистеми
3.1. Заходи захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту:
1) автоматичні протиаварійні заходи з захисту енергосистеми здійснюються пристроями релейного захисту та автоматики обладнання електричних мереж, а також системами ПА ОЕС України.
Пристрої РЗА та ПА діють без втручання оперативного персоналу та мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів щодо чутливості, швидкодії, вибірковості та надійності;
2) ПА повинна забезпечувати в ОЕС України:
попередження часткового чи повного знеструмлення енергосистеми;
попередження втрати стійкості електростанцій, енергосистеми або її частини;
усунення асинхронних режимів;
обмеження зниження/підвищення частоти або напруги;
3) автоматичне запобігання та/або ліквідація порушення стійкості ОЕС України, зокрема, забезпечуються такими видами ПА:
автоматичне запобігання порушенню стійкості (АЗПС);
автоматична ліквідація асинхронних режимів (АЛАР);
автоматичне обмеження зниження/підвищення частоти (АОЗЧ/АОПЧ);
автоматичне обмеження зниження/підвищення напруги (АОЗН/АОПН);
автоматичне обмеження перевантаження обладнання (АОПО);
автоматичне частотне розвантаження (АЧР);
спеціальна автоматика відключення навантаження (САВН);
автоматичне виділення блока електростанції на власні потреби (АВВП);
автоматичне відділення на збалансоване навантаження електростанцій (АВЗН);
4) пристрої ПА, що призначені для АЗПС, повинні виявляти аварійне збурення за фактом фіксації:
перевищення заданого порога зміни електричних параметрів контрольованої мережі (потужності, струму або кута між векторами фаз напруги);
перевищення заданого значення частоти чи напруги або швидкості їх зміни в точках електричної мережі, що контролюються ПА;
наявності та параметрів несиметрії електричної мережі;
спрацювання пристроїв релейного захисту;
вимикання/вмикання вимикачів, що контролюються ПА.
За зазначеними параметрами та/або подіями або їх сукупністю пристроями АЗПС формуються керуючі дії та передаються на виконавчі пристрої.
Аварійне збурення зазначених параметрів і подій, керуючі дії ПА та реакція на них виконавчих пристроїв мають автоматично фіксуватися в реальному часі реєстраторами аварійних подій;
5) АОЗЧ або АОПЧ мають забезпечувати живучість ОЕС України в разі виникнення в енергосистемі чи окремих її частинах дефіциту або профіциту активної потужності, внаслідок чого частота відхиляється за межі мінімального або максимального допустимого значення.
АЧР є одним із видів АОЗЧ і спрямоване на ліквідацію дефіциту активної потужності в енергосистемі або її окремій частині за рахунок відключення частини споживачів у заздалегідь визначених обсягах та черговості;
6) АОЗН або АОПН має забезпечувати автоматичне регулювання напруги за допомогою використання оперативно керованих енергоблоків, УЗЕ, перемикачів відгалужень автотрансформаторів під навантаженням, пристроїв повздовжнього та поперечного регулювання, засобів компенсації реактивної потужності, а також включення/відключення шунтувальних реакторів або ліній електропередачі;
7) пристрої АЛАР мають забезпечувати виявлення та ліквідацію асинхронних режимів окремих генераторів, електростанцій та/або частин енергосистеми та установлюватися на елементах мережі, що пов’язують окремі частини енергосистеми, по яких можливий асинхронний режим у точках, що забезпечують мінімізацію небалансу після ділення, і діяти на припинення асинхронного режиму зміною балансу активної потужності або діленням енергосистеми на несинхронно працюючі частини з забороною всіх видів АПВ вимкнених повітряних ліній;
8) САВН має забезпечувати:
збереження стійкості в контрольованих внутрішніх і міждержавних перетинах під час їх роботи з недостатнім (нижче нормативного) запасом стійкості при відключенні найбільш завантажених повітряних ліній перетину або генерації в дефіцитній частині;
ліквідацію (попередження) технологічних порушень в ОЕС України в разі недопустимого зниження напруги;
ліквідацію недопустимого струмового перевантаження обладнання електричних мереж напругою 110 кВ і вище;
9) АВВП та АВЗН мають забезпечити живучість електростанції, оснащеної цією автоматикою, для подальшого розвороту енергоблоків інших електростанцій ОЕС України;
10) основні керуючі дії систем ПА, що забезпечують запобігання та/або ліквідацію порушення стійкості ОЕС України, відповідно до призначення системи ПА спрямовуються на:
розвантаження/завантаження за активною та реактивною потужністю генеруючих одиниць, УЗЕ;
відключення/включення генераторів, УЗЕ;
вимкнення навантаження;
ділення енергосистеми;
виділення енергоблока на власні потреби;
виділення електростанції на збалансоване навантаження;
11) оперативний персонал користувачів системи передачі/розподілу не повинен втручатися в роботу пристроїв РЗА та ПА. Порядок дій оперативного персоналу у разі відмови автоматичних пристроїв ПА визначається Планом захисту енергосистеми.
3.2. Заходи, що застосовуються при зниженні частоти:
1) у разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,8 Гц, незважаючи на вичерпання РПЧ та дію аРВЧ, ОСП має невідкладно:
з’ясувати причини зниження частоти та оцінити потреби в регулюванні потужності для її відновлення;
підняти навантаження генераторів, використовуючи обертовий резерв;
задіяти необхідні резерви потужності;
2) у разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,6 Гц, незважаючи на вжиті заходи, ОСП має здійснити такі заходи:
запустити резервні гідроагрегати;
перевести оборотні гідроагрегати ГАЕС з насосного режиму до генераторного;
перевести гідроагрегати в режим генерації активної потужності, якщо вони працювали в режимі СК;
збільшити генерацію електричної потужності теплових електростанцій, що працюють у теплофікаційному режимі, за рахунок зменшення теплового навантаження в допустимих межах експлуатації теплових мереж;
завантажити енергоблоки до максимально допустимих меж;
тимчасово перевантажити елементи електричних мереж до максимально допустимих меж;
ввести в роботу зупинені генеруючі одиниці, котли та турбіни яких ще перебувають у гарячому стані;
відкласти планове технічне обслуговування генеруючих одиниць, УЗЕ;
ввести (протягом часу аварійної готовності) в роботу обладнання електричних мереж, що впливає на величину та надійність видачі потужності електростанцій;
підготувати схеми мережі 110/150 кВ для застосування СГАВ;
3) якщо частота в ОЕС України не відновлюється до значення рівного або більшого ніж 49,6 Гц, незважаючи на попередньо вжиті протиаварійні заходи, ОСП має вжити надзвичайні заходи щодо примусового зменшення величини споживаної потужності.
4) у разі зниження частоти в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,2 Гц відновлення частоти має здійснюватися в найкоротший термін шляхом виконання таких заходів:
вимкнення споживачів дією АЧР;
вимкнення споживачів шляхом застосування САВН, СГАВ;
відключення від мережі або виділення на збалансоване навантаження певних видів генерації при рівнях частоти, яка є небезпечною для обладнання генеруючих одиниць;
5) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються при зниженні частоти, має відбуватися згідно з Планом захисту енергосистеми.
3.2.1. Схема автоматичного регулювання у випадку зниження частоти, передбачена Планом захисту енергосистеми, повинна містити АЧР при зниженні частоти та налаштування режиму (LFSM-U) в області РЧП ОСП.
У Плані захисту енергосистеми ОСП повинен передбачити активацію режиму (LFSM-U) перед активацією АЧР при зниженні частоти, якщо це дозволяє швидкість зміни частоти.
3.2.2. ОСП і ОСР перед активацією АЧР повинні передбачити, щоб УЗЕ, що підключені до їх мереж та здійснюють відбір електричної енергії:
автоматично перемикалися в режим відпуску впродовж періоду часу та з уставкою активної потужності, встановленими ОСП у Плані захисту енергосистеми;
або
якщо УЗЕ не здатна перемикатися впродовж періоду часу, встановленого ОСП у Плані захисту енергосистеми, автоматично відключати таку УЗЕ, що діє як навантаження.
3.2.3. ОСП повинен встановити у Плані захисту енергосистеми порогові значення частоти, за яких має відбуватися автоматичне перемикання або відключення УЗЕ. Такі порогові значення частоти повинні бути нижчі або дорівнювати граничній частоті системи передачі, що знаходиться в аварійному режимі і повинні бути вищі за граничну частоту обов’язкового початкового рівня відключення навантаження.
Перш ніж активувати схему автоматичного відключення навантаження при зниженні частоти, і за умови, що це дозволяє швидкість зміни частоти, ОСП повинен безпосередньо або через відповідного ОСР надавати оперативні команди постачальникам послуг із захисту щодо активації управління попитом на електричну енергію, та:
перемкнути УЗЕ, що діють як навантаження, у режим відпуску з уставкою активної потужності, встановленою ОСП у Плані захисту енергосистеми;
або
якщо УЗЕ не здатна перемикатися настільки швидко, щоб стабілізувати частоту, відключити таку УЗЕ у ручному режимі.
3.2.4. У разі впровадження АЧР при зниженні частоти ОСП та ОСР повинен:
1) уникати встановлення навмисної затримки часу на додачу до часу спрацювання реле й автоматичних вимикачів;
2) мінімізувати відключення генеруючих одиниць, особливо тих, що забезпечують інерцію;
3) обмежити ризик того, що схема призведе до відхилень перетоків потужності та відхилень напруги за межі операційної безпеки.
Якщо ОСР не може виконати зазначені вимоги в пунктах 2 і 3, він повинен повідомити ОСП і запропонувати вимогу, яка має застосовуватися. ОСП спільно з ОСР повинні встановити застосовні вимоги на основі спільного аналізу витрат і вигід.
3.2.5. АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми може передбачати відключення навантаження на основі градієнта частоти за умови, що АЧР:
1) активується тільки:
коли відхилення частоти перевищує максимальне відхилення частоти в усталеному режимі, а градієнт частоти перевищує значення при еталонному інциденті;
доки частота не досягне частоти обов'язкового початкового рівня відключення навантаження,
2) відповідає вимогам пункту 3.6 глави 3 розділу III цього Кодексу;
3) необхідне та виправдане для ефективного підтримання операційної безпеки.
3.2.6. Якщо АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми передбачає відключення нетто навантаження на основі градієнта частоти, як описано в пункті 3.2.5 цієї глави, ОСП повинен подати Регулятору, протягом 30 днів з моменту впровадження, звіт з детальним поясненням причин, ходу впровадження та наслідків такого заходу.
3.2.7. ОСП може передбачити в АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми додаткові кроки відключення нетто навантаження нижче обов'язкового кінцевого рівня відключення навантаження згідно з вимогами пункту 3.6 глави 3 розділу III цього Кодексу.
3.2.8. ОСП має право впроваджувати додаткові схеми захисту системи, які активуються при частоті, що нижча або дорівнює частоті обов'язкового кінцевого рівня відключення навантаження, і які спрямовані на пришвидшення процесу відновлення. ОСП повинен забезпечити, щоб такі додаткові схеми далі не погіршували частоту.
3.3. Заходи, що застосовуються при підвищенні частоти:
1) якщо частота в ОЕС України підвищується до значення вищого ніж 50,2 Гц, незважаючи на дію аРВЧ, ОСП має невідкладно:
з’ясувати причини підвищення частоти та оцінити потреби в регулюванні потужності для її відновлення;
знизити навантаження генераторів, використовуючи обертовий резерв;
зупинити гідроагрегати ГАЕС, що працюють у режимі генератора, та/або запустити їх у насосний режим;
розвантажити генеруючі одиниці, що виробляють електричну енергію з альтернативних джерел енергії;
визначити можливість тимчасового перевантаження елементів електричних мереж до максимально допустимих меж;
2) якщо, незважаючи на попередньо вжиті заходи, частота в ОЕС України підвищується вище 50,3 Гц, її відновлення здійснюється в найкоротший строк шляхом:
відключення працюючих гідроагрегатів;
відключення генеруючих одиниць, що виробляють електричну енергію з альтернативних джерел енергії;
відключення енергоблоків теплових електростанцій та розвантаження атомних електростанцій;
3) якщо, незважаючи на вжиті заходи, частота в ОЕС України підвищується вище 50,5 Гц, ОСП повинен ураховувати спрацьовування ПА на відключення частини енергоблоків атомних електростанцій та застосувати заходи для недопущення можливого аварійного зниження частоти у разі такого спрацювання;
4) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються при підвищенні частоти, має відбуватися згідно з Планом захисту енергосистеми.
3.3.1. Схема автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти Плану захисту енергосистеми повинна призводити до автоматичного зниження загальної активної потужності, що подається в кожну область регулювання.
3.3.2. ОСП, після консультацій з ОСП синхронної області, повинен визначити наступні параметри схеми автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти:
порогові значення частоти для її активації;
коефіцієнт зниження інжекції активної потужності.
3.3.3. ОСП повинен розробити схему автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти з урахуванням можливостей генеруючих одиниць у LFSM-O та УЗЕ у своїй області регулювання. Якщо LFSM-O відсутній або недостатній для виконання вимог підпункту 3.3.2 цього пункту, ОСП повинен додатково налаштувати покрокове лінійне відключення генеруючих потужностей у своїй області регулювання частоти та потужності. ОСП також повинен встановити максимальний розмір кроків відключення генеруючих одиниць та/або систем ПСВН після консультацій з ОСП синхронної області.
3.4. Заходи, що застосовуються у разі відхилення напруги:
1) при зниженні напруги в контрольних точках ОЕС України нижче мінімальної межі припустимих діапазонів, що визначені відповідно до пункту 9.3 глави 9 розділу V цього Кодексу, що призводить до порушення меж операційної безпеки та спричиняє виникнення аварійного режиму, ОСП має невідкладно з’ясувати причини зниження напруги та здійснити один або декілька з таких заходів:
відключення частини шунтувальних реакторів;
підвищення напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними РПН;
зміна топології мережі ОЕС України;
підвищення видачі реактивної потужності генеруючими одиницями;
переведення агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим генерації;
переведення УЗЕ в режим відпуску;
переведення частини гідрогенераторів у режим СК;
направлення запиту до ОСП суміжних держав щодо підвищення рівня напруги у прилеглих до міждержавного перетину підстанціях;
примусове зменшення електроспоживання у вузлах (їх аварійне розвантаження) при зниженні напруги у вузлах до недопустимих значень;
2) при підвищенні напруги в системі передачі вище максимальної межі допустимих діапазонів, які визначені відповідно до пункту 9.3 глави 9 розділу V цього Кодексу, що призводить до порушення меж операційної безпеки та спричиняє виникнення аварійного режиму роботи енергосистеми системи передачі, ОСП має невідкладно з’ясувати причини підвищення напруги та здійснити один або декілька з таких заходів:
включення шунтувальних реакторів;
зниження напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними РПН;
зміна топології мережі ОЕС України;
зниження видачі реактивної потужності генеруючими одиницями;
відключення гідрогенераторів, працюючих у режимі СК;
переведення агрегатів ГАЕС з режиму відпуску електричної енергії в мереж у насосний режим;
переведення УЗЕ в режим відбору.
3) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються у разі відхилення напруги, має відбуватися відповідно до Плану захисту енергосистеми.
3.4.1. Автоматична схема проти лавиноподібного падіння напруги Плану захисту енергосистеми може включати в себе одну або більше таких схем, залежно від результатів оцінювання безпеки системи ОСП:
схема відключення навантаження при зниженні напруги;
схема блокування перемикача відгалужень під навантаженням;
схеми захисту системи для управління напругою.
3.4.2. Крім випадків, коли за результатами оцінювання відповідно до підпункту 3.4.1 цього пункту необов'язково впроваджувати схему блокування, щоб запобігти лавиноподібному падінню напруги в області регулювання ОСП, ОСП повинен встановити умови, за яких перемикач відгалужень під навантаженням блокуватиметься, у тому числі принаймні:
метод блокування (на місці чи віддалено з диспетчерського пункту);
порогове значення напруги в точці приєднання;
напрямок перетоку реактивної потужності;
максимальний часовий інтервал між виявленням порогового значення та блокуванням.
3.5. Заходи, що застосовуються для захисту енергосистеми шляхом регулювання споживання електричної енергії та потужності:
1) при розробленні Плану захисту енергосистеми ОСП має врахувати протиаварійні заходи з примусового зменшення величини споживаної електричної енергії та/або потужності або відключення користувачів системи передачі/розподілу для упередження порушення сталої роботи енергосистеми та надзвичайні заходи у разі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України, згідно з вимогами глави 14 розділу V цього Кодексу;
2) при практичній реалізації Плану захисту енергосистеми шляхом застосування різних, але рівних за кінцевим ефектом заходів, перевага має надаватися заходам, що не передбачають аварійні обмеження споживання електричної енергії та/або потужності;
3) протиаварійні заходи з примусового зменшення величини споживаної електричної енергії та/або потужності для упередження та усунення порушення сталої роботи ОЕС України застосовуються у разі перевищення допустимих струмових навантажень елементів мережі або порушення режимів граничних перетоків контрольованих перетинів та/або порушення балансу виробництва та споживання потужності в ОЕС України або окремих її частинах, що супроводжується зниженням частоти і напруги, та призводить до аварійного режиму.
Якщо реалізація протиаварійних заходів відповідно до Плану захисту енергосистеми виявилася неефективною, при виникненні хоча б одного з наведених у пункті 14.2 глави 14 розділу V цього Кодексу критеріїв настання надзвичайної ситуації в ОЕС України застосовуються надзвичайні заходи, визначені у пункті 14.3 глави 14 розділу V цього Кодексу;
4) заходи, зазначені у підпункті 3 цього пункту, можуть реалізовуватись шляхом:
автоматичного відключення навантаження (АЧР, САВН, локальні пристрої ПА);
обмеження (часткового зменшення) величини споживаної електричної енергії та/або потужності на вимогу ОСП (ГОЕ, ГОП);
оперативного (ручного) відключення навантаження оперативним персоналом ОСП або ОСР за оперативною командою ОСП (ГАВ, ГПВ).
Зазначені у цьому пункті заходи можуть застосовуватися окремо або одночасно в будь-якій комбінації.
3.6. Заходи, що застосовуються у разі порушення синхронного режиму роботи окремих частин ОЕС України та/або електростанцій:
1) асинхронний режим роботи в ОЕС України виникає у разі порушення статичної або динамічної стійкості, спричиненого одним або декількома з таких факторів:
перевантаження елементів перетинів основної мережі понад рівень, максимально допустимий за умов стійкості;
аварійне відключення генеруючої одиниці значної потужності;
коротке замикання не усунене за розрахунковий час внаслідок відмови комутаційних апаратів або пристроїв РЗА;
відмова або недостатня ефективність дії ПА;
несинхронне включення ліній електропередачі або генераторів;
робота енергосистеми або її частини з недопустимо низькою напругою на генераторах і в основній мережі;
відключення одного або кількох завантажених елементів перетинів основної мережі;
робота з недопустимо низькою частотою;
2) у разі виникнення в ОЕС України коливань струму, напруги та активної потужності диспетчер повинен вжити заходів для їх припинення відповідно до Плану захисту енергосистеми;
3) у разі асинхронного режиму роботи електростанцій відносно енергосистеми асинхронний режим має ліквідуватись автоматикою АЛАР шляхом зниження її генерації або відключення ЛЕП видачі потужності;
4) у разі порушення стійкості окремих частин енергосистеми асинхронний режим має ліквідуватися АЛАР через відділення цих частин від основної мережі в точках встановлення пристроїв АЛАР;
5) у разі відмови або відсутності пристроїв АЛАР черговий персонал електростанцій та підстанцій самостійно (через 1 - 2 хвилини) виконує розділення енергосистеми відповідно до інструкцій Плану захисту енергосистеми;
6) при виникненні незагасаючих коливань потужності через несправність або некоректну роботу систем збудження генеруючої одиниці оперативний персонал генеруючої одиниці має самостійно розвантажити по активній потужності та завантажити по реактивній потужності генеруючу одиницю до ліквідації незагасаючих коливань та негайно повідомити про це ОСП.
3.7. Процедура регулювання перетоків потужності Плану захисту енергосистеми повинна передбачати комплекс заходів для регулювання перетоків потужності поза межами операційної безпеки.
3.8. ОСП має право встановлювати уставку активної потужності, яку повинен підтримувати кожен значний користувач, задіяний у Плані захисту енергосистеми, за умови урахування технічних обмежень значного користувача. ОСП має право встановлювати уставку активної потужності, яку повинен підтримувати кожен постачальник послуг із захисту, за умови, що такий захід застосовується до них відповідно до Плану захисту енергосистеми, якщо така уставка враховує технічні обмеження постачальників послуг із захисту. Значні користувачі та постачальники послуг із захисту повинні невідкладно виконувати інструкції, видані ОСП прямо або опосередковано через ОСР, і повинні підтримувати відповідний стан до отримання подальших інструкцій. У разі видачі прямих інструкцій ОСП повинен невідкладно повідомити про це відповідним ОСР.
3.9. ОСП має право відключати значних користувачів і постачальників послуг із захисту прямо або опосередковано через ОСР. Значні користувачі і постачальники послуг із захисту повинні залишатися відключеними до отримання подальших інструкцій. У разі прямого відключення значного користувача ОСП повинен невідкладно повідомити про це відповідним ОСР. Упродовж 30 днів з моменту події ОСП повинен підготувати звіт із докладним поясненням причин, ходу реалізації та впливу такої дії та подати його Регулятору.
3.10. Для регулювання планового сальдо-перетоку потужності по міждержавних перетинах ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію аварійної допомоги від ОСП суміжних держав;
коригування погодженого графіка обміну електричної енергії;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, СГАВ.
3.11. Для регулювання перетоку по внутрішніх контрольованих перетинах ОЕС України ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць, що мають найбільший вплив на контрольований перетин;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, САВН, СГАВ.
3.12. При перевищенні допустимої величини видачі потужності електростанцією або окремими генеруючими одиницями типу C та D у ремонтних (післяаварійних) схемах прилеглої мережі ОСП повинен:
перевірити коректну роботу автоматики з розвантаження та/або відключення генеруючої одиниці (у разі її спрацювання);
оперативно розвантажити генеруючу одиницю до заданої величини потужності.
При перевищенні видачі потужності електростанцією або окремою генеруючою одиницею персонал електростанції має негайно повідомити про це ОСП.
3.13. Для недопущення перевантаження елемента системи передачі по струму ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць, що мають найбільший вплив на елемент мережі;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, САВН, СГАВ.
4. Відновлення режиму роботи енергосистеми після режиму системної аварії
4.1. Якщо реалізація заходів Плану захисту енергосистеми виявилася неефективною, розвиток аварійного режиму може призвести до режиму системної аварії.
4.2. Залежно від масштабів системної аварії може мати місце часткове (місцеве) знеструмлення, коли припинено роботу лише частини енергосистеми, або повне знеструмлення, коли знеструмлено всю енергосистему. В обох випадках пріоритетними є дії з якнайшвидшого повного відновлення нормального режиму роботи енергосистеми.
4.3. ОСП має забезпечувати вжиття всіх необхідних заходів, що дозволять швидко та ефективно відновити роботу енергосистеми в разі часткового чи повного знеструмлення.
4.4. Відновлення режиму роботи ОЕС України після системної аварії має здійснюватися відповідно до Плану відновлення, який є складовою частиною Плану захисту енергосистеми.
4.5. Для відновлення ОЕС України використовуються генеруючі одиниці та об’єкти диспетчеризації ОСП та ОСР, які визначені у Плані відновлення. При настанні системної аварії персонал генеруючої одиниці має приступити до підготовчих операцій з пуску енергоблоків визначених генеруючих одиниць. ОСП та ОСР мають приступити до підготовки мережі для відновлення роботи ОЕС України чи окремої її частини. Синхронізація енергоблоків з ОЕС України та набір їх навантаження здійснюється тільки за оперативною командою ОСП.
4.6. Відновлення роботи енергосистеми може бути здійснено за участю та з використанням:
усіх наявних електростанцій, здатних до автономного пуску, для подачі живлення в частину ОЕС України (електростанції пуску після системної аварії) на підставі договорів про надання допоміжних послуг із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій;
усіх наявних електростанцій (енергоблоків), здатних до продовження живлення своїх власних потреб після відключення від електричної мережі;
усіх наявних електростанцій, здатних до продовження живлення виділеного вузла навантаження;
елементів системи передачі та систем розподілу, які мають забезпечити синхронізацію окремих частин ОЕС України та підключення до них вузлів навантаження;
технічних можливостей енергосистем суміжних держав;
наявних засобів телекомунікації та джерел резервного живлення користувачів системи передачі/розподілу, які визначені у Плані відновлення.
4.7. Відновлення роботи ОЕС України або її частини шляхом використання електропостачання із зовнішнього джерела можна здійснювати лише за наявності розгалужених електричних зв’язків з енергосистемами суміжних держав та укладених ОСП з операторами синхронної області регулювання відповідних угод щодо забезпечення електропостачання для відновлення ОЕС України або її частини (регіону) у разі знеструмлення під час системної аварії в ОЕС України.
З цією метою ОСП повинен визначити можливість електропостачання від енергосистем суміжних держав та укласти відповідні угоди щодо забезпечення електропостачання у разі знеструмлення під час системної аварії в ОЕС України.
Порядок взаємодії та проведення консультацій з ОСП суміжних держав у процесі складання та/або перегляду ОСП Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення для можливості надання аварійної допомоги в рамках відповідних операційних угод, регіональної координації визначається відповідно до вимог цього Кодексу.
5. Порядок розробки та застосування Плану відновлення
5.1. План відновлення розробляється та затверджується ОСП після консультацій з ОСР, значними користувачами, Регулятором, суміжним ОСП та іншим ОСП його синхронної області, доводиться до відома всіх визначених ним учасників та підлягає перегляду не рідше одного разу на 5 років, крім випадків перегляду у разі:
введення в експлуатацію нових генеруючих одиниць, які можуть бути задіяні у відновленні енергосистеми;
виведення з експлуатації генеруючих одиниць, які були задіяні у відновленні енергосистеми;
приєднання нових значних користувачів до мереж ОСП, які мають вплив на його реалізацію;
зміни конфігурації мереж ОСП, що на нього впливає;
введення в експлуатацію нових міждержавних ліній електропередачі, що на нього впливає.
5.2. План відновлення має передбачати найбільш імовірні прогнозні варіанти ліквідації системної аварії в ОЕС України або її частинах, у тому числі внаслідок негативного впливу явищ природного та техногенного характеру.
Під час розроблення Плану відновлення ОСП повинен враховувати принаймні такі елементи:
режими (параметри) та можливості навантаження і генерації;
конкретні потреби значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження та відновлення електропостачання;
характеристики електричної мережі системи передачі та електричних мереж приєднаних систем розподілу.
5.3. Відновлення роботи ОЕС України або її частин має бути гнучким і передбачати альтернативні шляхи ліквідації системної аварії, а також обов’язкове резервування (дублювання) обладнання, що використовується в ліквідації системної аварії.
5.4. При визначенні шляхів відновлення після системної аварії керуються такими вимогами:
наявність альтернативних шляхів відновлення з незалежних джерел для кожного об’єкта;
пропускна спроможність шляху відновлення забезпечує мінімальну потужність, необхідну для відновлення роботи об’єкта;
відсутність можливості виникнення самозбудження синхронних енергоблоків у разі включення розвантаженої магістральної лінії;
відсутність можливості підвищення рівнів напруги вище допустимих значень у системі передачі під час визначення шляхів відновлення;
забезпечується необхідна чутливість пристроїв релейного захисту;
забезпечується необхідний резерв активної потужності для регулювання частоти в енергосистемі в допустимих межах;
забезпечується можливість управління навантаженням.
5.5. План відновлення має містити:
умови його активації;
порядок отримання інформації від користувачів системи передачі/розподілу, включених до нього, зокрема постачальників послуг з відновлення, щодо оперативного та технічного стану генеруючих одиниць, елементів електричних мереж та засобів телекомунікації, що беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми;
дії ОСП з його активації;
заходи, що підлягають консультаціям та координації в режимі реального часу з ОСП суміжних держав;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСП на його установках;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСР, і перелік ОСР, відповідальних за впровадження відповідних заходів у системі розподілу;
перелік заходів, що слід впровадити значним користувачам, та перелік значних користувачів, відповідальних за впровадження відповідних заходів на своєму устаткуванні;
перелік значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), визначених з дотриманням вимог порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого Кабінетом Міністрів України, до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження та відновлення електропостачання, та умов їх відключення та відновлення електропостачання;
перелік підстанцій, що задіяні в заходах з відновлення ОЕС України;
перелік електростанцій в області регулювання ОСП, необхідних для відновлення живлення в ОЕС України або її частині з використанням висхідної стратегії відновлення електропостачання, здатних до автономного пуску, швидкої повторної синхронізації та острівного режиму роботи;
кінцеві терміни виконання кожного заходу з відновлення;
процедуру повторної синхронізації;
процедуру регулювання частоти;
процедуру відновлення електропостачання;
порядок призначення відповідального за управління частотою при відновленні синхронної роботи енергосистеми;
можливі варіанти відновлення за допомогою: електростанцій, здатних до автономного пуску, для подачі живлення в енергосистему (електростанції пуску після системної аварії); електростанцій (енергоблоків), здатних до продовження живлення своїх власних потреб після відключення від електричної мережі; електростанцій, здатних до продовження живлення виділеного вузла навантаження; енергосистем суміжних держав;
схемно-режимні заходи реалізації заходів з відновлення ОЕС України;
вимоги щодо балансування навантаження з метою підтримання відповідних рівнів напруги та частоти в кожному окремому енерговузлі енергосистеми;
вимоги щодо забезпечення можливості відключення релейним захистом пошкодженого елементу мережі у процесі відновлення ОЕС України та її частин;
перелік місць синхронізації на основних транзитних зв’язках між регіонами ОЕС України, а також між ОЕС України та енергосистемами суміжних держав;
вимоги до засобів телекомунікації, у тому числі до сумісності систем голосового зв’язку, та їх резервного живлення;
вимоги до диспетчерських центрів та підстанцій щодо їх забезпечення автономними резервними джерелами електропостачання з визначенням мінімального часу забезпечення безперервної роботи цих об’єктів від автономних джерел;
порядок дій оперативного персоналу у разі часткової або повної втрати диспетчерського та технологічного зв’язку під час ліквідації системної аварії.
Заходи, передбачені у Плані відновлення повинні відповідати таким принципам:
вони повинні мати мінімальний вплив на користувачів системи передачі/розподілу;
вони повинні бути економічно ефективними;
тільки необхідні заходи підлягають активації;
вони не повинні призводити до аварійного режиму або режиму системної аварії в суміжних об’єднаних системах передачі.
5.6. ОСП повинен попередньо повідомляти про заходи з відновлення режиму роботи енергосистеми, що будуть міститися у Плані відновлення включно з кінцевими термінами їх впровадження, на опрацювання ОСР, відповідним користувачам системи передачі/розподілу, які будуть задіяні у відновленні енергосистеми, зокрема постачальникам послуг з відновлення, які приєднані безпосередньо до системи передачі з метою підготовки їх електроустановок до реалізації заходів Плану відновлення.
5.7. РДЦ ОСП та кожен із користувачів системи передачі/розподілу, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, зокрема постачальники послуг з відновлення, мають на підставі Плану відновлення складати відповідні місцеві (регіональні) Плани відновлення та/або відповідні інструкції, які визначають координацію дій власного оперативного персоналу з оперативним персоналом інших суб’єктів господарювання, які беруть участь у цьому процесі, та послідовність дій з відновлення на підпорядкованих об’єктах.
У випадках, передбачених законодавством, ОСП повинен безпосередньо повідомити значних користувачів, постачальників послуг з відновлення та ОСР, приєднаних до систем розподілу, і поінформувати відповідних ОСР про таке повідомлення.
У випадку коли ОСП повідомляє відповідного ОСР згідно з пунктом 5.6 цієї глави, ОСР, у свою чергу, повинен невідкладно повідомити значних користувачів, постачальників послуг з відновлення та ОСР, приєднаних до його системи розподілу, про заходи Плану відновлення, які вони повинні впровадити на їхніх відповідних електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.