Кожен повідомлений ОСР, значний користувачі і постачальник послуг з відновлення повинен:
впровадити повідомлені заходи 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;
підтримати заходи, впроваджені на його електроустановках.
5.8. Місцевий (регіональний) План відновлення має містити окремі вказівки щодо відновлення режиму роботи енергосистеми в умовах відсутності зв’язку з ОСП.
5.9. У разі внесення ОСП змін до Плану відновлення кожен із користувачів системи передачі/розподілу, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, зокрема постачальник послуг з відновлення, має привести у відповідність до цих змін місцеві (регіональні) Плани відновлення та/або інструкції в термін, встановлений ОСП у супровідному листі.
5.10. Інформація наведена у Плані відновлення є конфіденційною. Режим доступу користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, до цієї інформації з урахуванням їх участі у відновленні режиму роботи енергосистеми, визначає ОСП.
Користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, не мають права відмовити ОСП в наданні інформації, необхідної для розробки Плану відновлення, у тому числі віднесеної до конфіденційної інформації.
ОСП забезпечує конфіденційність інформації, отриманої від користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, що використовується ним для розробки Плану відновлення.
5.11. На запит ОСП відповідні користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, зобов’язані надати письмове підтвердження можливості режиму роботи генеруючого обладнання електростанцій:
що залишаються в роботі з виділенням генеруючого обладнання на власні потреби або здатних до продовження живлення виділеного енерговузла під час системної аварії;
здатних до автономного пуску.
На підставі інформації, отриманої від користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, ОСП складає перелік наявних генеруючих одиниць, що здатні до автономного пуску. У разі включення таких електростанцій до Плану відновлення вони мають надавати ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій.
Участь користувачів системи передачі/розподілу, що є ПДП, у відновленні функціонування ОЕС України після системної аварії здійснюється на засадах надання ДП відповідно до вимог цього Кодексу та на підставі договорів, укладених з ОСП згідно з Правилами ринку.
5.12. Користувачі системи передачі/розподілу мають терміново повідомляти ОСП про аварійні режими роботи їх електроустановок, настання явищ незворотної та непереборної сили, що можуть призвести до аварійної ситуації, наслідком якої може бути системна аварія.
6. Порядок активації та впровадження Плану відновлення
6.1. ОСП повинен впровадити процедури Плану відновлення в координації з ОСР та значними користувачами, визначеними у пункті 5.5 глави 5 цього розділу, зокрема постачальниками послуг з відновлення, у випадках якщо:
система передачі знаходиться в аварійному режимі згідно з умовами, визначеними у пункті 2.3 глави 2 розділу V цього Кодексу, як тільки система передачі буде стабілізована після активації заходів Плану захисту енергосистеми;
система передачі знаходиться в режимі системної аварії згідно з умовами, визначеними у пункті 2.4 глави 2 розділу V цього Кодексу.
У разі впровадження заходів Плану відновлення ОСП має оформити його відповідним чином в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП із зазначенням основних причин, часу настання та орієнтовного терміну дії системної аварії та передати інформацію для відповідного реагування суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України.
6.2. У процесі реалізації Плану відновлення ОСП повинен визначити та відслідковувати:
розмір та межі синхронізованої області або синхронізованих областей, що належать до його зони регулювання;
ОСП, з якими він поділяє синхронізовану область або синхронізовані області;
наявні резерви активної потужності області (областей) регулювання.
6.3. Активація заходів Плану відновлення, що мають значний вплив на енергосистеми суміжних держав, має бути узгоджена з відповідним ОСП суміжної держави.
6.4. Кожен ОСР та значний користувач, визначений у пункті 5.5 глави 5 цього розділу, зокрема кожен постачальник послуг з відновлення, повинен невідкладно та відповідно до процедур, визначених Планом відновлення, виконувати надані ОСП оперативні команди та розпорядження з його реалізації.
6.5. Користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, які отримали оперативні команди або розпорядження ОСП, мають діяти відповідно до місцевого (регіонального) Плану відновлення та/або інструкції із захисту окремих об’єктів електроенергетики.
У разі повного знеструмлення обладнання та за відсутності зв’язку ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, які задіяні у відновленні режиму роботи енергосистеми, мають діяти відповідно до місцевого (регіонального) Плану відновлення та/або інструкції із захисту окремих об’єктів електроенергетики.
6.6. Якщо за оцінкою ОСП ситуація потребує дій, що не передбачені Планом відновлення, ОСП має право вносити зміни до порядку та послідовності дій при відновленні режиму роботи енергосистеми та надавати відповідні оперативні команди та розпорядження користувачам системи передачі/розподілу, зокрема постачальникам послуг з відновлення, які задіяні в цьому процесі, з відповідною фіксацією таких оперативних команд та розпоряджень в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП.
6.7. ОСП завершує виконання заходів за Планом відновлення після заживлення власних потреб усіх електростанцій та включення генераторів електростанцій на синхронну роботу в ОЕС України, що дозволило заживити понад 50 % споживання в контрольованій ОСП області регулювання, та оформлює таке завершення відповідним записом в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП. Про завершення здійснення заходів за Планом відновлення ОСП невідкладно повідомляє користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, які брали участь у виконанні заходів Плану відновлення.
6.8. Подальша робота з ліквідації наслідків аварійної ситуації, що призвела до аварійного режиму або системної аварії, здійснюється згідно з Планом захисту енергосистеми та до досягнення мети, що визначена у пункті 2.2 глави 2 цього розділу.
7. Випробування на відповідність і періодичний перегляд Плану відновлення
7.1. ОСП повинен переглядати заходи свого Плану відновлення на основі випробувань методом комп'ютерного моделювання з використанням даних, отриманих від ОСР, визначених відповідно до пункту 5.5 глави 5 цього розділу, та постачальників послуг з відновлення, принаймні кожні п'ять років.
ОСП повинен визначити такі випробування методом моделювання у відповідній процедурі випробувань, що охоплює принаймні:
схему відновлення електропостачання постачальниками послуг з відновлення зі здатністю до автономного пуску або до роботи в острівному режимі;
живлення основних допоміжних систем генеруючих одиниць;
процес повторного підключення навантаження;
процес повторної синхронізації мереж в острівному режимі.
7.2. Якщо ОСП вважає за необхідне для забезпечення ефективності Плану відновлення, ОСП повинен провести випробування частин Плану відновлення в реальних умовах у координації з ОСР, визначеними відповідно до пункту 5.5 глави 5 цього розділу, та постачальниками послуг з відновлення. ОСП повинен визначити, після консультацій з ОСР та постачальниками послуг з відновлення, такі випробування в реальних умовах у відповідній процедурі випробувань.
7.3. ОСП повинен принаймні раз на 5 років переглядати свій План відновлення, щоб оцінити його ефективність.
7.4. ОСП повинен переглядати відповідні заходи свого Плану відновлення згідно з пунктом 7.1 цієї глави і перевіряти їхню ефективність перед будь-якою суттєвою зміною конфігурації мережі.
7.5. Якщо ОСП виявить необхідність у внесенні змін до заходів Плану відновлення, він повинен внести зміни до свого Плану відновлення та впровадити відповідні заходи свого Плану відновлення.
8. Відновлення електропостачання
8.1. Процедура відновлення електропостачання Плану відновлення повинна передбачати комплекс заходів, що дає змогу ОСП застосовувати:
низхідну стратегію відновлення електропостачання;
висхідну стратегію відновлення електропостачання.
Висхідна стратегія відновлення електропостачання процедури відновлення електропостачання повинна включати принаймні такі заходи:
управління відхиленнями напруги та частоти, пов'язаними з відновленням електропостачання;
моніторингу та регулювання роботи в острівному режимі;
повторної синхронізації областей з острівним режимом роботи.
8.2. ОСП, при впровадженні процедури відновлення електропостачання повинен визначити стратегію, яка підлягає застосуванню, беручи до уваги:
наявність джерел живлення, здатних забезпечити відновлення електропостачання в області регулювання;
очікувану тривалість і ризики можливих стратегій відновлення електропостачання;
стан електроенергетичної системи;
стан безпосередньо приєднаних систем, у тому числі стан міждержавних перетинів;
значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів);
можливість поєднання висхідної та низхідної стратегій відновлення електропостачання.
8.3. ОСП, при застосуванні низхідної стратегії відновлення електропостачання, повинен керувати приєднанням навантаження та генеруючих потужностей з метою регулювання частоти для досягнення номінальної частоти з максимальним допустимим значенням відхилення частоти в усталеному режимі.
ОСП повинен застосовувати умови приєднання навантаження та генеруючих потужностей, визначені відповідальним за управління частоти, якщо вона призначена відповідно до глави 10 цього розділу.
8.4. ОСП, при застосуванні висхідної стратегії відновлення енергопостачання, повинен керувати приєднанням навантаження та генеруючих потужностей з метою регулювання частоти до цільової частоти, встановленої відповідно до пункту 9.1.3 глави 8 цього розділу.
8.5. Під час відновлення електропостачання ОСП повинен, після консультацій з ОСР, встановити та повідомити величину нетто навантаження, що підлягає повторному підключенню до мереж систем розподілу.
ОСР повинен повторно підключити повідомлену величину нетто навантаження з дотриманням блокового навантаження та урахуванням автоматичного повторного підключення навантаження та генеруючих потужностей в його мережі.
8.6. ОСП повинен повідомити суміжного ОСП про свою здатність підтримувати низхідну стратегію відновлення електропостачання.
8.7. ОСП, при активації низхідної стратегії відновлення електропостачання, повинен звернутися до суміжного ОСП із запитом про підтримання відновлення електропостачання. Така підтримка може полягати в наданні допомоги в забезпеченні активною потужністю.
Суміжний ОСП, який отримав запит, повинен надати таку допомогу у відновленні електропостачання, крім випадків, коли це може призвести до аварійної ситуації або режиму системної аварії в їхніх системах. У такому разі ОСП, який звернувся із запитом, повинен використовувати висхідну стратегію відновлення електропостачання.
9. Регулювання частоти під час відновлення
9.1. Процедура регулювання частоти
9.1.1. Процедура управління частотою Плану відновлення, повинна передбачати комплекс заходів, спрямованих на відновлення частоти в системі до номінальної частоти.
9.1.2. ОСП повинен активувати свою процедуру регулювання частоти:
під час підготовки процедури повторної синхронізації, коли синхронна область поділена на кілька синхронізованих регіонів;
( Абзац другий підпункту 9.1.2 пункту 9.1 глави 9 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 )
у випадку відхилення частоти в синхронній області;
у випадку відновлення електропостачання.
9.1.3. Процедура регулювання частоти повинна принаймні включати:
перелік дій з налаштування регулятора частоти та потужності перед призначенням відповідальних за управління частоти;
призначення відповідальних за управління частоти;
встановлення цільової частоти у випадку застосування висхідної стратегії відновлення електропостачання;
регулювання частоти в разі відхилення частоти;
регулювання частоти після поділу синхронної області;
визначення величини навантаження і генеруючих потужностей, які підлягають повторному підключенню, з урахуванням доступних резервів активної потужності в синхронізованому регіоні, щоб уникнути значних відхилень частоти.
( Абзац сьомий підпункту 9.1.3 пункту 9.1 глави 9 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 )
9.2. Призначення відповідального за управління частотою
9.2.1. Під час відновлення системи, якщо синхронна область поділена на кілька синхронізованих зон, ОСП у кожному синхронізованому регіоні повинен призначити відповідального за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 цього пункту.
( Підпункт 9.2.1 пункту 9.2 глави 9 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 )
9.2.2. Під час відновлення системи, якщо синхронна область не поділена, але частота в системі перевищує граничні значення частоти для передаварійного режиму, ОСП у синхронній області повинен призначити відповідального за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 цього пункту.
9.2.3. ОСП з найвищим, оціненим у режимі реального часу К-фактором для області/блока РЧП, повинен бути призначений відповідальним за управління частотою, крім випадків, коли ОСП у синхронізованому регіоні або в синхронній області домовився призначити відповідальним за управління частотою іншого ОСП. У такому випадку ОСП у синхронізованому регіоні або синхронній області повинен враховувати такі критерії:
( Абзац перший підпункту 9.2.3 пункту 9.2 глави 9 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 )
обсяг доступних резервів активної потужності і, особливо, РВЧ;
вільну пропускну спроможність міждержавних перетинів;
доступність результатів вимірювань частоти ОСП у синхронізованому регіоні або в синхронній області;
( Абзац підпункту 9.2.3 пункту 9.2 глави 9 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 )
доступність результатів вимірювань на критичних елементах у синхронізованому регіоні або в синхронній області.
( Абзац підпункту 9.2.3 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025, № 2061 від 09.12.2025 )
9.2.4. ОСП у синхронній зоні може призначити попередньо визначеного відповідального за управління частотою, якщо це дозволяють розмір відповідного синхронізованого регіону та ситуація у режимі реального часу.
( Підпункт 9.2.4 пункту 9.2 глави 9 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 )
9.2.5. ОСП, призначений відповідальним за управління частотою згідно з підпунктами 9.2.1 - 9.2.2 пункту 9.2 цієї глави, повинен невідкладно повідомити іншого ОСП у синхронній області про своє призначення.
9.2.6. Призначений відповідальний за управління частотою повинен виконувати свою функцію до моменту:
призначення іншого відповідального за управління частоти в його синхронізованому регіоні;
( Абзац другий підпункту 9.2.6 пункту 9.2 глави 9 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 )
призначення нового відповідального за управління частотою в результаті повторної синхронізації його синхронізованого регіону з іншим синхронізованим регіоном;
( Абзац третій підпункту 9.2.6 пункту 9.2 глави 9 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 )
синхронна область повністю повторно синхронізована, частота в системі перебуває в межах стандартного діапазону частот і регулятор частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронній області, повернувся до нормального режиму роботи.
9.3. Регулювання частоти у випадку відхилення частоти
9.3.1. Під час відновлення системи, якщо був призначений відповідальний за управління частоти відповідно до підпункту 9.2.3 пункту 9.2 цієї глави, ОСП у синхронній області, крім відповідального з управління частотою, повинен передусім призупинити ручну активацію РВЧ та РЗ.
9.3.2. Відповідальний за управління частотою повинен встановити, після консультацій з іншим ОСП у синхронній області, режим роботи, застосовний до регулятора частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронній області.
9.3.3. Відповідальний за управління частотою повинен керувати ручною активацією РВЧ та РЗ у синхронній області з метою регулювання частоти в синхронній області в межах номінальних значень частоти та з урахуванням меж операційної безпеки. За запитом, кожний ОСП у синхронній області повинен надавати підтримку відповідальному за управління частотою.
9.4. Регулювання частоти після поділу синхронної області
9.4.1. Під час відновлення системи, коли був призначений відповідальний за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 пункту 9.2 цієї глави, ОСП у кожному синхронізованому регіоні, за винятком відповідального за управління частотою, повинен передусім призупинити ручну активацію РВЧ та РЗ.
( Підпункт 9.4.1 пункту 9.4 глави 9 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 )
9.4.2. Відповідальний за управління частотою повинен встановити, після консультацій з іншими ОСП у синхронізованому регіоні, режим роботи, застосовний до регулятора частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронізованому регіоні.
( Підпункт 9.4.2 пункту 9.4 глави 9 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 )
9.4.3. Відповідальний за управління частотою повинен керувати ручною активацією РВЧ та РЗ у синхронізованому регіоні з метою регулювання частоти в синхронізованому регіоні в межах цільової частоти, встановленої відповідальним за повторну синхронізацію і з урахуванням меж операційної безпеки. Якщо в синхронізованому регіоні не призначений відповідальний за повторну синхронізацію, відповідальний за управління частотою повинен намагатися регулювати частоту в межах номінальних значень частоти. За запитом кожний ОСП у синхронізованому регіоні повинен надавати підтримку відповідальному за частотою.
( Підпункт 9.4.3 пункту 9.4 глави 9 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 )
10. Повторна синхронізація
10.1. Процедура повторної синхронізації Плану відновлення повинна передбачати принаймні:
призначення відповідального за повторну синхронізацію;
заходи, що дають змогу ОСП застосувати стратегію повторної синхронізації;
максимальні значення відхилень кута зсуву фаз, частоти та напруги для з'єднувальних ліній.
10.2. Призначення відповідального за повторну синхронізацію
10.2.1. Під час відновлення системи, якщо два синхронізованих регіони можуть бути повторно синхронізовані без загрози для операційної безпеки систем передачі, відповідальні за управління частоти в таких синхронізованих регіонах повинні призначити відповідального за повторну синхронізацію після консультацій принаймні з ОСП, що визначений (визначені) як потенційний відповідальний за повторну синхронізацію відповідно до підпункту 10.2.2 цього пункту. Кожен відповідальний за управління частоти повинен невідкладно повідомити ОСП у своєму синхронізованому регіону про призначення відповідального за повторну синхронізацію.
( Підпункт 10.2.1 пункту 10.2 глави 10 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 )
10.2.2. Для кожної пари синхронізованих регіонів, які підлягають повторній синхронізації, відповідальним за повторну синхронізацію повинен бути ОСП, що:
( Абзац перший підпункту 10.2.2 пункту 10.2 глави 10 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 )
має в експлуатації принаймні одну підстанцію, обладнану паралельним комутаційним пристроєм на межі двох синхронізованих регіонів, що підлягають повторній синхронізації;
( Абзац другий підпункту 10.2.2 пункту 10.2 глави 10 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 )
має доступ до результатів вимірювань частоти в обох синхронізованих регіонах;
( Абзац третій підпункту 10.2.2 пункту 10.2 глави 10 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 )
має доступ до результатів вимірювань напруги на підстанціях, між якими розташовані потенційні точки повторної синхронізації;
здатний регулювати напругу в потенційних точках повторної синхронізації.
10.2.3. Якщо кілька ОСП відповідають критеріям, зазначеним у підпункті 10.2.2 цього пункту, ОСП з найбільшою кількістю потенційних точок повторної синхронізації між двома синхронізованими регіонами повинен бути призначений відповідальним за повторну синхронізацію, якщо тільки відповідальні за управління частоти двох синхронізованих регіонів не домовилися призначити відповідальним за повторну синхронізацію іншого ОСП.
( Підпункт 10.2.3 пункту 10.2 глави 10 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 )
10.2.4. Призначений відповідальний за повторну синхронізацію повинен виконувати цю функцію до моменту:
призначення іншого відповідального за повторну синхронізацію у двох синхронізованих регіонах;
( Абзац другий підпункту 10.2.4 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 )
або
коли два синхронізованих регіони повторно синхронізовані і виконані всі вимоги пункту 10.3 цієї глави.
( Абзац підпункту 10.2.4 пункту 10.2 глави 10 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 )
10.3. Стратегія повторної синхронізації
10.3.1. Перед повторною синхронізацією відповідальний за повторну синхронізацію повинен:
1) встановити, з дотриманням граничних значень, зазначених у пункті 10.1 цієї глави:
цільове значення частоти для повторної синхронізації;
максимальну різницю частоти між двома синхронізованими регіонами;
( Абзац третій підпункту 1 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 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 )
максимальне значення перетоків активної та реактивної потужності;
режим роботи, застосовний до РПЧ;
2) вибрати точку повторної синхронізації, враховуючи межі операційної безпеки в синхронізованих регіонах;
( Підпункт 2 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 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 )
3) визначити та підготувати всі дії, необхідні для повторної синхронізації двох синхронізованих регіонів у точці повторної синхронізації;
( Підпункт 3 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 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 )
4) визначити та підготувати комплекс подальших дій, спрямованих на створення з'єднань між синхронізованими регіонами;
( Підпункт 4 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 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 )
5) оцінити готовність синхронізованих регіонів до повторної синхронізації, враховуючи умови, визначені в пункті 1 цього підпункту.
( Підпункт 5 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 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 )
10.3.2. Під час виконання завдань, відповідно до підпункту 10.3.1 цього пункту, відповідальний за повторну синхронізацію повинен консультуватися з відповідальними за управління частоти у відповідних синхронізованих регіонах і щодо завдань, перерахованих у пунктах 2 - 5, він також повинен консультуватися з ОСП, в управлінні якого перебувають підстанції, що використовуються для повторної синхронізації.
( Підпункт 10.3.2 пункту 10.3 глави 10 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 )
10.3.3. Кожен відповідальний за управління частоти повинен без необґрунтованої затримки повідомити ОСП у своєму синхронізованому регіоні про планову повторну синхронізацію.
( Підпункт 10.3.3 пункту 10.3 глави 10 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 )
10.3.4. У разі виконання всіх умов, встановлених відповідно до пункту 1 підпункту 10.3.1 цього пункту, відповідальний за повторну синхронізацію повинен здійснити повторну синхронізації шляхом активації дій, встановлених відповідно до пунктів 3 та 4 підпункту 10.3.1 цього пункту.
( Розділ VIII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
IX. Надання/використання допоміжних послуг оператору/оператором системи передачі
1. Загальні положення
1.1. Основним завданням ОСП є управління режимом роботи ОЕС України для забезпечення її надійної і стійкої роботи в усіх режимах. Одним із критеріїв режиму роботи енергосистеми є частота електричного струму і напруга, які залежать від балансів активної і, відповідно, реактивної потужностей в енергосистемі. Для забезпечення сталої і надійної роботи ОЕС України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів ОСП придбаває/використовує відповідні ДП. ДП з регулювання частоти та потужності, а також напруги та реактивної потужності призначені для упередження виникнення аварійних режимів і, відповідно, упередження спрацювання протиаварійної автоматики і являють собою відповідний процес.
( Пункт 1.1 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
1.2. Користувачі системи передачі/розподілу можуть надавати ОСП допоміжні послуги, перелік яких визначений у Правилах ринку.
1.3. Вимоги до електроенергетичного обладнання, необхідного для забезпечення належного надання:
допоміжних послуг з надання РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ - визначені у главі 8 розділу V цього Кодексу;
( Абзац другий пункту 1.3 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022, № 677 від 06.05.2025 )
допоміжної послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономний пуск) - визначені у підпункті 2 пункту 2.7 глави 2 розділу III цього Кодексу;
допоміжної послуги з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, яка передбачає компенсацію реактивної потужності синхронним генератором з метою підтримання заданих ОСП рівнів напруги в контрольованих вузлах ОЕС України в режимі, коли виробництво активної потужності не здійснюється. Діапазони максимальної реактивної потужності, яка може бути використана для регулювання напруги, визначаються за результатами випробувань у процесі перевірки ПДП.
1.4. Новозбудовані генеруючі одиниці та УЗЕ типу В, С та D, а також генеруючі одиниці типу В, С та D, що пройшли реконструкцію або технічне переоснащення, мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК).
( Пункт 1.4 глави 1 розділу IX в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
1.5. ГЕС та ГАЕС, приєднана потужність яких більша 200 МВт, що мають технічну спроможність регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК для області регулювання ОЕС України, повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК.
1.6. Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов'язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України після особливої системної аварії, затвердженому ОСП.
( Пункт 1.6 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
1.7. Правилами ринку визначаються умови оплати ДП, відбору постачальників ДП, умови моніторингу надання ДП та санкції за ненадання або неякісне надання ДП.
1.8. Потенційні ПДП повинні пройти перевірку та продемонструвати ОСП, що електроустановки їх об’єктів, за допомогою яких надаються ДП, відповідають технічним вимогам до ДП, що встановлені цим Кодексом, шляхом успішного проходження випробувань одиниць надання ДП з отриманням відповідного свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.
( Пункт 1.8 глави 1 розділу ІХ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )
1.9. Випробування повинні проходити всі електроустановки ПДП, за допомогою яких надаються або планується надання ДП.
1.10. Випробування проводяться відповідно до Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу та який містить, зокрема:
порядок перевірки ПДП (потенційного ПДП);
порядок проведення випробувань одиниць надання ДП;
( Абзац третій пункту 1.10 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
взаємовідносини, права та обов’язки учасників процесу перевірки та випробувань;
вимоги щодо періодичності підтвердження відповідності вимогам цього Кодексу щодо надання ДП;
процедуру оскарження результатів перевірки та випробувань електроустановок ПДП.
1.11. Для електроустановок, що проходять випробування, необхідні для приєднання до мереж системи передачі/розподілу, дозволяється одночасне проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП), щодо надання ДП за умови дотримання вимог цього розділу та Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок ПДП.
( Пункт 1.11 глави 1 розділу ІХ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )
1.12. Реєстрація ОСП ПДП після успішного проходження процесу перевірки та укладення договорів про ДП між ОСП та ПДП здійснюється відповідно до Правил ринку.
( Глава 1 розділу IX в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )( Главу 2 розділу IX виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )( Главу 3 розділу IX виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )( Главу 4 розділу IX виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
2. Вимоги до моніторингу надання ДП
2.1. Одиниця надання ДП, якою забезпечується РПЧ повинна забезпечити надання ОСП (у тому числі за вимогою ОСП у режимі реального часу з циклічністю не більше 1 секунди) значення активної потужності з мітками часу та значення статизму регулятора.
2.2. Одиниця надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ повинна гарантувати, що активація РВЧ/РЗ може бути перевірена/контрольована. З цією метою одиниця надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ повинна бути здатна надавати ОСП дані вимірювань у режимі реального часу у точці підключення або точці, що погоджена з ОСП, стосовно планової видачі активної потужності з міткою часу, миттєвої видачі активної потужності з міткою часу для кожної одиниці надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ, для кожної: генеруючої одиниці, УЗЕ, електроустановки об'єкта енергоспоживання, які входять до складу одиниці надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ з вихідною максимальною активною потужністю не меншою ніж 1 МВт.
2.3. ОСП повинен здійснювати моніторинг відповідності технічним вимогам РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ, вимогам до готовності цих резервів, вимогам до швидкості зміни навантаження і вимогам до приєднання щодо одиниць надання ДП.
2.4. ПДП зобов'язаний забезпечити на одиницях надання ДП поточний безперервний моніторинг участі кожної з одиниць надання ДП у наданні ДП в автоматизованому режимі. Моніторинг забезпечується поточною реєстрацією параметрів та характеристик регулювання з циклом не більше 1 секунди. Реєстрація всіх параметрів та характеристик має здійснюватися з міткою часу.
2.5. Для одиниць надання ДП, якими забезпечується РПЧ, підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:
частота електричного струму, Гц;
значення активної потужності енергоблока/гідроагрегату/одиниці відбору (одиниці споживання)/УЗЕ, які входять до складу одиниці надання ДП, МВт;
максимальна активна потужність, МВт;
мінімальна активна потужність, МВт;
уставка мертвої зони частотної характеристики, мГц;
уставка потужності обладнання, яким забезпечується РПЧ (без корекції по частоті), МВт;
стан введення/виведення РПЧ, "1" для РПЧ введено, "0" для РПЧ виведено;
уставка статизму, %;
стан заряду УЗЕ (якщо застосовано), %.
2.6. Для одиниць надання ДП, якими забезпечується аРВЧ підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:
статус, який вказує, що аРВЧ увімкнено або вимкнено, "1" для аРВЧ введено, "0" для аРВЧ виведено;
ознака, що обладнання (енергоблок/гідроагрегат/одиниця відбору (одиниця споживання)/УЗЕ) перебуває під управлінням ЦР САРЧП, "1" для обладнання під управлінням ЦР САРЧП, "0" для обладнання не під управлінням ЦР САРЧП;
активна потужність енергоблоків/гідроагрегатів/одиниць відбору (одиниць споживання)/УЗЕ, які входять до складу одиниці надання ДП, (не здійснюється для одиниць надання ДП, що є одиницями агрегації), МВт;
фактична активна потужність, МВт;
мінімальна активна потужність (нижня межа регулювання), МВт;
максимальна активна потужність (верхня межа регулювання), МВт;
значення прийнятої до виконання уставки, яка надійшла від ЦР САРЧП до АСКТП одиниці надання ДП, МВт;
стан заряду УЗЕ (якщо застосовано), %.
2.7. Для одиниць надання ДП, якими забезпечується рРВЧ/РЗ, підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:
активна потужність енергоблоків/гідроагрегатів та/або одиниць відбору (одиниць споживання)/УЗЕ, які входять до складу одиниці надання ДП, (не здійснюється для одиниць надання ДП, що є одиницями агрегації), МВт;
максимальна активна потужність, МВт;
мінімальна активна потужність, МВт;
фактична активна потужність, МВт;
стан заряду УЗЕ (якщо застосовно), %.
2.8. Для ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК підлягають реєстрації такі параметри:
виміряне значення напруги на шинах;
виміряне значення активної потужності гідроагрегату;
планове значення активної потужності гідроагрегату;
виміряне значення реактивної потужності гідроагрегату;
планове значення реактивної потужності гідроагрегату;
режим роботи гідроагрегату.
2.9. ПДП з РПЧ мають право об’єднувати відповідні дані визначені у пункті 2.5 цієї глави, для більше ніж однієї одиниці надання ДП з РПЧ, якщо максимальна потужність електроустановок у складі одиниці надання ДП нижче 1,5 МВт і можливе чітке підтвердження активації РПЧ. На вимогу ОСП щодо перевірки активації РПЧ ПДП з РПЧ повинен надати дані, що стосуються технічних пристроїв, які є частиною однієї і тієї ж одиниці надання ДП.
( Глава 2 розділу IX в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
X. Інформаційно-технологічна система управління та обмін інформацією
1. Загальні принципи та вимоги до побудови інформаційно-технологічної системи управління
1.1. Інформаційно-технологічне забезпечення ОСП та інших суб’єктів оперативно-технологічного управління ОЕС України має забезпечити стійку та надійну роботу енергосистеми та ефективне функціонування ринку електричної енергії України.
Інформаційно-технологічне забезпечення ОСП має також забезпечувати взаємодію з іншими операторами системи передачі, сторонами ІТС механізму та ENTSO-E.
( Пункт 1.1 глави 1 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1305 від 11.10.2022 )
1.2. Інформаційно-технологічна система управління має відповідати таким основним принципам організації й побудови:
збір нормованих обсягів первинних контрольованих параметрів з багатоцільовим їх використанням;
дублювання збору особливо відповідальних параметрів;
організація пунктів первинного збору, оброблення та зберігання інформації;
взаємодія систем автоматичного регулювання процесів у нормальних і аварійних режимах в енергосистемі з автоматизованим оперативно-технологічним і комерційним управлінням (з урахуванням людського фактору під час керування);
побудова системи оброблення телеметричної інформації (телеінформації) з автоматичним формуванням математичної моделі, адекватної поточному стану електроенергетичної системи;
включення повного набору розрахункових модулів, що забезпечують виконання розрахунків усіх технологічних завдань, у тому числі й оптимізаційного характеру, з різним ступенем деталізації розрахункових схем;
організація роботи енергосистеми з урахуванням системних обмежень та обмежень щодо режиму роботи генеруючого обладнання.
1.3. Інформаційні системи, що функціонують у складі інформаційно-технологічної системи управління ОЕС України, мають різні призначення, структуру, склад апаратного та програмного забезпечення, але всі вони мають реалізовуватися з урахуванням таких загальних вимог:
висока надійність функціонування систем;
масштабованість системи, що дозволяє розвивати її в разі збільшення обсягів оброблюваних даних та/або в разі розширення кола розв’язуваних завдань;
висока швидкодія системи, що забезпечує прийнятний час реакції на фоні оброблення великих обсягів даних;
наявність потужної комунікаційної інфраструктури, що зв’язує суб’єкти ОЕС України;
забезпечення функціонування розподілених та інтегрованих баз даних;
забезпечення використання системи ідентифікації учасників ринку електричної енергії та залучених організацій синхронної області Континентальної Європи на базі системи ідентифікації EIC ENTSO-E;
( Пункт 1.3 глави 1 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
ведення загальних довідників з використанням єдиної системи ідентифікації суб’єктів ОЕС України та об’єктів її технологічної інфраструктури, класифікатора енергетичних підприємств і організацій, загальноукраїнського класифікатора підприємств та організацій тощо;
захист від несанкціонованого доступу і забезпечення кібербезпеки та інформаційної безпеки передачі та зберігання даних, включаючи повний антивірусний захист.
( Абзац пункту 1.3 глави 1 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )
1.4. До складу інформаційно-технологічної системи управління ОСП входять окремі системи формування, обробки, передачі та відображення даних:
автоматизована система диспетчерського управління (АСДУ);
автоматизована система управління технологічним процесом (далі - АСУ ТП) енергооб’єкта;
система моніторингу та контролю параметрів роботи ОЕС України;
система прогнозування та оперативного планування режиму роботи ОЕС України;
автоматизована інформаційна система щодо складу та стану основного високовольтного обладнання та пристроїв захисту, автоматики, управління, вимірювань та обліку електричної енергії системи передачі;
автоматизована інформаційна система поточних метеорологічних даних та прогнозів.
1.5. Ефективне функціонування ринку електричної енергії України має забезпечуватися відповідно до Правил ринку створенням та розвитком, зокрема, таких систем:
комерційного обліку електричної енергії;
розподілу пропускної спроможності міждержавних електричних мереж;
планування роботи ОЕС України на добу постачання;
купівлі-продажу допоміжних послуг;
адміністрування та здійснення розрахунків між учасниками ринку.
1.6. Власники складових частин системи формування, обробки, передачі та відображення даних, побудованої за багаторівневим та ієрархічним принципами, повинні забезпечити їх стале функціонування та розвиток.
1.7. Функціонування системи формування, обробки, передачі та відображення даних передбачає регламентований обмін інформацією (обов’язок передавати та право отримувати необхідну інформацію).
1.8. ОСП повинен забезпечити доступ громадськості до інформації шляхом її оприлюднення в обсягах, визначених Законом України "Про ринок електричної енергії", уповноваженими центральними органами виконавчої влади, Регулятором, Правилами ринку та цим Кодексом.
1.9. Інформація, обмін якою здійснюється у процесі функціонування ОЕС України та ринку електричної енергії та яка формує відповідні бази даних, має бути достовірною, повною, актуальною, безперервною, доступною для використання всіма заінтересованими сторонами, а також захищеною від несанкціонованого доступу.
1.10. Достовірність інформації досягається використанням первинних датчиків, що забезпечують нормований клас точності її отримання, та застосуванням методів і технологій обробки та передачі інформації, які забезпечують незмінність даних у процесі їх відображення та зберігання.
1.11. Інформація є повною, якщо вона забезпечує можливість реалізації покладеного на систему технологічного завдання та створює можливості для контролю і відновлення первинних даних у разі їх втрати.
1.12. Актуальність і безперервність інформації забезпечуються належним рівнем відповідності інформації вимогам поточного часу, періодичністю зняття інформації та послідовністю її передачі, а також обробки інформації для виконання кінцевого завдання.
2. Загальні вимоги щодо формування телекомунікаційних мереж технологічного зв’язку
2.1. Засоби телекомунікаційної мережі мають відповідати всім вимогам до засобів технологічного та диспетчерського зв’язку на об’єктах ОЕС України, встановленим відповідними нормативно-технічними документами.
2.2. ОСР та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні забезпечити гарантований якісний диспетчерський зв’язок та передачу технологічних даних відповідно до додатка 9 до цього Кодексу.
( Пункт 2.2 глави 2 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
2.3. Для виключення впливу виробничої діяльності на діяльність по управлінню технологічними процесами електроенергетики у складі телекомунікаційної мережі повинні бути передбачені дві роздільні відповідні складові:
технологічна складова - призначена для забезпечення управління технологічними процесами у виробництві та передачі електричної енергії, оперативно-диспетчерського та оперативно-технологічного управління;