Про затвердження Кодексу системи передачі

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/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС" після особливої системної аварії, затвердженому ОСП.

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/груп надання ДП з отриманням відповідного свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.

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/груп надання ДП;

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, що належать ПДП (потенційному ПДП), щодо надання ДП за умови дотримання вимог цього розділу та Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг.

1.12. Реєстрація ОСП ПДП після успішного проходження процесу перевірки та укладення договорів про ДП між ОСП та ПДП здійснюється відповідно до Правил ринку.

2.1. Кожен постачальник РПЧ повинен 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 постачання РВЧ повинна гарантувати, що активація РВЧ одиницею постачання РВЧ у групі постачання може бути перевірена/контрольована. Для цієї мети постачальник РВЧ повинен бути здатний 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 постачання РВЧ, для кожної групи постачання РВЧ, для кожного генеруючого об’єкта чи об’єкта споживання групи надання РВЧ з вихідною максимальною активною потужністю не меншою ніж 1,5 МВт.

2.3. ОСП повинен здійснювати моніторинг відповідності технічним вимогам РВЧ, вимогам до готовності РВЧ, вимогам до швидкості зміни навантаження і вимогам до приєднання щодо його одиниць (груп) постачання РВЧ.

2.4. З цією метою постачальник РЗ повинен бути здатний надавати ОСП вимірювання в режимі реального часу з міткою часу в точці підключення (або іншій точці взаємодії, що погоджена з ОСП) щодо:

планової видачі активної потужності кожної одиниці/групи постачання резерву заміщення (кожної генеруючої одиниці чи одиниці споживання групи постачальників резерву заміщення) для максимальної видачі активної потужності 1,0 МВт і більше;

миттєвої видачі активної потужності для кожної одиниці (груп) постачання резерву заміщення (кожної генеруючої одиниці чи одиниці споживання групи постачальників резерву заміщення) для максимальної видачі активної потужності 1,0 МВт і більше.

2.5. Постачальник ДП зобов’язаний забезпечити на одиницях/групах надання ДП поточний безперервний моніторинг участі кожної з одиниць/груп 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.

2.6. Для ДП із забезпечення РПЧ підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:

1) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою енергогенеруючого обладнання:

частота обертання ротора турбіни;

виміряне значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

планове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

непланове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

статус, який вказує стан РПЧ (введено/виведено) з міткою часу;

статизм регулятора;

2) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою обладнання споживача:

виміряне значення активної потужності одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

планове значення активної потужності одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

непланове значення активної потужності одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

статус, який вказує стан РПЧ (введено/виведено) з міткою часу.

2.7. Для ДП з РВЧ підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:

1) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою енергогенеруючого обладнання:

виміряне значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

планове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

непланове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата) або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП;

уставка по активній потужності, отримана від ЦР САПЧП;

2) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою обладнання споживача:

виміряне значення активної потужності одиниці (одиниць) обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП з дискретністю 1 секунда протягом кожного періоду закупівлі ДП;

уставка по активній потужності, отримана від ЦР САПЧП.

2.8. Для ДП з РЗ підлягають реєстрації такі параметри генеруючих одиниць/одиниць постачання:

планова потужність;

задана уставка потужності;

швидкість зміни потужності;

час виконання уставки (час виходу на задану потужність і час підтримки заданої потужності).

2.9. Для ДП з регулювання напруги та реактиву в режимі СК підлягають реєстрації такі параметри:

виміряне значення напруги на шинах;

виміряне значення активної потужності гідроагрегата;

планове значення активної потужності гідроагрегата;

виміряне значення реактивної потужності гідроагрегата;

планове значення реактивної потужності гідроагрегата;

режим роботи гідроагрегата.

2.10. Постачальники РПЧ мають право агрегувати відповідні дані згідно з пунктом 5.4 цієї глави для більше ніж однієї одиниці надання РПЧ, якщо максимальна потужність агрегованих одиниць нижче 10 МВт і можливе чітке підтвердження активації РПЧ. На вимогу ОСП щодо перевірки активації РПЧ постачальник РПЧ повинен надати дані, що стосуються технічних пристроїв, які є частиною однієї і тієї ж одиниці постачання РПЧ.

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.

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;

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 інформаційної безпеки передачі та зберігання даних, включаючи повний антивірусний захист.

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.

2.1. 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.

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;

корпоративна складова - призначена для забезпечення виробничої (фінансової, комерційної та адміністративно-господарської) діяльності суб’єктів електроенергетики.

2.4. ОСР та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні забезпечити виконання вимог, які встановлює до телекомунікаційної мережі інформаційно-технологічна система управління ОЕС України, а саме:

забезпечення високої якості, захищеності і надійності телекомунікаційної мережі;

забезпечення необхідної пропускної здатності телекомунікаційної мережі;

забезпечення інтегрованого використання телекомунікаційної мережі для одночасної передачі голосу, телеінформації, даних обліку електричної енергії та комерційної інформації, оперативно-технологічної інформації;

забезпечення коефіцієнта готовності та часу відновлення працездатності мережі згідно з параметрами, встановленими відповідними нормативно-технічними документами;

забезпечення сталої роботи мережі, в разі виникнення пошкоджень, за рахунок резервування телекомунікаційних каналів та кільцевої структури мережі;

підтримання можливості як централізованого, так і локального управління всіма елементами мережі;

забезпечення відкритих і стандартизованих інтерфейсів, що надасть можливість взаємодії обладнання різних виробників;

забезпечення універсальності та модульності (універсальна платформа повинна мати модульну архітектуру, що буде дозволяти масштабувати її за необхідності і забезпечувати гнучкість ємності в рамках мережі);

забезпечення мультипротокольності;

забезпечення відповідності міжнародним стандартам.

2.5. Будівництво, реконструкція і технічне переоснащення телекомунікаційних мереж не мають призводити до зниження надійності та якості зв’язку.

2.6. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, зобов’язані створювати на своїх об’єктах системи збору та передачі інформації, що призначені для:

здійснення перспективного та оперативного планування;

виконання розрахунків планових режимів та їх оперативної корекції;

оперативно-диспетчерського контролю та управління режимом роботи енергосистеми, у тому числі автоматизованої системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОСП;

системної автоматики та релейного захисту;

складання оперативно-диспетчерської звітності;

виконання завдань організаційно-економічного управління.

2.7. До складу технічних засобів збору та передачі інформації мають, зокрема, входити:

вимірювальні перетворювачі електричних і неелектричних величин;

сигнальні та виконавчі пристрої;

апаратура та пристрої передачі телеінформації, у тому числі телевимірювань, телесигналізації, телеуправління, телерегулювання і протиаварійної автоматики;

сервери, що використовуються для збору, передачі інформації та її зберігання.

2.8. Канали зв’язку, які використовуються в системах збору та передачі інформації на всіх рівнях централізованого диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, утворюють відомчу телекомунікаційну мережу центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.

2.9. У відомчу телекомунікаційну мережу входять магістральні кабельні та радіорелейні лінії, багатоканальні системи високочастотного зв’язку по фазних проводах і тросах ліній електропередачі, орендовані канали загальнодержавної та відомчих мереж зв’язку, місцеві провідні лінії та засоби радіозв’язку.

2.10. Визначення обсягів інформації, необхідних для управління енергетичними об’єктами і вибір технічних засобів передачі здійснюються ОСП з урахуванням:

значення енергооб’єкта в енергетичній системі;

обсягу автоматизації енергооб’єкта;

структури диспетчерського та виробничо-господарського управління.

2.11. Засоби зв’язку вибираються ОСП з урахуванням вимог від автоматизованих і автоматичних систем управління щодо забезпечення енергетичних об’єктів необхідними каналами телефонного зв’язку для потреб диспетчерського та виробничо-господарського управління, а також каналами телемеханіки, передачі даних, системної автоматики і релейного захисту.

Ці засоби зв’язку мають відповідати мінімальним вимогам до засобів технологічного та диспетчерського зв’язку на об’єктах ОЕС України, встановленим відповідними нормативно-технічними документами.

2.12. Для голосового зв’язку, у частині процесів експлуатації системи та контролю за нею, ОСП передбачається використання таких телекомунікаційних засобів:

звичайний голосовий зв’язок (у нормальних умовах експлуатації енергосистеми) - лінія спеціального призначення, відмінна від тієї, що використовується для обміну даними в реальному часі, та/або орендована телекомунікаційна лінія загального користування, та/або мобільний телефонний зв’язок;

екстрений голосовий зв’язок (експлуатація енергосистеми в аварійних умовах та/або в разі часткового чи повного порушення роботи енергосистеми) - лінія спеціального призначення лише для цих цілей, розташована в диспетчерському пункті та/або центрі аварійного управління, орендована лінія загального користування, спеціально призначена для цих цілей, та мобільний телефон спеціального призначення лише для цих цілей.

3.1. ОСП повинен мати інтегровану автоматизовану систему диспетчерського управління (АСДУ), що забезпечує збір, передачу, обробку і відображення оперативної інформації про стан електричної мережі і поточний режим енергосистеми та її частин, дистанційне управління обладнанням енергооб’єктів, а також оптимізацію режимів та можливість обміну інформацією з іншими інформаційними системами.

3.2. До складу програмно-технічних засобів інтегрованої АСДУ повинні входити такі підсистеми:

комплекс дистанційного управління та збору даних (за міжнародною термінологією - SCADA);

підсистема автоматичного регулювання частоти та потужності;

комплекс контролю та оптимізації електричних режимів;

комплекс диспетчерського тренажеру;

комплекс формування графіків ремонту устаткування та погоджувальних процедур.

3.3. ОСП повинен мати систему високошвидкісних синхронізованих вимірювань, що забезпечує синхронізовані за часом вимірювання параметрів, які характеризують режим роботи енергосистеми в різних її точках з високою дискретністю і дозволяють ОСП:

спостерігати перехідні процеси в енергосистемі;

оцінювати поточні режими роботи всієї енергосистеми;

ефективно аналізувати причини і наслідки технологічних порушень і системних аварій;

перевірити і уточнити динамічну модель енергосистеми;

більш точно налаштувати автоматику захисту.

3.4. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні забезпечити виконання вимог, які встановлює до систем зв’язку інтегрована АСДУ, а саме:

забезпечення високої надійності мережі передачі даних;

забезпечення високої пропускної здатності;

організація корпоративної цифрової системи зв’язку;

забезпечення інтегрованого використання високошвидкісних каналів для передачі мови, телеінформації, даних обліку електричної енергії та комерційної інформації, оперативно-технологічної інформації АСДУ ОСП.

3.5. Висока надійність мережі передачі даних системами зв’язку має відповідати таким вимогам:

забезпечення коефіцієнта готовності та часу відновлення роботоздатності мережі згідно з нормами, встановленими відповідними нормативними документами;

забезпечення усталеної роботи мережі в разі виникнення збоїв за рахунок резервування каналів зв’язку;

дублювання основного устаткування тощо.

3.6. Забезпечення високої пропускної здатності систем зв’язку має здійснюватися за рахунок:

використання сучасних комунікаційних технологій;

оренди міжміських цифрових каналів зв’язку;

організації оптоволоконного зв’язку між ОСП та Користувачами з однієї сторони, та міжміськими телефонними станціями - з іншої;

виділених телефонних каналів для передачі даних між енергооб’єктами шляхом модернізації існуючих високочастотних каналів по лініях електропередачі, радіоканалах, транкінговій радіомережі та відомчих оптоволоконних каналах зв’язку тощо.

3.7. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, зобов’язані будувати організацію корпоративної цифрової системи зв’язку, яка має забезпечувати:

передачу даних у пакетному режимі;

організацію телефонного та факсимільного зв’язку;

організацію каналів передачі телемеханічної інформації;

одночасну передачу даних і голосу;

вірогідність і цілісність переданої інформації;

можливість транспортування даних з гарантованою якістю передачі;

взаємодію з регіональними мережами суб’єктів ринку електричної енергії;

механізми, які забезпечують пріоритетність трафіку, що гарантує припустимі величини затримки для критичного трафіку;

наявність механізмів мережної безпеки.

4.1. ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, задіяні в диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні ОЕС України в реальному часі, є власниками комунікаційної інфраструктури, що використовується для цих потреб, і несуть відповідальність за експлуатацію, технічне обслуговування та модернізацію її засобів.

У разі технічного обслуговування та/або модернізації цих засобів ступінь їх загального резервування та надійності не повинен зменшуватися.

4.2. Користувачі системи передачі/розподілу, які прийняли на баланс програмно-технічні комплекси та засоби зв’язку і передачі даних, що входять до складу інформаційно-технологічної системи управління ОЕС України, або ті, що забезпечують її функціонування, несуть адміністративну або матеріальну відповідальність згідно із законодавством України та Правилами ринку за збиток, заподіяний іншому учаснику ринку електричної енергії через неправильне функціонування цієї системи, якщо збій у роботі інформаційно-технологічної системи виник з їх вини.

5.1. ОСП і Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, зобов’язані створювати на своїх об’єктах системи збору та передачі інформації, що призначені для:

виконання розрахунків планових режимів та їх оперативної корекції;

оперативно-диспетчерського контролю та управління режимом роботи енергосистеми, у тому числі автоматизованої системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОСП;

системної автоматики та релейного захисту;

складання оперативно-диспетчерської звітності;

виконання завдань організаційно-економічного управління.

5.2. До складу технічних засобів збору та передачі інформації мають входити, зокрема:

вимірювальні перетворювачі електричних і неелектричних величин;

сигнальні та виконавчі пристрої;

апаратура та пристрої передачі телеінформації, у тому числі телевимірювань, телесигналізації, телеуправління, телерегулювання і протиаварійної автоматики;

сервери, що використовуються для збору, передачі інформації та її зберігання.

5.3. Інформаційний обмін з пунктами управління повинен здійснюватися згідно з вимогами та протоколами відповідних нормативно-технічних документів - стандартів ІЕС.

5.4. ОСП повинен створювати на своєму центральному диспетчерському пункті та диспетчерських пунктах своїх підрозділів системи збору та передачі інформації на основі вимог, установлених відповідними нормативно-технічними документами, виходячи із прийнятого на даний період складу завдань АСДУ енергосистемою і функцій диспетчерського управління з урахуванням рівня розвитку засобів збору та передачі інформації та комплексів технічних засобів АСДУ.

5.5. Системи збору та передачі телеметричної інформації мають відповідати таким вимогам:

клас точності багатофункціональних перетворювачів, які використовуються у тракті телеметричної інформації, сумарний час на вимірювання та передачу телеметричної інформації з об’єкта на диспетчерський пункт, а також ймовірність появи похибки телеметричної інформації мають відповідати нормам і вимогам, установленим чинними нормативними документами з питань загальних технічних умов для комплексів та пристроїв телемеханіки;

передавання телеметричної інформації має виконуватись з використанням пакетних протоколів передачі даних;

усі телевимірювання та телесигнали мають передаватися з позначками часу.

5.6. З об’єктів безпосереднього оперативного управління диспетчера ОСП або диспетчерів його регіональних електроенергетичних систем телеметрична інформація може передаватися одночасно у двох напрямках з використанням одного передавального комплекту телемеханіки.

5.7. Для ретрансляції телеметричної інформації з диспетчерського пункту нижчого рівня на диспетчерський пункт вищого рівня, а також у зворотному напрямку та між диспетчерськими пунктами одного рівня, якщо це доцільно з техніко-економічних обґрунтувань, необхідно застосовувати пристрої телемеханіки для кожного рівня.

Число пунктів ретрансляції телеметричної інформації, як правило, має бути не більше одного.

5.8. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні передбачати на своїх диспетчерських пунктах управління автоматичне введення в оперативно-інформаційні комплекси телеметричної інформації від пристроїв телемеханіки та виведення інформації з оперативно-інформаційних комплексів на пристрої відображення, а також установлювати систему гарантованого електроживлення пристроїв телемеханіки та зв’язку.

5.9. Передавання великих потоків телеметричної інформації здійснюється двома незалежними каналами зв’язку.

5.10. Телеметрична інформація для АСДУ визначається ОСП в обсязі, необхідному для виконання таких комплексів завдань:

перспективного та оперативного планування режимів роботи енергосистеми;

оперативно-диспетчерського контролю та управління з можливістю оперативної корекції сталого режиму;

автоматичного регулювання частоти, потужності та напруги у вузлах енергосистеми;

обліку електричної енергії та аналізу роботи енергосистеми.

5.11. Визначення обсягів інформації, необхідних для управління енергетичними об’єктами, і вибір технічних засобів передачі здійснюються ОСП з урахуванням:

значення енергооб’єкта в енергетичній системі;

обсягу автоматизації енергооб’єкта;

структури диспетчерського та виробничо-господарського управління;

вимог з боку автоматизованих і автоматичних систем управління.

5.12. Кожен Користувач, а також постачальник послуг з балансування та допоміжних послуг повинен погоджувати з ОСП склад та обсяг телеметричної інформації для АСДУ.

5.13. Передавання телеметричної інформації на диспетчерські пункти ОСП здійснюється за допомогою комплексних пристроїв телемеханіки з можливістю подання інформації як безпосередньо від пристроїв телемеханіки, так і від комплексу технічних засобів АСДУ, що перебувають на диспетчерському пункті.

5.14. Для оперативно-диспетчерського контролю та управління режимом роботи енергосистеми передбачається телесигналізація та телевимірювання, які передаються, як правило, шляхом ретрансляції з диспетчерських пунктів ОСП, а також безпосередньо з об’єктів, що перебувають в оперативному управлінні диспетчера ОСП.

5.15. З енергетичного об’єкта, на якому організовується центр протиаварійного управління, за необхідності передбачається ретрансляція телеінформації на диспетчерський пункт ОСП для оперативно-диспетчерського контролю та управління, а також - створення координуючих систем протиаварійної автоматики.

6.1. Загальні вимоги до обміну інформацією

6.1.1. ОСП повинен збирати таку інформацію по своїй області спостереження і обмінюватися цими даними з усіма іншими ОСП своєї синхронної області тою мірою, яка необхідна для проведення оперативного аналізу операційної безпеки відповідно до вимог глави 6 розділу VI цього Кодексу, а саме:

генерація;

споживання;

графіки;

балансова позиція;

планові ремонти та топологія підстанцій;

прогнози.

6.1.2. ОСП має представляти інформацію, що визначена в підпункті 6.1.1 цього пункту, у вигляді потужності споживання і генерації в кожному вузлі індивідуальної моделі мережі, яка готується ним відповідно до вимог пунктів 6.2-6.9 глави 6 розділу VI цього Кодексу.

6.1.3. ОСП спільно з ОСР та Користувачами, обладнання яких знаходиться в його оперативному підпорядкуванні, визначає сфери застосування і обсяги обміну даними на основі таких категорій:

структурні дані;

дані складання графіків і прогнози;

дані в реальному масштабі часу;

характеристики та параметри відповідно до підпунктів 6.3.7, 6.4.5-6.4.8 цієї глави.

6.1.4. ОСП забезпечує розроблення інструкцій, згідно з якими визначається формат (макет), обсяг і зміст інформації з урахуванням використання цієї інформації для кожної з операцій, визначених у пункті 5.1 цього розділу.

6.1.5. ОСП організовує міжрівневий обмін інформацією за допомогою систем збору та передачі даних, побудованих на базі відкритих промислових стандартів і протоколів, що забезпечують:

безпосередній обмін даними між програмами або обмін через буферні бази даних, або через електронну пошту;

можливість негайного або відстроченого (до заданого моменту часу або до певної події) контролю прийнятих даних, підготовки та автоматичної передачі діагностичних повідомлень про виявлені помилки на адресу відправника;

перетворення прийнятих даних у формат зберігання (якщо необхідність перетворення формату визначена в описі інформаційного потоку), а також запис у базу даних;

вибірку даних із бази даних, перетворення даних з формату зберігання у формат передачі (якщо необхідність перетворення оголошена в описі потоку) і організація передачі даних у режимі автоматичного розсилання заданому адресатові або на запит з боку одержувача переданих даних.

6.1.6. Обмін даними оперативного контролю в реальному часі здійснюється з високим пріоритетом і повним резервуванням, з використанням резервованих високонадійних ліній спеціального призначення (це може бути лінія, яка належить енергетичній компанії або відомча телекомунікаційна мережа) між усіма точками обміну даними, з пріоритетом використання більш швидкісних ліній.

6.1.7. Обмін даними оперативного планування щодо графіків і прогнозу мережевих обмежень здійснюється з середнім пріоритетом і повним резервуванням, з використанням лінії спеціального призначення з нижчим пріоритетом або як резервні варіанти з використанням електронної пошти та веб-сайту.

6.1.8. Обмін іншими даними оперативного планування здійснюється з середнім пріоритетом і повним резервуванням, з використанням електронної пошти та/або веб-сайту, а також лінії спеціального призначення з нижчим пріоритетом у разі недоступності електронної пошти та за умови, що вимоги до обміну даними, зазначені в пунктах 6.3 та 6.4 цієї глави, дозволятимуть використання лінії спеціального призначення для цих цілей.

6.1.9. Обмін загальними даними здійснюється з низьким пріоритетом і без резервування, з використанням електронної пошти, факсу, звичайної пошти тощо.

6.1.10. ОСП та Користувачі під час передавання та зберігання даних мають дотримуватися вимог інформаційної безпеки, які передбачають:

конфіденційність - інформація захищається від несанкціонованого доступу;

контроль доступу - інформація доступна тільки для того, кому вона призначена;

аутентифікацію - можливість однозначно ідентифікувати автора документа;

цілісність - інформація захищається від несанкціонованої модифікації;

невідречення - відправник (автор) документа не має права відмовлятися від виконаної дії.

6.1.11. Інформаційна безпека передачі та зберігання даних забезпечується підсистемою криптографічного захисту даних шляхом використання електронних цифрових підписів, сертифікатів, паролів доступу, відкритих і закритих ключів доступу тощо.

6.2. Обмін інформацією між ОСП синхронної області

6.2.1. ОСП повинен обмінюватися структурною інформацією стосовно своєї області спостереження, включаючи, зокрема:

регулярну топологію підстанцій та інші відповідні дані за рівнями напруги;

технічні дані по лініях електропередачі;

технічні дані трансформаторів, до яких приєднані ОРС або значні Користувачі, які є генеруючими об’єктами енергоспоживання, а також блочних трансформаторів генераторів значних Користувачів, які є генеруючими об’єктами;

максимальна і мінімальна активна й реактивна потужність значних Користувачів, які є генеруючими одиницями;

технічні дані фазозсувних трансформаторів;

технічні дані систем постійного струму;

технічні дані реакторів, конденсаторів і статичних компенсаторів реактивної потужності;

межі операційної безпеки.

6.2.2. ОСП повинен обмінюватися уставками захисту ліній, включених до Переліків аварійних ситуацій суміжних ОСП, та ліній, включених до його Переліку аварійних ситуацій, для координації захисту суміжних систем передачі.

6.2.3. Для забезпечення скоординованого аналізу операційної безпеки та створення загальної моделі мережі у своїй області синхронізації ОСП повинен обмінюватися з іншими ОСП своєї синхронної області такими даними:

топологія передавальних мереж 220 кВ і вищої напруги у своїй області регулювання;

модель або еквівалент передавальної мережі з напругою нижче 220 кВ, яка чинить істотний вплив на його власну передавальну мережу;

температурні межі елементів передавальних систем;

прогнозовані вливання і відбори на кожній підстанції передавальних мереж для різних періодів часу.

6.2.4. Для скоординованої оцінки динамічної стійкості ОСП обмінюється з іншими ОСП своєї синхронної області такими даними:

1) стосовно значних Користувачів, які є генеруючими одиницями, зокрема:

електричні параметри генераторів змінного струму, застосовні під час оцінки динамічної стійкості, включаючи повну інерцію;

моделі захисту;

генератори змінного струму та первинні двигуни;

опис підвищувальних трансформаторів;

мінімальна і максимальна реактивна потужність;

напруги і моделі регулятора частоти обертання;

первинні двигуни і моделі системи збудження;

2) щодо типів регулювання і діапазонів регулювання напруги перемикачів відгалужень;

3) щодо систем ПСВН та FACTS пристроїв - динамічні моделі пристрою і пов’язане з ним регулювання.

6.2.5. Для моніторингу та визначення станів системи передачі ОСП повинен організувати з іншими ОСП своєї синхронної області обмін даними щодо режимів роботи їх систем передачі з використанням ІТ-систем для обміну даними в режимі реального часу на загальноєвропейському рівні, як це передбачено для ENTSO-E:

частота;

похибка регулювання для відновлення частоти;

виміряні значення обміну активною потужністю між областями РЧП;

агреговане підживлення генерацією;

режим системи передачі відповідно до вимог глави 2 розділу V цього Кодексу;

уставка регулятора відновлення частоти;

обмін потужністю через віртуальні з’єднувальні лінії.

6.2.6. ОСП повинен обмінюватися з ОСП своєї синхронної області за допомогою SCADA такими даними щодо їх системи передачі в режимі реального часу:

фактична топологія підстанцій;

активна і реактивна потужність через комірку лінії, включаючи передавальні, розподільні і лінії, що приєднують значного Користувача;

активна і реактивна потужність у комірці трансформатора, включаючи передавальні, розподільні трансформатори, а також ті, що приєднують значних Користувачів;

активна і реактивна потужність через комірку генеруючого об’єкта;

регулювальні положення трансформаторів, включаючи фазозсувні трансформатори;

виміряні або оцінені значення напруги на системах шин;

реактивна потужність через комірки реакторів і конденсаторів або від статичних компенсаторів реактивної потужності;

обмеження можливостей з вироблення активної та реактивної потужності для області спостереження.

6.3. Обмін інформацією між ОСП та ОСР

6.3.1. ОСП повинен визначити область спостереження приєднаних до системи передачі систем розподілення з точки зору точності та ефективності визначення режимів системи передачі.

6.3.2. У тих випадках, коли розподільна мережа не має безпосереднього приєднання до передавальної мережі, але її електричний вплив вважається суттєвим з точки зору належного представлення поведінки системи, такі розподільні мережі можуть бути визначені ОСП як частина області спостереження.

6.3.3. Кожний ОСР повинен надавати ОСП структурну інформацію, пов’язану з областю спостереження, зокрема, по:

підстанціях за напругою;

лініях приєднання підстанцій за напругою;

трансформаторах на підстанціях за напругою;

значних Користувачах;

реакторах і конденсаторах, приєднаних до підстанцій, за напругою;

генеруючих одиницях із встановленою потужністю 1 МВт та більше.

Кожен ОСР повинен надавати ОСП інформацію щодо підписання (розірвання) договорів про приєднання генеруючих одиниць типу В, С, D до електричних мереж ОСР не пізніше 5 робочих днів з моменту вчинення їх реєстрації.

6.3.4. Перелік технічних параметрів та характеристик, а також форми надання інформації для ОСР оприлюднюються на власному веб-сайті ОСП в мережі Інтернет.

6.3.5. Кожний ОСР, що має точку приєднання до передавальної мережі, повинен надавати ОСП оновлену структурну інформацію про елементи області спостереження - періодично, принаймні кожні півроку.

6.3.6. Кожний ОСР повинен щорічно надавати ОСП, з розподілом за джерелами первинної енергії, сумарну генеруючу потужність усіх генеруючих одиниць типу A, які виконують вимоги глави 2 розділу ІІІ цього Кодексу, і найкращу оцінку генеруючих одиниць типу A, які не виконують вимоги глави 2 розділу ІІІ цього Кодексу, і приєднані до його розподільної мережі разом з відповідною інформацією щодо їхньої частотної характеристики.

6.3.7. Кожний ОСР повинен у реальному масштабі часу надавати ОСП інформацію, пов'язану з областю спостереження, включаючи таке:

фактична топологія підстанції;

активна і реактивна потужність через комірку лінії;

активна і реактивна потужність через комірку трансформатора;

вливання активної і реактивної потужності через комірку генеруючого об'єкта;

положення відгалужень трансформаторів, приєднаних до передавальної мережі;

напруги на системах шин;

реактивна потужність через комірки реакторів і конденсаторів;

сукупне вироблення в області спостереження ОСР з розподілом за джерелами первинної енергії (для генеруючих одиниць типу А та В);

вироблення в області спостереження ОСР з розподілом за джерелами первинної енергії по кожній генеруючій одиниці типу С та D;

сукупне споживання в області спостереження ОСР.

6.4. Обмін інформацією між ОСП, власниками міжсистемних з’єднувальних ліній, систем ПСВН та генеруючих одиниць типу B, C і D

6.4.1. Кожний Користувач, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючі одиниці типу D, повинен надавати ОСП, зокрема, такі дані:

загальні дані генеруючої одиниці, включаючи встановлену потужність і джерело первинної енергії;

дані про турбіну і генеруючий об’єкт, включаючи час для пуску з холодного і гарячого станів;

дані для розрахунків струмів короткого замикання;

дані про трансформатори генеруючих об’єктів;

дані про резерви підтримки частоти для генеруючих об’єктів, що пропонують або надають цю послугу;

дані про резерви для відновлення частоти для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;

дані про резерви заміщення для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;

дані, необхідні для відновлення;

дані і моделі, необхідні для виконання динамічного моделювання;

дані про захист;

можливості щодо регулювання напруги та реактивної потужності.

6.4.2. Кожний Користувач, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючі одиниці типу B і С, повинен надавати ОСП, зокрема, такі дані:

загальні дані генеруючої одиниці, включаючи встановлену потужність і джерело первинної енергії;

дані для розрахунків струмів короткого замикання;

дані про резерви підтримки частоти для генеруючих об’єктів, що пропонують або надають цю послугу;

дані про резерви для відновлення частоти для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;

дані про резерви заміщення для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;

дані про захист;

можливості щодо регулювання напруги та реактивної потужності;

дані, необхідні для виконання оцінки динамічної стійкості згідно з положеннями пункту 13.2 глави 13 розділу V цього Кодексу.

6.4.3. Кожний власник з’єднувача або системи ПСВН повинен надавати ОСП, зокрема, такі дані:

паспортні дані установки;

дані про трансформатори;

дані про фільтри і блоки фільтрів;

дані про компенсацію реактивної енергії;

можливості щодо регулювання активної потужності;

можливості щодо регулювання напруги та реактивної потужності;

встановлення пріоритетів робочого режиму - активного чи реактивного, якщо воно передбачене;

можливості з підтримання частотної характеристики;

динамічні моделі для динамічного моделювання;

дані про захист;

можливості з проходження КЗ без від’єднання від мережі.