( Пункт 2.7 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
2.8. Надзвичайна ситуація в ОЕС України виникає, якщо система передачі переходить у режим системної аварії та продовжується до моменту поки система передачі знаходиться у режимі системної аварії або режимі відновлення. Про виникнення надзвичайної ситуації повідомляється відповідно до порядку, визначеного в главі 1 розділу VIII цього Кодексу.
2.9. Якщо система передачі не знаходиться у нормальному режимі і якщо режим системи характеризується як широкомасштабний стан, ОСП повинен:
інформувати суміжних ОСП про режим своєї системи передачі у спосіб, визначений укладеним між ОСП та суміжним ОСП відповідним договором;
надавати додаткову інформацію суміжним ОСП про елементи своєї системи передачі, які є частиною області спостереження таких ОСП.
( Главу 2 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
3. Коригувальні дії
3.1. ОСП повинен забезпечувати, щоб його система передачі постійно знаходилася в нормальному режимі, і повинен попереджувати та усувати порушення операційної безпеки, для чого ОСП повинен розробляти, готувати і застосовувати коригувальні дії з урахуванням їх доступності, достатності часу і ресурсів, необхідних для їх активації.
3.2. Коригувальні дії, що використовуються ОСП повинні бути узгоджені із коригувальними діями, які забезпечують достатню пропускну спроможність міждержавних перетинів.
3.3. ОСП повинен застосовувати такі принципи при активізації і координації коригувальних дій:
при порушенні операційної безпеки, що не вимагають залучення інших ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії для повернення системи у нормальний режим і запобігати поширенню передаварійного або аварійного режиму за межі його області регулювання;
для порушень операційної безпеки, які потребують координації дій з іншими ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії у координації з іншими ОСП синхронної області.
3.4. При виборі відповідних коригувальних дій ОСП повинен застосовувати такі критерії:
активувати найбільш ефективні і економічні коригувальні дії;
активізувати коригувальні дії, ураховуючи очікуваний час активації і терміновість активації коригувальної дії;
ураховувати ризики відмов або перевантаження обладнання, а також помилкових дій оперативного персоналу при реалізації коригувальних дій і їх вплив на операційну безпеку;
мінімізувати вплив на пропускну спроможність міждержавних перетинів та суміжні області регулювання.
4. Типи коригувальних дій
4.1. ОСП може застосовувати такі типи коригувальних дій:
зміна тривалості планових відключень або повернення в роботу елементів системи передачі;
зміна положень РПН;
зміна положень ТПР;
зміна топології;
перемикання конденсаторів і реакторів;
застосування пристроїв управління напругою та реактивної потужністю на основі силової електроніки;
зміна реактивної потужності або заданого значення напруги приєднаних до системи передачі генеруючих одиниць;
перерахунок на добу наперед та внутрішньодобово міждержавної пропускної здатності відповідно до Правил управління обмеженнями та порядку розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів;
перерахунок графіків навантажень одиниць постачання послуг з балансування в області регулювання ОСП;
зустрічна торгівля між користувачами суміжних систем передач;
регулювання перетоків активної потужності вставки постійного струму;
застосування процедур управління відхиленнями частоти (корекція синхронного часу, помилки області регулювання);
зміна розподіленої міждержавної пропускної здатності;
ручне обмеження споживання в нормальному та передаварійному режимі.
5. Підготовка, застосування та координація коригувальних дій
5.1. Для запобігання погіршенню режиму системи ОСП повинен готувати та застосовувати коригувальні дії відповідно до принципів, викладених у пункті 3.3 глави 3 цього розділу, на основі:
моніторингу і визначення режимів системи відповідно до вимог глави 2 цього розділу;
аналізу аварійних ситуацій у реальному часі;
аналізу потенційних аварійних ситуацій у процесі оперативного планування.
5.2. Під час підготовки і застосування коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми, які впливають на області регулювання інших ОСП синхронної області, ОСП проводить спільно із залученими ОСП синхронної області оцінювання впливу такої коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми на його області регулювання або сусідні області регулювання та повинен надавати іншим залученим ОСП синхронної області всю інформацію про такий вплив.
5.3. Під час підготовки і здійснення коригувальної дії, яка має вплив на приєднані до системи передачі/розподілу електроустановки Користувачів, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, ОСП повинен, оцінити вплив таких коригувальних дій спільно із відповідними ОСР та користувачами системи передачі/розподілу і вибирати коригувальні дії, які сприятимуть підтримці нормального режиму і безпечної роботи системи передачі та систем розподілу. Користувач системи передачі/розподілу, обладнання якого знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, повинен надавати йому всю необхідну інформацію для підготовки коригувальної дії.
5.4. ОСП повинен забезпечити готовність, надійність і резервування засобів зв’язку та наведених нижче засобів, які необхідні для роботи системи передачі:
засоби для моніторингу поточного режиму системи передачі, включаючи засоби оцінювання стану та засоби для автоматичного регулювання частоти і потужності;
засоби для управління перемиканнями комутаційного обладнання, РПН трансформаторів та іншого обладнання, яке призначене для управління елементами системи передачі;
засоби зв’язку з диспетчерськими пунктами інших ОСП синхронної області, ОСР та Користувачів;
програмно-технічні засоби для аналізу операційної безпеки;
механізми та засоби взаємодії (зв’язку) з іншими ОСП синхронної області, що необхідні для забезпечення здійснення міждержавних ринкових операцій.
( Пункт 5.4 глави 5 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
6. Межі операційної безпеки
6.1. ОСП повинен визначати межі операційної безпеки для кожного елемента своєї системи передачі, зокрема для:
діапазонів напруги відповідно до пункту 9.3 глави 9 цього розділу;
діапазонів струмів короткого замикання відповідно до пункту 10.1 глави 10 цього розділу;
існуючих обмежень з точки зору теплових характеристик елементів, включаючи допустимі перевантаження.
6.2. Під час визначення меж операційної безпеки ОСП повинен враховувати можливості користувачів системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для підтримання напруги й частоти у нормальному і передаварійному режимі в допустимих межах, які б не призводили до їхнього від’єднання.
6.3. У разі реконструкції або модернізації будь-якого обладнання або елемента системи передачі ОСП повинен виконати відповідні розрахунки та аналіз і, у разі необхідності, оновити межі операційної безпеки.
6.4. Для кожного міждержавного зв’язку ОСП повинен узгоджувати межі операційної безпеки з ОСП своєї синхронної області.
7. План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури
7.1. ОСП повинен скласти План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури, який містить ідентифікацію, відбір та визначення пріоритетності елементів критичної інфраструктури, якою володіє або управляє ОСП, оцінку ризику у забезпеченні її безпеки для критичного майна, яке знаходиться у володінні або експлуатації ОСП за основними сценаріями фізичної і кібернетичної загрози, а також План захисту енергосистеми в аварійних режимах.
7.2. ОСП при розробці Плану забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури співпрацює з відповідними національними органами влади (РНБО, КМУ, Регулятором, центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики тощо у межах компетенції кожного зазначеного державного органу) та операторами критичної інфраструктури в інших сферах (газ, нафта) для забезпечення комплексного підходу на національному рівні та із ОСП синхронної області для забезпечення захисту критичної інфраструктури у сфері електроенергетики на регіональному рівні.
7.3. План забезпечення безпеки повинен розглядати потенційний вплив на суміжні взаємопов’язані системи передачі і включати організаційні та фізичні заходи, спрямовані на пом’якшення виявлених ризиків.
7.4. План забезпечення безпеки має перелік критичної інфраструктури та заходи безпеки. При ідентифікації, відборі та визначенні заходів із захисту розрізняють:
1) постійні заходи безпеки, які визначають необхідні інвестиції в безпеку і застосовуються постійно і які мають включати:
технічні заходи (включаючи встановлення засобів виявлення, розмежування доступу, захисту та профілактики);
організаційні (включаючи процедури оповіщення та управління кризовими ситуаціями);
заходи контролю та перевірки;
обміну інформацією;
підвищення обізнаності та навчання;
безпека інформаційних систем;
2) періодичні заходи безпеки, які можуть бути активізовані відповідно до різного рівня ризику та загрози.
7.5. ОСП 1 раз на 2 роки звітує щодо видів ризику, загроз безпеці критичній інфраструктурі центральному органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, у рамках моніторингу безпеки постачання електричної енергії відповідно до Закону України "Про ринок електричної енергії".
8. Регулювання частоти та активної потужності
8.1. Загальні положення
8.1.1. Ця глава визначає мінімальні вимоги та принципи регулювання частоти та потужності та резервів, що є обов’язковими для ОСП та Користувачів, які надають резерви потужності.
8.1.2. Виконання вимог цієї глави забезпечує:
підтримання частоти на номінальному рівні та ефективне використання резервів для підтримання надійної роботи ОЕС України;
регулювання міждержавних перетоків потужності;
організацію взаємодії ОСП з Користувачами, які надають резерви потужності в реальному часі.
8.1.3. Вимоги, встановлені в цій главі, та їх застосування ґрунтуються на принципі недискримінації та прозорості, а також принципі оптимізації між найвищою загальною ефективністю та найнижчою загальною вартістю для ОСП.
8.1.4. Обґрунтовані витрати, пов’язані з зобов’язаннями, зазначеними в цій главі, які несе ОСП, підлягають відшкодуванню у тарифі на послуги із диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.
8.1.5. ОСП та Користувачі повинні зберігати конфіденційність інформації та даних, наданих їм відповідно до цієї глави, і використовувати їх виключно відповідно до вимог, встановлених у цій главі.
8.1.6. Операційна угода синхронної області відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності повинна включати:
правила визначення обсягів, розподілу та місць розміщення щодо виконання резервів потужності та їх характеристик;
визначення параметрів якості частоти в синхронній області та розрахунки помилки області регулювання (ACE);
( Абзац третій підпункту 8.1.6 пункту 8.1 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
схема організації системи регулювання частоти та потужності;
розрахунки програм обміну електричною енергією між областями регулювання;
вимоги щодо наявності, надійності та надлишковості програмно-технічних засобів та засобів зв’язку для регулювання частоти та потужності;
правила роботи у нормальному та аварійному режимах;
умови транскордонної активації резервів потужності.
8.1.7. Операційна угода блоку регулювання, укладена відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності, має крім вимог, встановлених у підпункті 8.1.6 цього пункту, включати:
вимоги до моніторингу блоку регулювання;
обмеження швидкості зміни активної потужності у блоці регулювання;
розподіл відповідальності між ОСП блоку регулювання;
координацію дій щодо зменшення помилки регулювання блоку.
8.1.8. ОСП має право за необхідності укладати з іншими ОСП своєї синхронної області договори, що стосуються міждержавної торгівлі резервами потужності, та/або з іншими суб’єктами господарювання договори з врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків.
( Підпункт 8.1.8 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
8.2. Показники якості частоти
8.2.1. Цільові показники частоти для ОЕС України:
номінальна частота 50 Гц;
нормальний діапазон відхилень частоти від номінальної ± 50 мГц;
максимальне миттєве (динамічне) відхилення частоти - 800 мГц;
максимальне усталене (квазістатичне) відхилення частоти - 200 мГц;
час відновлення частоти 15 хвилин;
витримка часу початку оповіщення інших ОСП синхронної області - 5 хвилин;
максимальна кількість хвилин за межами нормального діапазону частоти - 15000 на рік.
8.2.2. ОСП повинен забезпечувати такі параметри ACE:
кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 200 мГц, повинна становити менше 30 % від кількості 15-хвилинних інтервалів на рік;
кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 500 мГц, повинна становити менше 5 % від кількості 15 хвилинних інтервалів на рік.
8.2.3. Якщо ОСП входить у блок регулювання, який складається більше ніж з однієї області регулювання, він повинен вказати в операційній угоді блоку регулювання значення параметрів ACE для кожної області регулювання.
8.2.4. Оцінка якості частоти виконується на основі даних про миттєві значення частоти і миттєві значення відхилень частоти відповідно до критеріїв оцінки якості частоти. Точність вимірювання значень миттєвої частоти і миттєвих значень частотної складової ACE, що вимірюється у Гц, повинна бути не гіршою 1 мГц, а циклічність вимірювань та передачі значень не повинна перевищувати 1 секунду.
8.2.5. Критерії оцінки якості регулювання частоти повинні включати:
середнє значення частоти на інтервалах: 10 хвилин, 1 година, 1 доба, 1 місяць, 1 рік;
середньоквадратичні відхилення частоти на інтервалах: 10 хвилин, 1 година, 1 доба, 1 місяць, 1 рік;
інтегральна тривалість знаходження частоти в певному діапазоні значень протягом доби, місяця (гістограми частоти);
кількість відхилень та відрізки часу, протягом яких відхилення частоти перевищують ± 50 мГц, ± 200 мГц від номінального значення (окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти);
кількість подій, в яких абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало 200 % від середньоквадратичного відхилення частоти і не було повернуто до значення 50 % від середньоквадратичного відхилення частоти, протягом 15 хвилин окремо для від’ємних і додатних відхилень частоти;
кількість і тривалість корекції (поправок) частоти;
екстремуми (максимум і мінімум) частоти за минулу добу з фіксацією часу екстремумів;
відхилення синхронного (електричного) часу від астрономічного на поточний момент наростаючим підсумком за добу, місяць, рік;
кількість разів протягом місячного періоду, якщо середнє за хвилину значення ACE перевищувало значення 60 % потужності резерву відновлення частоти і не повернулося до значення 15 % потужності РВЧ протягом 15 хвилин, окремо для додатних та від’ємних значень ACE.
8.2.6. Якщо розраховані за останній календарний рік значення показників якості регулювання частоти знаходяться за межами встановлених цільових показників, ОСП повинен проаналізувати причини, розробити рекомендації і запобіжні заходи щодо виконання цільових показників у майбутньому.
8.2.7. ОСП має визначати в операційній угоді блоку регулювання такі заходи для усунення ACE (зменшення до нуля) блоку регулювання і зменшення відхилень частоти, беручи до уваги технологічні обмеження генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць споживання:
зобов’язання щодо швидкості зміни навантаження, а також щодо часу початку зміни навантаження;
координація зміни навантаження генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць споживання у блоці регулювання.
( Підпункт 8.2.7 пункту 8.2 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 68 від 17.01.2023 )
8.3. Структура регулювання частоти та потужності, структура відповідальності за процес регулювання
8.3.1. Регулювання частоти і потужності в ОЕС України має бути забезпечене для таких режимів:
відокремленої роботи ОЕС України від енергосистем інших країн;
паралельної роботи ОЕС України з енергооб’єднанням ENTSO-E (ОЕС України може виконувати функцію області регулювання або, за укладеною угодою, блоку регулювання в енергооб’єднанні).
( Абзац четвертий підпункту 8.3.1 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )
8.3.2. Функціональну структуру побудови системи регулювання частоти та потужності в ОЕС України наведено на рисунку 18.
Рисунок 18
( Підпункт 8.3.2 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
8.3.3. Заходи з регулювання здійснюються на різних послідовних етапах, кожний з яких має різні характеристики та якості, і всі вони є взаємозалежними:
первинне регулювання розпочинається протягом 0,1-2 секунди з урахуванням відповідних технічних вимог до електроустановок, визначених розділом III цього Кодексу, як спільна дія всіх учасників паралельної роботи;
( Абзац другий підпункту 8.3.3 пункту 8.3 глави 8 розділу Vв редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
вторинне регулювання вводиться в дію централізовано у блоці регулювання/синхронній області протягом декількох десятків секунд, вивільняє первинне регулювання, відновлює нормальні параметри частоти та сальдо зовнішніх перетоків;
третинне регулювання вводиться в дію у блоці регулювання/синхронній області і вивільняє вторинне регулювання централізованим переплануванням генерації/зовнішніх перетоків/споживання;
регулювання часу виправляє глобальні відхилення синхронного часу за тривалий період.
8.3.4. ОСП повинен забезпечити якісне регулювання частоти та потужності у своїй області регулювання (ОЕС України) з дотриманням планових значень міждержавних обмінів.
8.3.5. ОСП для свого блоку регулювання повинен узгодити в Операційній угоді блоку регулювання розподіл обов’язків між ОСП цього блоку регулювання.
8.3.6. ОСП для своєї синхронної області повинен узгодити в Операційній угоді синхронної області розподіл обов’язків між ОСП синхронної області.
8.3.7. Процес первинного регулювання (підтримки частоти) полягає в утриманні частоти та зменшення відхилень частоти від номінального значення за рахунок активації РПЧ (резервів первинного регулювання). Цей процес починається автоматично протягом декількох секунд з моменту відхилення частоти від номінального значення та децентралізовано залучає РПЧ у синхронній області пропорційно величині відхилення частоти і діє аж до повернення частоти до номінального значення в результаті дії вторинного регулювання.
( Підпункт 8.3.7 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
8.3.8. Процес вторинного регулювання (відновлення частоти) полягає у поверненні частоти до номінального значення при одночасному поверненні міждержавних обмінів до планових значень (при синхронній роботі з енергосистемами інших держав) шляхом зведення помилки області регулювання АСЕ до нуля протягом часу відновлення частоти (не більше 15 хвилин), а також у відновленні активованого РПЧ шляхом активації РВЧ (резервів вторинного регулювання).
( Абзац перший підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )( Абзац другий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац третій підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац четвертий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац п'ятий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац шостий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац сьомий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Абзац восьмий підпункту 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )( Підпункт 8.3.8 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )
8.3.9. Процес третинного регулювання (заміщення резервів) полягає у поступовому відновлені активованих РПЧ та РВЧ шляхом активації РЗ (резервів третинного регулювання). Третинне регулювання може здійснюватися вручну відповідно до оперативних команд ОСП або автоматично.
( Підпункт 8.3.9 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021, № 642 від 11.04.2023 )
8.3.10. Для врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків (обмінів) ОСП може застосовувати процес врегулювання небалансів (позапланових відхилень).
8.3.11. ОСП має право здійснювати процес врегулювання небалансів з ОСП його блоку регулювання/синхронної області, що визначається в Операційній угоді блоку регулювання/синхронної області. Процес врегулювання небалансів здійснюється за рахунок застосування компенсаційної програми на безоплатній основі.
8.3.12. ОСП бере участь у процесі врегулювання небалансів таким чином, щоб не впливати на стабільність регулювання частоти синхронної області та операційну безпеку своєї області регулювання та суміжних областей регулювання.
8.3.13. ОСП повинен реалізувати обмін потужністю для врегулювання небалансів області регулювання таким чином, щоб не перевищувати фактичну кількість активацій РВЧ, необхідних для регулювання АСЕ цієї області регулювання до нуля без обміну потужністю для врегулювання небалансів.
8.3.14. ОСП, якщо бере участь у процесі врегулювання небалансів, повинен забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужністю для врегулювання небалансів дорівнювала нулю.
8.3.15. Якщо область регулювання ОСП входить до блоку регулювання і РВЧ також, як і РЗ, розраховується на основі небалансів блоку регулювання, ОСП здійснює процес взаємозаліку небалансів та взаємообміну в максимально можливому обсязі з іншими областями регулювання свого блоку регулювання.
8.3.16. У разі виникнення передаварійного, аварійного режиму роботи або режиму системної аварії та вичерпання резервів регулювання частоти та потужності в ОЕС України або системі передачі суміжного ОСП ОСП має право використовувати аварійну допомогу від суміжних ОСП або надавати аварійну допомогу суміжним ОСП відповідно до договорів, укладених з цими суміжними ОСП або з іншими суб’єктами господарювання, уповноваженими на підписання таких договорів відповідно до чинних нормативно-правових актів суміжних країн.
( Підпункт 8.3.16 пункту 8.3 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )
8.3.17. Процес надання/отримання аварійної допомоги до/від суміжних ОСП не повинен впливати на стабільність регулювання частоти ОЕС України та синхронної області, а також на операційну безпеку.
ОСП синхронної області здійснюють компенсацію позапланових відхилень міждержавних обмінів електричної енергії або надання/отримання аварійної допомоги шляхом зміни планового значення активної потужності міждержавного перетоку та часу його застосування для розрахунку АСЕ при регулюванні частоти та потужності.
8.3.18. ОСП у процесі врегулювання небалансів та надання/отримання аварійної допомоги повинен надавати заінтересованим ОСП своєї синхронної області:
усі вхідні дані, необхідні для обчислення обмінів потужністю з урахуванням операційної безпеки і виконання в режимі реального часу аналізу операційної безпеки;
відповідати за розрахунки обмінів потужністю, забезпечувати операційну безпеку.
8.3.19. ОСП має визначити в Операційній угоді синхронної області мінімальні вимоги до наявності, надійності та резервованості програмно-апаратних засобів та засобів зв’язку необхідних для врегулювання небалансів міждержавних обмінів та надання/отримання аварійної допомоги суміжним ОСП, зокрема:
точність, циклічність, резервованість телевимірів значень перетоків активної потужності по міждержавних лініях електропередач;
наявність і резервованість каналів передачі даних;
протоколи інформаційного обміну.
8.3.20. ОСП має визначити додаткові вимоги до готовності, надійності і резервованості технічної інфраструктури в Операційній угоді блоку регулювання.
8.3.21. ОСП повинен:
забезпечувати достатню якість і надійність здійснення розрахунку АСЕ;
здійснювати моніторинг якості розрахунку АСЕ в режимі реального часу;
вживати заходів у разі помилок при розрахунку АСЕ;
не менше одного разу на рік виконувати постфактум моніторинг якості розрахунку АСЕ шляхом порівняння фактичних значень сальдо перетоків з плановими (договірними) значеннями.
8.4. Регулювання частоти та потужності
8.4.1. Режими системи, пов’язані з частотою системи
1) ОСП повинен:
здійснювати управління ОЕС України з достатніми резервами активної потужності на завантаження/розвантаження для забезпечення балансу між виробництвом та споживанням у межах своєї області регулювання;
забезпечити якісне регулювання частоти в синхронній області у співпраці з усіма ОСП синхронної області;
забезпечити обмін даними в режимі реального часу з іншими ОСП синхронної області, які мають включати:
режим роботи системи передачі,
фактичні значення АСЕ блоку регулювання/синхронної області;
забезпечити заходи, за яких час існування АСЕ поза зоною нечутливості не перевищувала 15 хвилин;
2) ОСП повинен визначити в Операційній угоді синхронної області процедури управління для передаварійного режиму через порушення меж відхилення частоти системи. Процедури управління повинні бути спрямовані на зменшення відхилення частоти системи з метою відновлення стану системи до нормального і обмеження ризику входження в аварійний режим. Процедури управління повинні передбачати право ОСП відхилятися від звичайного процесу відновлення частоти;
3) якщо система працює в передаварійному режимі через недостатню кількість резервів активної потужності відповідно, ОСП повинен у тісній співпраці з іншими ОСП своєї синхронної області та ОСП інших синхронних областей вжити заходів для відновлення і заміни необхідних рівнів активних резервів потужності. Для цього ОСП має право вимагати від користувачів системи передачі/розподілу зміни виробництва або споживання електричної енергії в межах своєї області управління, щоб зменшити або усунути порушення вимог, що стосуються резерву активної потужності;
4) ОСП має право вимагати від користувачів системи передачі/розподілу зміни виробництва або споживання електричної енергії, якщо:
середня за 1 хвилину АСЕ в його блоці регулювання вище діапазону АСЕ 2-го рівня протягом часу, необхідного для відновлення частоти, і якщо ОСП не очікує, що АСЕ буде достатньо зменшена шляхом активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних);
АСЕ перевищує 25 % від розрахункового небалансу синхронної області більше 30 хвилин поспіль і якщо ОСП не очікує, що АСЕ буде достатньо зменшена шляхом активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних).
8.4.2. Вимоги до первинного регулювання частоти та РПЧ (резерв первинного регулювання):
( Абзац перший підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
1) розрізняють загальне і нормоване первинне регулювання частоти в ОЕС України.
Участь у загальному первинному регулюванні є обов’язковою умовою для генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D, які працюють у складі ОЕС України.
( Абзац другий підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
Усі генеруючі одиниці типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D повинні постійно брати участь у загальному первинному регулюванні.
( Абзац третій підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
Під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блоку регулювання одиниці надання ДП, що мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ, повинні забезпечити надання ДП з РПЧ у повному обсязі (незалежно від того чи були продані ці обсяги на відповідних аукціонах на ДП) з урахуванням доведеного ОСП балансу потужності відповідно до програми системних випробувань на цей час та оперативних команд диспетчера ОСП;
( Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 )( Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
2) загальне первинне регулювання частоти в ОЕС України має здійснюватися з метою збереження енергопостачання споживачів і функціонування електростанцій у разі аварійних відхилень частоти;
3) нормоване первинне регулювання має забезпечити стійку видачу необхідного РПЧ з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше та його підтримання до повернення частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії вторинного регулювання, тобто протягом щонайменше 15 хвилин. Задана величина РПЧ має контролюватись і підтримуватись оперативним персоналом електростанції на генеруючих одиницях, УЗЕ, одиницях споживання, що залучені до нормованого первинного регулювання;
( Підпункт 3 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
4) у разі розрахункового аварійного небалансу потужності первинне регулювання має утримувати квазістатичне відхилення частоти в межах 50 ± 0,2 Гц і динамічне відхилення частоти у межах 50 ± 0,8 Гц;
5) у разі відхилення частоти від номінальної понад 200 мГц до частот, визначених підпунктом 1 пункту 2.3 глави 2, пунктом 3.1 глави 3, підпунктом 1 пункту 4.1 глави 4 та підпунктом 1 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу, генеруючі одиниці, системи ПСВН, УЗЕ, одиниці споживання, що залучені до нормованого первинного регулювання, не повинні обмежувати видачу встановленого (фіксованого) РПЧ і додаткової регулюючої потужністі з незмінним значенням статизму в усьому діапазоні регулювання до виникнення технічних обмежень (залежно від виду генеруючої одиниці). У такому випадку додаткова регулююча потужність в ОЕС України забезпечується загальним первинним регулюванням;
( Підпункт 5 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022 )
6) після мобілізації первинних резервів встановлюється квазістатичний баланс потужності за нового квазістатичного значення частоти, відмінного від номінального, оскільки первинне регулювання є статичним і залежність величини відхилення частоти від величини небалансу потужності визначається крутизною СЧХ усієї синхронної області;
7) для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України (блоку регулювання) нормою участі в загальному первинному регулюванні є забезпечення:
( Абзац перший підпункту 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
дії первинного регулювання в межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання УЗЕ;
( Абзац другий підпункту 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
стійкої видачі наявної первинної регулюючої потужності з моменту відхилення частоти від номінальної на ± 0,2 Гц та більше і до входу відхилення частоти в мертву зону загального первинного регулювання ± 0,2 Гц, тобто не менше 15 хвилин;
динаміка зміни первинної регулюючої потужності генеруючої одиниці загального первинного регулювання визначається її наявними системами регулювання і має відповідати вимогам ГКД 34.20.507, а для УЗЕ визначається їхніми наявними системами регулювання та вимогами цього Кодексу;
( Абзац четвертий підпункту 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
8) для всіх генеруючих одиниць типу В (відповідно до їх технічної спроможності), С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блоку регулювання вимогами щодо участі в загальному первинному регулюванні є забезпечення:
дії первинного регулювання в межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання УЗЕ;
можливості гнучкого налаштування величини мертвої зони в діапазоні від 0 до 0,2 Гц у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, яке враховує технічну спроможність обладнання;
стійкої видачі наявної первинної регулюючої потужності при виході частоти за межі встановленої мертвої зони і до входу відхилення частоти в мертву зону загального первинного регулювання протягом не менше ніж 15 хвилин;
можливості змінювати уставку статизму у діапазоні:
від 2% до 12% (для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D відповідно до їх технічної спроможності),
від 0,1% до 12% (для УЗЕ типу А1, А2, B, C, D) у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, яке враховує технічну спроможність обладнання;
динаміки зміни первинної регулюючої потужності генеруючої одиниці загального первинного регулювання, що визначається їх наявними системами регулювання, зокрема для генеруючих одиниць, які мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ - динаміка зміни первинної регулюючої потужності згідно з підпунктом 13 цього підпункту, а для УЗЕ визначається наявними в них системами регулювання та вимогами цього Кодексу;
( Підпункт 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 )
9) забороняється використання пристроїв і систем автоматичного керування, а також ведення режимів роботи електростанцій, енергоблоків (агрегатів), що перешкоджають зміні потужності в разі зміни частоти. З дозволу ОСП допускається короткочасне їхнє використання в разі несправності основного обладнання, щоб запобігти виникненню технологічних порушень або їхньої ліквідації. Після зміни потужності, зумовленої зміною частоти, оперативний персонал електростанцій має право втручатися у процес регулювання потужності тільки в таких випадках:
після відновлення частоти 50,00 Гц;
з дозволу ОСП;
у разі виходу потужності за межі, що допустимі для обладнання;
у разі виходу швидкості зміни потужності за межі, що допустимі для обладнання;
у разі виникнення загрози порушення технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока АЕС;
10) нормоване первинне регулювання має забезпечувати стійку видачу необхідного РПЧ і його утримання, починаючи з моменту відхилення частоти від номінальної на величину мертвої зони частотної характеристики, встановленої відповідно до підпункту 17 цього підпункту, і більше, закінчуючи повною компенсацією небалансу потужності, що виник, і поверненням частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії вторинного регулювання, тобто протягом принаймні 15 хвилин;
( Підпункт 10 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
11) величина первинної регулюючої потужності, що видається в ОЕС України або в синхронну область при відхиленні частоти, визначається величиною цього відхилення частоти і крутизною статичної частотної характеристики (СЧХ) ОЕС України/синхронної області. Величина відхилення частоти в разі виникнення небалансу потужності визначається величиною цього небалансу і крутизною СЧХ ОЕС України/синхронної області;
12) значення крутизни СЧХ блоку регулювання/синхронної області нормуються значеннями корекції по частоті відповідно до вимог блоку регулювання/синхронної області, які мають задаватися спільно ОСП країн, що працюють синхронно, і періодично (не рідше ніж 1 раз на рік) оновлюватися на основі фактичних даних щодо крутизни СЧХ;
13) нормована первинна регулююча потужність, що дорівнює сумарному РПЧ ОЕС України/синхронної області, має активуватись якомога швидше без штучної затримки (через 0,1-2 секунди) з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше.
У разі відхилення частоти, що дорівнює або перевищує 200 мГц, час введення в дію сумарного РПЧ ОЕС України/синхронної області на 50% має складати не більше 15 секунд, а всього сумарного необхідного РПЧ - не більше 30 секунд. При цьому активація всього сумарного РПЧ кожного ПДП повинна зростати принаймні лінійно з 15 до 30 секунд.
У разі відхилення частоти менше 200 мГц відповідний активований обсяг РПЧ повинен бути щонайменше пропорційним згідно з динамікою в часі, як зазначено в абзаці другому цього підпункту.
Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що не обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики.
Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики, до повного вичерпання енергоємності в негативному або позитивному напрямку з урахуванням часу надання УЗЕ послуги з РПЧ, визначеному у підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу;
( Підпункт 13 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
14) характеристики нормованого первинного регулювання в різних блоках регулювання/енергосистемах синхронної області мають бути за можливістю аналогічними, щоб уникнути коливань і динамічного перерозподілу первинної регулюючої потужності у процесі компенсації небалансу потужності блоків регулювання/синхронної області;
15) максимальний комбінований ефект властивої нечутливості частотної характеристики та можливої навмисної мертвої зони частотної характеристики регулятора (fнч ) одиниць/груп постачання РПЧ не повинен перевищувати 10 мГц;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
16) точність локальних вимірювань частоти, що використовуються у первинних регуляторах частоти, має бути не гірше ± 0,01 Гц (бажано 0,001 Гц) з циклом оновлення вимірювань частоти в діапазоні від 0,1 секунди до 1 секунди і відповідати циклу роботи системи регулювання за допомогою РПЧ, який має не перевищувати 1 секунду;
17) Величина мертвої зони частотної характеристики (± Дельта f0) від номінальної частоти може встановлюватися ОСП у діапазоні від 0 до 200 мГц і за замовчуванням дорівнює 10 мГц, якщо інше не встановлено за оперативним розпорядженням ОСП;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022 )
18) статизм одиниці/групи постачання РПЧ має бути здатним змінюватися відповідно до вимог, установлених у підпункті 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу для генеруючих одиниць та в підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу для УЗЕ, і забезпечувати видачу всього заданого РПЧ у разі відхилення частоти на ± 0,2 Гц і більше. Величина статизму визначає нахил статичної частотної характеристики регулювання за допомогою РПЧ. За межами мертвої зони величина статизму сігма визначається за формулою
сігма (%) = див. зображення,
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )
19) первинне регулювання має здійснюватися зміною потужності генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання залежно від фактичного відхилення частоти по статичній характеристиці. Для генеруючих одиниць - згідно з рисунком 3, для УЗЕ - по статичній характеристиці первинного регулювання згідно з рисунком 15;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022 )
20) виведення одиниці агрегації, генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання, з нормованого ППЧ самостійно агрегатором та/або власником генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання забороняється і виконується лише за оперативною командою ОСП розширенням мертвої зони ППЧ до визначеного ним рівня;
( Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1680 від 29.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )
21) величина необхідного сумарного РПЧ області регулювання на завантаження і розвантаження визначається розрахунковим небалансом потужності області регулювання або синхронної області при синхронній роботі, який виникає внаслідок аварійного вимкнення найбільш потужного енергоблока або вузла електроспоживання, за якого РПЧ має утримати квазістатичне відхилення частоти в межах ± 0,2 Гц;