Про затвердження Кодексу системи передачі

річний помісячний прогноз робочої потужності - не пізніше ніж до 01 вересня кожного року на наступний рік (кВт);

місячний потижневий прогноз робочої потужності - не пізніше ніж до 20 числа кожного місяця на наступний місяць (кВт);

тижневий подобовий прогноз робочої потужності - не пізніше 12:00 четверга кожного тижня на наступний тиждень (кВт);

добовий прогноз робочої потужності - не пізніше 09:00 кожного робочого дня на наступну добу, а у випадку вихідних/святкових днів - на всі наступні вихідні/святкові дні та наступний перший робочий день (кВт).

5.8.3. Річні прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:

планову помісячну максимальну та мінімальну потужність кожного генеруючого блока з урахуванням графіків виведення з роботи обладнання (кВт);

плановий помісячний відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);

планове помісячне виробництво кожної одиниці (кВт·год);

типовий добовий графік роботи генеруючих одиниць для кожного місяця (кВт).

5.8.4. Місячні прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:

планову потижневу максимальну та мінімальну потужність кожної генеруючої одиниці з урахуванням графіків виведення з роботи обладнання (кВт);

плановий щодобовий відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);

планове щодобове виробництво електричної енергії кожної одиниці (кВт·год);

типовий добовий графік роботи генеруючих одиниць для робочого та вихідного дня (кВт).

5.8.5. Тижневі прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:

планову максимальну та мінімальну потужність кожної генеруючої одиниці для кожної доби погодинно з урахуванням графіків виведення з роботи обладнання (кВт);

плановий щодобовий відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);

планове щодобове виробництво електричної енергії кожної одиниці (кВт·год);

планові графіки виробництва генеруючих одиниць для кожної доби тижня (кВт).

5.8.6. Добові прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:

погодинні максимальні та мінімальні потужності кожної генеруючої одиниці (кВт);

погодинний відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);

погодинне виробництво кожної одиниці (кВт·год).

5.8.7. Для ВЕС та СЕС річні, місячні, тижневі та добові прогнози надаються як сумарна потужність вітрових електроустановок або сонячних панелей з інверторами.

6.1. ОСП має систематично проводити аналіз операційної безпеки та докладати максимальних зусиль для підтримання операційної безпеки енергосистеми.

6.2. Для проведення аналізу операційної безпеки ОСП готує окремі моделі мережі відповідно до встановлених методик для кожного з наступних часових періодів із застосуванням форматів даних, встановлених програмним забезпеченням для обміну оперативними даними ENTSO-E:

рік наперед;

тиждень наперед;

на добу наперед;

для поточної доби.

6.3. Моделі мережі повинні включати структурну інформацію і дані, викладені в пунктах 5.7 та 5.8 глави 5 цього розділу. Дані для моделей на добу наперед та поточну добу надходять за результатами роботи відповідних ринків та оновлених прогнозів споживання та генерації.

6.4. ОСП повинен спільно з іншими ОСП своєї синхронної області розробити загальний перелік сценаріїв на рік наперед, за якими вони оцінюють роботу синхронної області передачі на наступний рік. Сценарії повинні включати наступні змінні:

попит на електричну енергію;

генерацію ВДЕ;

планові обсяги імпорту-експорту, у тому числі узгоджені базові значення, що дозволяють вирішувати взаємопов’язані завдання;

моделювання генерації та режиму роботи УЗЕ з урахуванням її доступності;

розвиток мережі на наступний рік.

6.5. Список сценаріїв повинен принаймні включати такі сценарії, якщо інше не погоджено між ОСП синхронної області:

зимовий максимум;

зимовий мінімум;

весняний максимум;

весняний мінімум;

літній максимум;

літній мінімум;

осінній максимум;

осінній мінімум.

6.6. ОСП повинен щорічно надавати ENTSO-E до 15 липня свій перелік сценаріїв разом з роз'ясненнями до цих сценаріїв для публікації у загальному переліку сценаріїв на поточний рік.

6.7. ОСП повинен визначити на наступний рік індивідуальну модель мережі для кожного із сценаріїв, розроблених відповідно до пункту 6.5 цієї глави, використовуючи найкращі оцінки змінних, визначених у пункті 6.4 цієї глави, та опублікувати моделі мережі на електронній платформі ENTSOE для оперативного планування електричної енергії.

Якщо ОСП змінює або оголошує про зміну найкращих оцінок змінних, визначених у пункті 6.4 цієї глави, що впливають на операційну безпеку, то він повинен оновити моделі мережі на наступний рік та завантажити їх на відповідній електронній платформі ENTSO-E.

6.8. При визначенні на наступний рік індивідуальної моделі мережі ОСП повинен:

1) погодити з ОСП своєї синхронної області очікувані перетоки потужності по системах ПСВН, які з’єднують їх області регулювання;

2) збалансувати для кожного сценарію суми:

чистих обмінів по лініях змінного струму;

очікуваних перетоків потужності по системах ПСВН;

навантаження;

виробництва.

6.9. ОСП повинен включити в індивідуальну модель мережі на наступний рік сумарні величини потужності, відпуску для генеруючих одиниць, УЗЕ, підключених до систем розподілу. Такі величини повинні:

узгоджуватися зі структурними даними, наданими відповідно до вимог, встановлених у пунктах 6.2, 6.3 та 6.4 цієї глави;

відповідати сценаріям, розробленим відповідно до пунктів 6.4 та 6.5 цієї глави;

розрізнятися за типами первинних джерел енергії.

6.10. ОСП на підставі операційної угоди синхронної області має надавати та вимагати від інших ОСП своєї синхронної області будь-яку інформацію про зміни в топології мережі або оперативних механізмах таких, як уставки захисту або схеми захисту системи, однолінійні схеми і конфігурації підстанцій або додаткові моделі мережі, що мають значення для точного представлення системи передачі у процесі об’єднання індивідуальних моделей мереж, щоб сформувати модель загальної мережі своєї синхронної області для проведення аналізу операційної безпеки.

6.11. ОСП спільно з будь-яким ОСП своєї синхронної області у разі потреби повинні розробити найбільш репрезентативні сценарії для аналізу операційної безпеки їх систем передачі на тиждень наперед та об’єднати їх індивідуальні моделі мереж аналогічно об’єднанню індивідуальних моделей Операторів при здійсненні аналізу операційної безпеки на рік наперед.

ОСП складає або оновлює індивідуальну модель мережі на тиждень наперед відповідно до розроблених сценаріїв.

6.12. Аналіз операційної безпеки проводиться ОСП у межах таких часових періодів:

річний аналіз - не пізніше ніж до 01 листопада кожного року на наступний рік;

сезонний аналіз - за один місяць до початку кожного сезону - до 01 березня на весняно-літній сезон та до 01 вересня на осінньо-зимовий сезон;

місячний аналіз - не пізніше ніж до 25 числа кожного місяця на наступний місяць;

тижневий аналіз - кожного четверга на наступний тиждень;

аналіз на добу наперед - до 18:00 кожного робочого дня після отримання результатів роботи ринку на добу наперед на наступну добу, а у випадку святкових днів - на всі наступні святкові дні та наступний перший несвятковий день;

аналіз у поточній добі - кожні 15 хвилин.

6.13. Для проведення аналізу операційної безпеки ОСП повинен у ситуації N імітувати кожну аварійну ситуацію із Переліку аварійних ситуацій, встановленого відповідно до пункту 12.1 глави 12 розділу V цього Кодексу, та перевірити, що межі операційної безпеки, зазначені у пункті 6.1 глави 6 розділу V цього Кодексу, у ситуації N-1 не порушено в його області регулювання.

6.14. ОСП повинен проводити аналіз операційної безпеки з використання загальних моделей мережі, розроблених відповідно до пункту 6.10 цієї глави, та враховувати заплановані відключення у своїй області спостереження. ОСП повинен обмінюватися результатами свого аналізу операційної безпеки з ОСП своєї синхронної області, елементи яких знаходяться в його області спостереження і піддаються ризику порушення меж операційної безпеки за результатами цього аналізу операційної безпеки.

6.15. ОСП повинен проводити аналіз операційної безпеки від річного до тижневого для того, щоб виявити такі обмеження:

перетікання потужності та напруги, що перевищують межі операційної безпеки;

порушення меж стійкості системи передачі, визначеної відповідно до підпунктів 13.2.2 і 13.2.6 пункту 13.2 глави 13 розділу V цього Кодексу;

порушення порогових значень струмів короткого замикання у системі передачі.

6.16. Якщо ОСП виявляє можливі обмеження, він розробляє коригувальні дії відповідно до вимог глави 5 розділу V цього Кодексу.

6.17. ОСП виконує аналіз операційної безпеки на добу наперед, у поточній добі та в режимі реального часу для виявлення можливих обмежень та підготовки і застосування коригувальних дій спільно з іншими ОСП своєї синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу, режими роботи яких впливають на режими роботи системи передачі. ОСП повинен здійснювати моніторинг фактичного споживання та генерації електричної енергії і при значному відхиленні оновлювати аналіз операційної безпеки. При розрахунках у реальному часі застосовується оцінка режиму енергосистеми.

6.18. ОСП несе відповідальність за оцінювання, підтримання та відновлення операційної безпеки у всіх часових рамках експлуатації. Аналіз операційної безпеки має враховувати конфігурацію передавальних мереж та стабільність енергосистеми, як статичну, так і динамічну.

6.19. Для аналізу операційної безпеки ОСП має використовувати такі дані з процесу оперативного планування:

дані з прогнозу споживання та виробництва електричної енергії;

дані з планування виведення з роботи обладнання;

прогнози величин резервів активної потужності для управління енергосистемою.

6.20. Для аналізу операційної безпеки ОСП має також використовувати такі дані:

ретроспективні дані щодо експлуатації енергосистеми;

розрахункові обсяги міждержавної передачі електричної енергії;

повідомлення про аварійні ситуації, які можуть вплинути на безпеку енергосистеми;

обмеження в енергосистемі, які можуть впливати на прогнози споживання та виробництва електричної енергії;

умови постачання палива;

прогнози метеорологічних умов;

відкриту інформацію про події, які можуть негативно вплинути на стабільність та безпеку енергосистеми.

6.21. У разі необхідності ОСП може звернутися до Користувачів з запитом про надання додаткової та/або підтвердження раніше наданої інформації для використання її при аналізі операційної безпеки на найближчий відповідний період.

6.22. Аналіз операційної безпеки проводиться для типових годин експлуатації, обраних ОСП на основі ретроспективних даних та досвіду роботи, але не менше як для:

однієї години однієї доби одного тижня кожного місяця року - для річного аналізу операційної безпеки;

однієї години однієї доби кожного тижня в сезоні - для сезонного аналізу операційної безпеки;

однієї години кожної доби місяця - для місячного аналізу операційної безпеки;

шести типових годин кожної доби - для тижневого аналізу операційної безпеки;

кожної години наступної доби - для добового аналізу операційної безпеки.

6.23. Інформація, яка готується ОСП за результатами аналізу операційної безпеки має містити по кожному відповідному періоду (рік/місяць/тиждень/доба/година) такі дані:

прогнози споживання електричної енергії, з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах та на власні потреби електростанцій;

прогнози виробництва наявної активної потужності;

аналіз ймовірних ситуацій, в яких можуть порушуватися межі операційної безпеки;

аналіз ймовірних ситуацій, в яких не забезпечується достатній запас резервів активної потужності;

аналіз ймовірних ситуацій, в яких не забезпечується достатній запас резервів первинного та вторинного регулювання енергосистеми;

ймовірність аварійних ситуацій з переліку аварійних ситуацій;

коригувальні дії для аварійних ситуацій з переліку аварійних ситуацій;

іншу інформацію, яка може вплинути на безпеку енергосистеми та постачання електричної енергії.

6.24. За результатами аналізу операційної безпеки ОСП визначає на відповідний період для всіх прогнозованих режимів обсяги необхідного резерву активної потужності енергоблоків, а також обсяги інших видів допоміжних послуг для забезпечення регулювання частоти (обсяги резервів із підтримки частоти, відновлення частоти та резервів заміщення) та/або підтримання погоджених відхилень міждержавних перетоків відповідно до критеріїв балансування, визначених у розділі V цього Кодексу.

7.1. З метою задоволення технологічних та/або комерційних потреб учасників ринку електричної енергії ОСП визначає пропускну спроможність електричних мереж системи передачі (далі - пропускна спроможність) за такими її ознаками:

загальна пропускна спроможність електричних мереж системи передачі;

технічний резерв пропускної спроможності;

чиста пропускна спроможність міждержавного перетину;

вільна пропускна спроможність міждержавного перетину;

обмеження пропускної спроможності міждержавного перетину.

7.2. Визначення пропускної спроможності здійснюється в межах таких часових періодів:

річних;

сезонних;

місячних;

тижневих;

добових (на наступну добу).

7.3. Визначення пропускної спроможності здійснюється з урахуванням:

пропускної спроможності внутрішніх перетинів електричних мереж;

обсягів технологічних перетоків між суміжними енергосистемами;

обсягів експортно-імпортних операцій;

критеріїв операційної безпеки мережі, зокрема, критерію N-1;

обмежень пропускної спроможності, пов’язаних з технологічними порушеннями, ремонтними схемами на внутрішніх та міждержавних перетинах або окремих лініях електропередачі, погодними умовами тощо.

7.4. Для визначення пропускної спроможності ОСП використовує фактичні та планові дані відповідно до укладених договорів, а також дані з оцінювання безпеки постачання.

У разі необхідності ОСП може звернутися до Користувачів з запитом про надання додаткової інформації, необхідної для визначення пропускної спроможності у відповідному напрямку та у відповідний період часу. Суб’єкти ринку електричної енергії не можуть відмовити ОСП у наданні таких даних, у тому числі і даних комерційного характеру.

7.5. ОСП має оприлюднювати таку інформацію щодо пропускної спроможності:

вимоги до безпеки, технічної експлуатації та планування режимів роботи міждержавних перетинів, включаючи алгоритм розрахунку загальної пропускної спроможності та запасу надійності (технічного резерву), відповідно до електричних та фізичних показників мережі;

дані щодо роботоспроможності мережі, доступу до мережі та використання мережі, ураховуючи інформацію про наявність фізичних обмежень пропускної спроможності, методи управління обмеженнями та плани щодо їх усунення у майбутньому;

дані щодо обмежень суб’єктів ринку електричної енергії у доступі до пропускної спроможності;

перспективні плани розвитку інфраструктури системи передачі та прогноз впливу такого розвитку на пропускну спроможність міждержавних перетинів;

прогнози щодо вільної пропускної спроможності на ринку електричної енергії на наступний період (рік, місяць, тиждень, доба);

фактичні дані щодо розподіленої пропускної спроможності, включаючи відповідні умови її використання, а також щодо використаної пропускної спроможності;

узагальнені фізичні та комерційні перетоки електричної енергії для кожного розрахункового періоду на ринку електричної енергії, включаючи опис дій щодо обмеження пропускної спроможності, з метою вирішення проблемних питань під час експлуатації ОЕС України;

кількісні показники надійності доступної пропускної спроможності, інформацію щодо планових та фактичних відключень елементів передавальної мережі та енергоблоків, встановлена потужність яких перевищує 100 МВт;

дані щодо узагальненого прогнозного та фактичного попиту, доступності та фактичного використання генеруючих потужностей та електроустановок споживання, здатних до регулювання, доступності та використання мережі та перетинів, балансуючої електричної енергії та резервів потужності;

процедури балансування, управління обмеженнями та розподілу пропускної спроможності.

7.6. Уся інформація, що оприлюднюється ОСП відповідно до пункту 7.5 цієї глави, має бути у вільному доступі та містити інформацію за останні 2 роки.

1.1. Управління режимами роботи ОЕС України з виробництва, передачі, розподілу, споживання електричної енергії та зберігання енергії для забезпечення здатності енергосистеми задовольняти сумарний попит на електричну енергію та потужність у кожний момент часу з дотриманням вимог енергетичної, техногенної та екологічної безпеки здійснюється шляхом диспетчерського (оперативно-технологічного) управління (далі - диспетчерське управління).

1.2. Функції диспетчерського управління ОЕС України та організацію паралельної роботи з енергетичними системами інших держав здійснює ОСП.

1.3. Диспетчерське управління поширюється на суб’єктів господарювання, об’єкти електроенергетики або об’єкти електроспоживання та/або УЗЕ яких підключені до ОЕС України.

1.4. Диспетчерське управління базується на принципах об’єктивності, прозорості та недискримінаційності та має забезпечувати належне функціонування ОЕС України та ринку електричної енергії згідно з вимогами Закону України "Про ринок електричної енергії" та відповідних нормативно-правових актів і нормативно-технічних документів.

1.5. Усі оперативні команди і розпорядження ОСП, які надаються ним при виконанні функцій з диспетчерського управління, підлягають беззаперечному виконанню користувачами системи передачі/розподілу, за винятком випадків, передбачених пунктом 4.11 глави 4 цього розділу.

2.1. Диспетчерське управління ОЕС України здійснюється за ієрархічною структурою з обов’язковим оперативним підпорядкуванням нижчих рівнів управління вищим.

2.2. Органом вищого рівня диспетчерського управління є ОСП, включаючи його підрозділи - регіональні диспетчерські центри.

Середнім рівнем диспетчерського управління є виробники електричної енергії з встановленою потужністю більше 20 МВт, ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких більше 20 МВт, а також ОСР та постачальники послуг з балансування.

Нижчим рівнем диспетчерського управління є споживачі електричної енергії (крім постачальників послуг балансування), ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких не перевищує 20 МВт, та виробники електричної енергії розподіленої генерації (крім постачальників послуг з балансування).

2.3. Організаційну структуру оперативно-диспетчерського управління в ОЕС України для вищого та середнього рівня розробляє ОСП. ОСП розробляє дану структуру з урахуванням вимог пункту 2.2 цієї глави та операційної безпеки.

2.4. Оперативне управління на кожному рівні диспетчерського управління здійснюється оперативним та/або оперативно-виробничим персоналом (далі - оперативний персонал) користувача системи передачі/розподілу.

2.5. Обладнання об’єктів електроенергетики кожного рівня диспетчерського управління має бути розділено за категоріями оперативної підпорядкованості: оперативне управління або оперативне відання.

2.6. В оперативному управлінні оперативного персоналу ОСП повинні знаходитися лінії електропередачі, устаткування, пристрої РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ, УЗЕ, операції з якими повинні проводитися ним самостійно або за його керівництвом і потребують координації дій підпорядкованого оперативного персоналу і узгоджених змін на декількох об’єктах.

2.7. В оперативному віданні оперативного персоналу ОСП повинні знаходитися лінії електропередачі, устаткування, пристрої РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ, УЗЕ, стан і режим яких впливають на наявну потужність і резерв електростанцій, режим і надійність роботи мереж ОЕС України в цілому, а також настроювання пристроїв РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ. Операції із зазначеним устаткуванням і пристроями повинні проводитись з дозволу оперативного персоналу, у віданні якого знаходяться устаткування і пристрої.

3.1. ОСП здійснює такі функції в режимі реального часу:

підтримання балансу між виробництвом та споживанням електричної енергії в ОЕС України;

використання власних УЗЕ, якщо система передачі знаходиться у передаварійному режимі, аварійному режимі, режимі системної аварії або режимі відновлення;

моніторинг оперативного стану обладнання, яке перебуває в його оперативному підпорядкуванні;

моніторинг обміну електричною енергією між ОЕС України та енергосистемами суміжних держав та виконання добового графіка перетоків потужності та енергії по міждержавних перетинах;

моніторинг виконання виробниками електричної енергії акцептованого добового графіка електричної енергії;

підтримання рівня напруги в контрольних точках ОЕС України відповідно до графіка напруги;

регулювання перетоків електричної енергії в контрольних перетинах ОЕС України та елементах електричних мереж з метою недопущення їх завантаження понад встановлені максимально допустимі значення;

підтримання необхідних обсягів резервів потужності на електростанціях ОЕС України;

видача оперативних команд та розпоряджень постачальникам послуг з балансування та постачальникам допоміжних послуг стосовно їх надання;

керівництво оперативним персоналом щодо поточного режиму роботи та/або оперативного стану електрообладнання, яке перебуває в його оперативному підпорядкуванні;

запобігання та ліквідація технологічних порушень в ОЕС України.

3.2. ОСП визначає перелік обладнання, що має знаходитись у його оперативному підпорядкуванні. ОСП надає цей перелік суб’єктам енергетики, обладнання яких входить до цього переліку.

3.3. Принципи розподілу обладнання за категоріями оперативної підпорядкованості щодо оперативного управління та відання, вимоги щодо здійснення управління, порядок управління обладнанням, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, порядок підпорядкування оперативного персоналу та його взаємодії визначаються положеннями про взаємодію ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, які розробляються ОСП і є невід'ємними додатками до Типового договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, що є додатком 5 до цього Кодексу.

3.4. Користувачі системи передачі/розподілу повинні мати відповідну структуру диспетчерського управління та переліки обладнання з його розподілом за категоріями оперативної підпорядкованості.

3.5. На підставі розроблених та затверджених ОСП положень Користувачі розробляють власні положення та інструкції, що деталізують дії оперативного персоналу щодо обладнання, яке перебуває в їх оперативному підпорядкуванні, а також встановлюють взаємодію з оперативним персоналом суміжних об’єктів, робота яких вимагає відповідної координації дій цього персоналу.

3.6. Суб’єкти середнього рівня диспетчерського управління розробляють та узгоджують положення про взаємодію, яке включає, зокрема, узгодження розподілу обладнання за формами оперативної підпорядкованості щодо оперативного управління та відання.

У разі наявності розбіжностей між суб’єктами диспетчерського управління однакового рівня стосовно визначення ними суб’єкта, який здійснює управління або відання електроустановками, положення про взаємодію направляється на узгодження ОСП, рішення якого із зазначених питань є остаточним.

3.7. Суб’єкти середнього та нижчого рівнів диспетчерського управління взаємодіють між собою з оперативно-технологічних питань на підставі відповідного положення, узгодженого між ними.

3.8. Взаємодія щодо диспетчерського управління міждержавними електричними мережами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, здійснюється в порядку, встановленому міждержавними угодами, договорами між такими суб’єктами та цим Кодексом.

У період після приєднання до ІТС механізму ОСП забезпечує диспетчерське (оперативно-технологічне) управління при здійсненні експорту/імпорту електричної енергії, але у спосіб без укладання договору.

4.1. Взаємодія між оперативним персоналом суб’єктів ОЕС України відповідно до його оперативної підпорядкованості регулюється цим Кодексом, договорами, положеннями, які мають виконуватися відповідно до договорів про надання послуг з диспетчерського управління, укладених ОСП з Користувачами та договорів про участь у балансуючому ринку, які укладаються між ОСП та постачальником послуг з балансування, а також договорів між Користувачами у випадку їх спільного володіння об’єктом диспетчерського управління або наявності суміжних об’єктів, які є технологічно залежними з точки зору диспетчерського управління.

4.2. Диспетчерське управління здійснюється шляхом надання оперативних команд та/або розпоряджень або шляхом застосування засобів дистанційного управління.

4.3. Оперативні команди надаються черговим диспетчером підпорядкованому персоналу щодо виконання конкретних дій з управління технологічними режимами роботи об’єктів ОЕС України та оперативним станом обладнання енергооб’єктів.

Підпорядкований оперативний персонал після виконання оперативних команд повинен підтвердити їх виконання.

4.4. Дії з оперативного управління обладнанням, яке знаходиться в оперативному віданні іншого суб’єкта, мають бути попередньо узгоджені з персоналом цього суб’єкта.

4.5. Оперативне розпорядження ОСП та інших керівників відповідних рівнів диспетчерського управління щодо управління технологічними режимами роботи ОЕС України та оперативним станом обладнання енергооб’єктів надаються у письмовому вигляді та виконуються як оперативна команда в час, визначений у такому оперативному розпорядженні.

4.6. Оперативні команди та розпорядження віддаються диспетчером оперативному персоналу об’єкта управління безпосередньо за ієрархічною структурою диспетчерського управління.

У разі відсутності зв’язку оперативна команда або розпорядження передається через будь-якого суб’єкта, включеного до системи диспетчерського управління.

4.7. Оперативні переговори та оперативно-диспетчерську документацію необхідно вести із застосуванням єдиної загальновживаної термінології, форм розпоряджень, повідомлень і записів.

Ведення оперативної документації має здійснюватися згідно з вимогами Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж, інших нормативно-правових актів та нормативно-технічних документів.

Оперативні команди та розпорядження мають бути лаконічними, чіткими, стислими та зрозумілими за змістом і сформульованими так, щоб унеможливити непорозуміння та помилки під час їх отримання.

4.8. На всіх рівнях диспетчерського управління повинні здійснюватися автоматична фіксація всіх оперативних переговорів за допомогою аудіорегістраторів з обов'язковою реєстрацією оперативних команд та розпоряджень в оперативній документації диспетчерського персоналу.

Термін зберігання зазначеної оперативної документації та аудіозаписів становить не менше 5 років.

4.9. Якщо з будь-якої причини підпорядкований оперативний персонал не здатний виконати оперативну команду або розпорядження, надані диспетчером вищого рівня, він має негайно повідомити про це диспетчера, який їх віддав.

4.10. Якщо оперативна команда або розпорядження, надані диспетчерським персоналом вищого рівня, вважається підпорядкованим оперативним персоналом помилковою, він повинен негайно доповісти про це особі, яка надала цю оперативну команду або розпорядження.

У разі підтвердження необхідності виконання наданої оперативної команди або розпорядження підпорядкований оперативний персонал зобов’язаний їх виконати.

4.11. Оперативні команди або розпорядження, виконання яких пов’язане з порушенням правил охорони праці та створює загрозу здоров’ю і життю людей, а також виконання яких може призвести до пошкодження обладнання та/або зниження рівня безпеки ядерної установки АЕС, виконувати забороняється.

Про відмову щодо виконання таких оперативних команд або розпоряджень підпорядкований оперативний персонал зобов’язаний негайно повідомити оперативний персонал, який надав оперативну команду або розпорядження, а також свого безпосереднього керівника та зробити відповідний запис в оперативній документації.

4.12. Якщо ОСП або інший суб’єкт диспетчерського управління ОЕС України фіксує, що суб’єкт нижчого рівня оперативної підпорядкованості не дотримується оперативної команди або розпорядження, він зобов’язаний вжити всіх необхідних заходів, щоб запобігти або мінімізувати негативні наслідки невиконання оперативних команд або розпоряджень.

5.1. ОСП зобов’язаний постійно підтримувати в ОЕС України баланс між сумарним споживанням електричної енергії і її виробництвом (з урахуванням експорту та імпорту) у кожний момент часу з дотриманням показників якості електричної енергії.

5.2. Основними документами, на підставі яких здійснюється оперативне планування та балансування роботи ОЕС України, є добові графіки потужності виробництва (відпуску) та/або імпорту і споживання (відбору) та/або експорту електричної енергії з погодинним розподілом.

5.3. Учасники ринку електричної енергії згідно з процедурою, визначеною Правилами ринку, повинні подавати свої погодинні добові графіки виробництва та/або споживання, або експорту, або імпорту електричної енергії ОСП.

5.4. Учасники ринку, які є постачальниками послуг з балансування, крім погодинних добових графіків відпуску та/або споживання (відбору) електричної енергії, мають надавати ОСП графік виробництва (відпуску - для УЗЕ)/споживання (відбору), який містить інформацію про планове навантаження кожної одиниці генерації або споживання, УЗЕ.

5.5. Учасники ринку зобов’язані строго дотримуватись заявленого добового графіка потужності виробництва і споживання електричної енергії, застосовуючи всі необхідні заходи щодо його безумовного виконання.

5.6. У разі неможливості дотримання заявленого добового графіка потужності, учасник ринку має повідомити ОСП або інший оперативний персонал, в оперативному підпорядкуванні якого знаходиться це електрообладнання, про причини, величину та прогнозовану тривалість такого відхилення потужності.

5.7. У разі відхилення від добового диспетчерського графіка потужності виробництва та/або імпорту, споживання та/або експорту електричної енергії або у разі отримання повідомлення від учасника ринку про неможливість виконання ним заявленого добового графіка потужності ОСП враховує такі відхилення у процесі балансування енергосистеми.

5.8. Показником дотримання балансу електричної енергії в ОЕС України є:

для режиму паралельної роботи з енергосистемами суміжних держав - відповідність поточного значення перетоку активної потужності через визначений міждержавний перетин плановій величині, визначеній добовим графіком (у тому числі при нульовому значенні) у межах допустимого відхилення, що встановлюється відповідно до умов Операційної угоди синхронного енергооб’єднання;

для режиму роздільної (ізольованої) роботи з енергосистемами суміжних держав - відповідність поточного значення частоти її нормованому значенню.

5.9. В ОЕС України допустимий діапазон відхилення потужності сальдо міждержавних перетоків встановлюється операційними угодами синхронної області. Якщо відхилення сальдо перетоків потужності перевищує договірні величини, ОСП повинен вжити необхідних заходів через механізми балансування, щоб відновити обсяг передачі електричної енергії та потужності до рівнів, зазначених у погодженому добовому графіку.

5.10. Балансування енергосистеми України забезпечується через використання вторинного (автоматичного та неавтоматичного) та третинного регулювання відповідно до глави 8 розділу V цього Кодексу.

Балансування ОЕС України може забезпечуватися шляхом використання потужностей, що розташовані поза межами ОЕС України.

5.11. Після вичерпання наявних резервів та недосягнення мети балансування ОЕС України ОСП має право оцінити поточний режим роботи енергосистеми як передаварійний режим згідно з пунктом 2.2 глави 2 розділу V цього Кодексу.

5.12. Критерії настання аварійних режимів у системі передачі, порядок їх оголошення та заходи, які застосовуються для захисту енергосистеми в аварійних режимах, визначаються у розділах V та VIII цього Кодексу.

6.1. При диспетчеризації генеруючих потужностей ОСП виконує:

удосконалення системи прогнозування обсягів виробництва та споживання електричної енергії на різні часові відрізки (доба у погодинному розрізі, тиждень, місяць, сезон, рік);

забезпечення оптимальних параметрів режиму роботи ОЕС України (частота електричного струму, рівень напруги в контрольних точках електричної мережі, перетоки потужності в контрольованих перетинах, струмове навантаження елементів мережі);

забезпечення достатніх резервів первинного, вторинного і третинного регулювання частоти та активної потужності в енергосистемі;

забезпечення достатніх обсягів оперативних режимних та технічних засобів регулювання напруги та реактивної потужності;

розвиток і забезпечення функціонування систем автоматичного регулювання частоти та потужності, системної та протиаварійної автоматики;

забезпечення ефективного функціонування технологічної інфраструктури сегментів ринку електричної енергії, у тому числі ринку допоміжних послуг;

застосування недискримінаційних, конкурентних та прозорих ринкових механізмів при плануванні та реалізації графіків навантаження генеруючих потужностей та УЗЕ.

6.2. При диспетчеризації об’єктів електроенергетики, що використовують відновлювані джерела енергії, надаються такі пріоритети:

включення до диспетчерського графіка навантаження на наступну добу всіх заявлених генеруючих потужностей;

першочергове навантаження генеруючих потужностей при реалізації диспетчерського графіка навантаження;

відтермінування, за умов забезпечення операційної безпеки мережі, розвантаження або відключення генеруючих потужностей.

6.3. Пріоритети не надаються об’єктам електроенергетики, що використовують відновлювані джерела енергії у випадках:

порушень операційної безпеки мережі, настання аварійних або надзвичайних ситуацій, якщо заходи, необхідні для нормалізації режиму роботи ОЕС України, передбачають неповне навантаження, розвантаження або відключення цих електроустановок;

порушення суб’єктами електроенергетики, які експлуатують відповідні електроустановки, умов підпункту 3 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу.

У разі застосування заходів з неповного навантаження, розвантаження або відключення електроустановок об’єктів електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії, вони мають проводитись на недискримінаційній пропорційній основі, якщо інше не обумовлюється конкретними режимними обставинами.

6.4. У випадку обмежень виробництва електричної енергії об’єктами електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії, з метою забезпечення операційної безпеки мережі та безпеки електропостачання ОСП має надавати Регулятору інформацію щодо таких обмежень із зазначенням причин обмежень та заходів, які він планує здійснити для запобігання таких обмежень.

6.5. При використанні міждержавних перетинів ОСП виконує:

підтримання існуючих та розвиток додаткових потужностей міждержавних перетинів для забезпечення довгострокової спроможності системи передачі задовольнити обґрунтований попит на передачу електричної енергії у відповідному напрямку та у відповідний період часу;

мінімізацію ризику виникнення перевантажень у системі передачі та мережевих обмежень міждержавних перетинів;

обмеження пропускної спроможності міждержавних перетинів з метою врегулювання обмежень всередині ОЕС України можливе лише для запобігання чи усунення порушення операційної безпеки функціонування системи передачі;

здійснення диспетчеризації та використання міждержавних перетинів виключно на основі економічних критеріїв та з урахуванням технічних обмежень енергосистеми;

застосування недискримінаційних, конкурентних та прозорих ринкових механізмів при використанні пропускної спроможності міждержавних перетинів.

6.6. Спільні принципи діяльності ОСП та інших учасників ринку електричної енергії такі:

дотримання правил та критеріїв безпеки постачання електричної енергії та стандартів операційної безпеки функціонування ОЕС України;

урахування існуючих та прогнозних показників попиту та пропозиції електричної енергії та обґрунтованих припущень щодо розвитку генерації, споживання електричної енергії (у тому числі обсягів міждержавних комерційних обмінів електричною енергією та зберігання енергії) та планів розвитку суміжних енергосистем при плануванні розвитку системи передачі ОЕС України.

7.1. ОСП при виконанні функцій з диспетчерського управління має право надавати оперативні команди агрегатору щодо його одиниці агрегації.

7.2. Агрегатор управляє та несе відповідальність перед ОСП за невиконання графіка та оперативних команд ОСП щодо його одиниці агрегації.

7.3. Договір про участь в агрегованій групі має містити умови, зокрема щодо відповідальності агрегатора за:

невиконання оперативних команд ОСП щодо зміни активної потужності одиниці агрегації у процесі диспетчерського управління, у тому числі для забезпечення меж операційної безпеки;

складання добових графіків електричної енергії без урахування  обсягів купленої та проданої електричної енергії та ненадання їх ОСП;

невиконання акцептованих ОСП добових графіків електричної енергії.

1.1. Система передачі знаходиться в аварійному режимі при порушенні меж операційної безпеки, викладених у пункті 2.3 глави 2 розділу V цього Кодексу.

1.2. Рішення про класифікацію режиму як аварійного або режиму системної аварії та запровадження протиаварійних заходів із Плану захисту енергосистеми в ОЕС України в цілому або в окремих її частинах приймає черговий диспетчер ОСП на підставі критеріїв, зазначених у пунктах 2.3 та 2.4 глави 2 розділу V цього Кодексу.

1.3. При виникненні аварійного режиму роботи системи передачі або режиму системної аварії диспетчерський персонал ОСП повинен негайно:

оцінити масштаби аварійної ситуації та ризики розвитку аварійної ситуації для безпечної роботи енергосистеми;

визначити та застосувати відповідні протиаварійні заходи із Плану захисту енергосистеми;

доповісти про ситуацію своєму адміністративному керівництву та всіма доступними каналами зв’язку повідомити Користувачів, яких стосується або може стосуватися аварійний режим, про його настання та заходи, які вживаються і яких необхідно вживати до моменту повернення системи передачі у нормальний режим роботи;

зробити відповідний запис в оперативному журналі.