Про затвердження Кодексу системи передачі

1.4. При виникненні режиму системної аварії ОСП має якнайшвидше повідомити центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, Регулятора та місцеві органи виконавчої влади про виникнення надзвичайної ситуації, а також опублікувати відповідне оголошення на власному вебсайті в мережі Інтернет та, при необхідності, в інших засобах масової інформації, до якого додається така інформація:

критерій (критерії), за яким режим був класифікований як режим системної аварії;

час та місце виникнення аварійного режиму;

частина ОЕС України, на яку поширюється дія режиму системної аварії;

протиаварійні заходи, які застосовуються на період дії режиму системної аварії та режиму відновлення;

заходи, які необхідно вживати користувачам системи передачі/розподілу для мінімізації наслідків режиму системної аварії;

заходи безпеки для обслуговуючого персоналу об’єктів енергетики та населення.

1.5. Усі заходи, які вживаються для запобігання погіршанню аварійного режиму та відновлення нормального режиму роботи системи передачі здійснюється відповідно до Плану захисту енергосистеми.

1.6. Інформація щодо виникнення, розвитку та ліквідації аварійного режиму в системі передачі (фіксація, класифікація, повідомлення, оголошення, надзвичайні заходи, акт розслідування тощо) має бути належним чином задокументована ОСП для відображення у відповідній базі даних.

2.1. Для запобігання виникненню аварійних режимів роботи системи передачі, протидії їх негативним наслідкам для ОЕС України і суміжних енергосистем, які працюють паралельно з енергосистемою України, у разі виникнення таких режимів ОСП зобов’язаний розробляти План захисту енергосистеми, який має передбачати всі необхідні протиаварійні заходи для найбільш ймовірних сценаріїв виникнення, розвитку та ліквідації аварійних ситуацій.

2.2. План захисту енергосистеми має визначати, зокрема:

загальний порядок дій та взаємодії диспетчерського та оперативно-виробничого персоналу ОСП та об’єктів електроенергетики, приєднаних до електричних мереж ОЕС України, під час ліквідації аварійних режимів;

розподіл обов’язків і відповідальності між ОСП та кожною стороною, яка задіяна у Плані захисту енергосистеми;

порядок видачі системних попереджень та дій суб’єктів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України у разі отримання системного попередження;

заходи щодо захисту енергосистеми шляхом впливу на обладнання електричних мереж, включаючи зміни схем електричних з’єднань, режимів роботи обладнання, що регулюється, та застосування аварійного розвантаження;

заходи захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту;

конкретні протиаварійні заходи, які ОСП застосовує на період дії режиму кожного аварійного режиму в ОЕС України, для найбільш ймовірних сценаріїв виникнення, розвитку та ліквідації аварійних ситуацій;

порядок відновлення режимів роботи енергосистеми у процесі ліквідації аварійного режиму роботи системи передачі;

порядок фіксації суб’єктами, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, часу та обсягів виконання відповідних заходів у їх оперативних документах та передачі інформації про виконані заходи між рівнями оперативної підпорядкованості органів диспетчерського управління ОЕС України.

ОСП може розширювати перелік положень та заходів Плану захисту енергосистеми за результатами моделювання роботи енергосистеми в умовах аварійних режимів, проведення випробувань та тестувань щодо дій в умовах аварійних режимів, а також практики застосування Плану в різних ситуаціях та відповідного досвіду операторів енергосистем, з якими ОЕС України працює паралельно.

2.3. ОСП та суб’єкти електроенергетики, задіяні у Плані захисту енергосистеми, розробляють виробничі (щодо захисту об’єктів, які перебувають у їхньому оперативному управлінні та оперативному віданні) інструкції персоналу, в яких деталізуються і конкретизуються положення і заходи Плану захисту енергосистеми.

Виробничі інструкції зазначених суб’єктів електроенергетики мають бути узгоджені з ОСП.

2.4. Інструкції із захисту окремих об’єктів електроенергетики та ОЕС України в цілому мають визначати ознаки та величини, що характеризують аварійні режими, та відповідні оперативні та автоматичні дії і заходи у разі:

втрати стійкості енергосистеми або її частини;

підвищення або зниження частоти;

підвищення або зниження напруги;

порушення режиму допустимих перетоків у контрольних перетинах енергосистеми;

перевантаження (перевищення допустимих струмових навантажень) елементів електричної мережі;

асинхронних режимів.

2.5. Ручні протиаварійні заходи із захисту енергосистеми застосовуються:

для запобігання поширенню аварійного режиму;

після спрацювання автоматичних пристроїв системної автоматики, якщо їхня дія виявилась неефективною і нормальний режим роботи енергосистеми не був відновлений.

2.6. Автоматичні протиаварійні заходи із захисту енергосистеми здійснюються пристроями релейного захисту та автоматики обладнання електричних мереж, а також системами протиаварійної автоматики ОЕС України.

Пристрої РЗА та ПА діють без втручання оперативного персоналу та мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів щодо чутливості, швидкодії, вибірковості та надійності.

2.7. Основним завданням протиаварійної автоматики в енергосистемі України є:

попередження часткового чи повного знеструмлення енергосистеми;

попередження втрати стійкості електростанцій, енергосистеми або її частини;

усунення асинхронних режимів;

обмеження зниження/підвищення частоти;

обмеження зниження/підвищення напруги.

2.8. Автоматичне запобігання та/або ліквідація порушення стійкості ОЕС України забезпечуються такими, але не виключно, видами ПА:

автоматичне запобігання порушенню стійкості (АЗПС);

автоматична ліквідація асинхронних режимів (АЛАР);

автоматичне обмеження зниження/підвищення частоти (АОЗЧ/АОПЧ);

автоматичне обмеження зниження/підвищення напруги (АОЗН/АОПН);

автоматичне обмеження перевантаження обладнання (АОПО);

автоматичне частотне розвантаження (АЧР);

спеціальна автоматика відключення навантаження (САВН);

автоматичне виділення блока електростанції на власні потреби (АВВП);

автоматичне відділення на збалансоване навантаження електростанцій (АВЗН);

автоматика частотна ділильна (АЧД).

2.9. Пристрої ПА, які призначено для автоматичного запобігання порушенню стійкості (АЗПС), виявляють наявність аварійного збурення за фактом фіксації, а саме:

перевищення заданого порога зміни електричних параметрів контрольованої мережі (потужності, струму або кута між векторами фаз напруги);

перевищення заданого значення частоти чи напруги або швидкості їх зміни в точках електричної мережі, що контролюються;

наявність та параметри несиметрії електричної мережі;

спрацювання пристроїв релейного захисту;

вимикання/вмикання вимикачів, що контролюються протиаварійною автоматикою.

За означеними параметрами та/або подіями або їх сукупністю пристроями АЗПС формуються керуючі дії та передаються на виконавчі пристрої.

Аварійне збурення зазначених параметрів і подій, керуючі дії ПА та реакція на них виконавчих пристроїв мають автоматично фіксуватися в реальному часі спеціальними засобами (регістраторами аварійних подій).

2.10. АОЗЧ або АОПЧ має забезпечувати живучість ОЕС України в разі аварійного виникнення в енергосистемі чи окремих її частинах дефіциту або надлишку активної потужності, внаслідок чого частота відхиляється за межі мінімального або максимального допустимого значення.

АЧР є одним із видів АОЗЧ і спрямоване на ліквідацію дефіциту активної потужності в енергосистемі або її окремій частині за рахунок відключення частини споживачів у заздалегідь визначених обсягах та черговості.

2.11. АОЗН або АОПН має забезпечувати автоматичне регулювання напруги за допомогою використання оперативно керованих енергоблоків, перемикачів відгалужень автотрансформаторів під навантаженням, пристроїв повздовжнього та поперечного регулювання, засобів компенсації реактивної потужності, а також включення/відключення шунтуючих реакторів або ліній електропередачі.

2.12. Пристрої АЛАР мають забезпечувати виявлення та ліквідацію асинхронних режимів окремих генераторів, електростанцій та/або частин енергосистеми та установлюватися на елементах мережі, що пов’язують окремі частини енергосистеми, по яких можливий асинхронний режим у точках, що забезпечують мінімізацію небалансу після ділення, і діяти на припинення асинхронного режиму зміною балансу активної потужності або ділення енергосистеми на несинхронно працюючі частини із забороною всіх видів автоматичного повторного включення вимкнених повітряних ліній.

2.13. САВН має забезпечувати:

збереження стійкості в контрольованих внутрішніх і міждержавних перетинах під час їхньої роботи з недостатнім (нижче нормативного) запасом стійкості при відключенні найбільш завантажених повітряних ліній (далі - ПЛ) перетину або генерації в дефіцитній частині;

ліквідацію (попередження) технологічних порушень в електроенергетичній системі в разі неприпустимого зниження напруги;

ліквідацію неприпустимого струмового перевантаження обладнання електричних мереж напругою 110 кВ і вище.

2.14. АВВП та АВЗН мають забезпечити живучість електростанції, оснащеної цією автоматикою, для подальшого розвороту блоків інших електростанцій ОЕС України.

2.15. Основні керуючі дії систем ПА, що забезпечують запобігання та/або ліквідацію порушення стійкості ОЕС України, відповідно до призначення системи ПА спрямовуються на:

розвантаження/завантаження за активною та реактивною потужністю генеруючих потужностей;

відключення/включення генераторів;

вимкнення навантаження;

ділення енергосистеми;

виділення енергоблока на власні потреби;

виділення електростанції на збалансоване навантаження.

2.16. Оперативний персонал енергопідприємств та енергооб’єктів не повинен втручатися в роботу пристроїв РЗА та ПА.

Планом захисту енергосистеми має бути визначений порядок дій оперативного персоналу у разі відмови автоматичних пристроїв ПА.

2.17. Суб’єкти ринку електричної енергії зобов’язані надавати право використовувати наявні у них засоби телекомунікації та джерела резервного живлення об’єктів електроенергетики у разі включення таких засобів та обладнання до Плану захисту енергосистеми.

2.18. План захисту енергосистеми або окремі його частини вводиться ОСП у випадках загрози або виникнення в ОЕС України аварійного режиму роботи.

2.19. У разі настання обставин надзвичайної або непереборної сили природного та/або соціального характеру, що за своїм спрямуванням та розвитком можуть спричинити аварійний режим роботи системи передачі, ОСП має вжити заходів щодо запобігання аварійного режиму або мінімізації його наслідків шляхом:

надання відповідного системного попередження суб’єктам диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України за ієрархічною структурою та, у разі потреби, інформування Регулятора, відповідних центральних та місцевих органів виконавчої влади про характер ймовірної загрози, силу її впливу та прогнозовану тривалість;

приведення резервних пунктів управління, каналів зв’язку, джерел резервного живлення у стан підвищеної готовності;

приведення схеми електричної мережі до схеми нормального режиму.

Дії щодо виконання зазначених заходів, які є заходами раннього попередження та реагування, а також порядок взаємодії з центральними органами виконавчої влади, на які покладені функції координації з ліквідації наслідків впливу обставин надзвичайної або непереборної сили, мають бути визначені відповідними інструкціями та положеннями суб’єктів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України.

2.20. ОСП зобов’язаний у разі необхідності, але не менше 1 разу на 3 роки, переглядати та оновлювати План захисту енергосистеми.

Необхідність позачергового внесення змін і доповнень до Плану захисту енергосистеми, постає у разі, якщо при виникненні, розвитку та ліквідації аварійного режиму були зафіксовані обставини, не передбачені Планом захисту енергосистеми, або дії автоматичних пристроїв чи диспетчерського та оперативно-виробничого персоналу будь-якого рівня управління згідно з Планом захисту енергосистеми за результатами розслідування відповідного технологічного порушення виявились недостатньо ефективними.

2.21. Виконання Плану захисту енергосистеми є обов’язковим для всіх суб’єктів електроенергетики, задіяних у ньому, а відмова від участі у Плані захисту енергосистеми або неналежне виконання передбачених у ньому положень і заходів, яке завдало шкоди енергосистемі або іншим Користувачам, є правопорушенням на ринку електричної енергії.

3.1. Заходи, які застосовуються при зниженні частоти

3.1.1. У разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,8 Гц, незважаючи на вичерпання резерву первинного регулювання та дію автоматичного вторинного регулювання ОСП має невідкладно:

з’ясувати причини зниження частоти та оцінити потреби в регулюванні потужності для її відновлення;

підняти навантаження генераторів, використовуючи обертовий резерв;

задіяти необхідні резерви потужності.

3.1.2. У разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,6 Гц, незважаючи на заходи, вжиті відповідно до підпункту 3.1.1 цього пункту, ОСП має застосувати такі заходи:

запуск резервних гідроагрегатів;

перемикання реверсивних агрегатів ГАЕС із режиму закачування до режиму виробництва;

переведення гідроагрегатів у режим генерації активної потужності, якщо вони працювали в режимі синхронних компенсаторів;

збільшення генерації електричної потужності теплових електростанцій, що працюють у теплофікаційному режимі, за рахунок зменшення теплового навантаження у допустимих межах експлуатації теплових мереж;

завантаження енергоблоків до максимально допустимих меж;

тимчасове перевантаження елементів електричних мереж до максимально допустимих меж;

введення в роботу зупинених генеруючих потужностей, котли та турбіни яких ще перебувають у гарячому стані;

відкладення планового технічного обслуговування генеруючих потужностей;

введення (протягом часу аварійної готовності) в роботу обладнання електричних мереж, що впливає на величину та надійність видачі потужності електростанцій;

підготовку схеми мережі 110/150 кВ для застосування спеціальних графіків аварійного відключення.

3.1.3. Якщо частота в ОЕС України не відновлюється до значення рівного або більшого ніж 49,6 Гц, незважаючи на попередньо вжиті першочергові заходи, ОСП через 15 хвилин (час, необхідний для вживання першочергових заходів і оцінювання ходу ліквідації технологічного порушення) має задіяти заходи щодо примусового зменшення величини споживаної потужності (аварійне розвантаження).

3.1.4. У разі зниження частоти в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,2 Гц оперативний персонал енергооб’єктів повинен за підтвердженням/командою диспетчера вищого рівня управління приступити до її підвищення шляхом відключення електроустановок споживачів згідно з графіками аварійних відключень споживачів електричної енергії (далі - ГАВ).

3.1.5. У разі зниження частоти в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,0 Гц відновлення частоти має здійснюватися в найкоротший термін засобами ПА, що передбачають, але не виключно:

відключення споживачів;

відключення від мережі або виділення на збалансоване навантаження певних видів генерації;

ділення ОЕС України на несинхронні зони.

3.1.6. Якщо, незважаючи на всі заходи, вжиті відповідно до підпунктів 3.1.1-3.1.5 цього пункту, частота в ОЕС України або окремих її частинах знижується та залишається на рівні нижчому ніж 49,0 Гц, ОСП має проводити відокремлення від електричних мереж дефіцитних енергорайонів.

3.1.7. Здійснення оперативних та автоматичних заходів, передбачених у цьому пункті, має відбуватися відповідно до Плану захисту енергосистеми, який повинен визначати порядок застосування означених заходів, обсяги та послідовність їх впровадження.

3.2. Заходи, які застосовуються при підвищенні частоти

3.2.1. Якщо частота в ОЕС України підвищується до значення вищого ніж 50,2 Гц, незважаючи на дію автоматичного вторинного регулювання, ОСП має невідкладно:

з’ясувати причини підвищення частоти та оцінити потреби в регулюванні потужності для її відновлення;

знизити навантаження генераторів, використовуючи обертовий резерв;

зупинити гідроагрегати ГАЕС, працюючі в генераторному режимі, та/або запустити їх у режим закачування;

розвантажити енергоустановки відновлюваних джерел електричної енергії;

визначити можливість тимчасового перевантаження елементів електричних мереж до максимально допустимих меж.

3.2.2. Якщо, незважаючи на попередньо вжиті заходи, частота в ОЕС України підвищується вище 50,5 Гц, її відновлення має здійснюватися в найкоротший термін засобами ПА, які, зокрема, передбачають:

відключення працюючих гідроагрегатів;

відключення енергоустановок відновлюваних джерел електричної енергії;

відключення енергоблоків теплових і атомних електростанцій.

3.2.3. Якщо, незважаючи на дію ПА, частота в ОЕС України підвищується вище 50,5 Гц, оперативний персонал відповідного рівня повинен за підтвердженням/командою диспетчера вищого рівня приступити до зниження частоти шляхом відключення генеруючого обладнання.

3.2.4. Здійснення оперативних та автоматичних заходів, передбачених у цьому пункті, має відбуватися відповідно до Плану захисту енергосистеми, який повинен визначати порядок застосування означених заходів, обсяги та послідовність їх впровадження.

4.1. Якщо напруга в контрольних точках ОЕС України знижується до рівня, який спричиняє аварійний режим роботи енергосистеми, а дії засобів первинного та вторинного регулювання напруги не привели до відновлення нормального режиму роботи, ОСП має невідкладно з’ясувати причини зниження напруги та обрати один або декілька з таких заходів регулювання:

переведення реверсивних агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим генерації;

відключення частини шунтуючих реакторів;

зміна розподілу активної та реактивної потужності в ОЕС України;

підвищення напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними регуляторами напруги під навантаженням (далі - РПН), або трансформаторами поперечного (повздовжнього) регулювання напруги;

збільшення видачі реактивної потужності генеруючим обладнанням;

запит про підтримку реактивною потужністю із суміжних енергосистем;

переведення гідрогенераторів у режим синхронного компенсатора;

зміна режиму роботи статичними пристроями компенсації реактивної потужності;

аварійне розвантаження величини споживаної потужності.

4.2. Якщо напруга в контрольних точках ОЕС України підвищується до рівня, який спричиняє аварійний режим роботи енергосистеми, а дії засобів первинного та вторинного регулювання напруги не привели до відновлення нормального режиму роботи, ОСП має невідкладно з’ясувати причини підвищення напруги та обрати один або декілька з таких заходів регулювання:

переведення реверсивних агрегатів ГАЕС з режиму генерації в насосний режим;

включення шунтуючих реакторів;

зміна розподілу активної та реактивної потужності в ОЕС України;

зниження напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними РПН, або трансформаторами поперечного (повздовжнього) регулювання напруги;

зменшення видачі реактивної потужності генеруючим обладнанням та/або переведення його в режим споживання реактивної потужності;

відключення гідрогенераторів, працюючих у режимі синхронного компенсатора;

зміна режиму роботи статичними пристроями компенсації реактивної потужності.

4.3. Здійснення оперативних та автоматичних заходів, передбачених у цьому пункті, має відбуватися відповідно до Плану захисту енергосистеми, який повинен визначати порядок застосування означених заходів, обсяги та послідовність їх впровадження, а також перелік контрольних точок, в яких оцінюється рівень та тривалість відхилення напруги.

5.1. При розробленні Плану захисту енергосистеми ОСП має розглядати заходи з примусового зменшення величини споживаної потужності для упередження порушення сталої роботи енергосистеми.

5.2. При практичній реалізації Плану захисту енергосистеми шляхом застосування різних, але рівних за кінцевим ефектом заходів, перевага має надаватися заходам, що не передбачають аварійні обмеження споживання електричної енергії.

5.3. Заходи з примусового зменшення величини споживаної потужності для упередження порушення сталої роботи енергосистеми (аварійне розвантаження) застосовуються у разі перевищення допустимих струмових навантажень елементів мережі або порушення режимів граничних перетоків контрольованих перетинів та/або порушення балансу виробництва та споживання потужності в ОЕС України або окремих її частинах, що супроводжується зниженням частоти і напруги, та призводить до аварійного режиму.

5.4. Заходи, визначені у пункті 5.3 цієї глави, можуть реалізовуватись шляхом:

автоматичного відключення навантаження (АЧР, САВН, локальні пристрої ПА);

обмеження (часткового зменшення) величини споживання потужності та електричної енергії споживачем на вимогу ОСП (графіки обмеження споживання електричної енергії, графіки обмеження споживання електричної потужності);

оперативного (ручного) відключення навантаження оперативним персоналом ОСР за командою ОСП (ГАВ, графіки погодинного відключення електричної енергії).

Зазначені у цьому пункті заходи аварійного розвантаження енергосистеми можуть застосовуватися окремо або одночасно в будь-якій комбінації.

5.5. Заходи з примусового обмеження споживання потужності та електричної енергії споживачами мають бути розроблені та застосовуватися згідно з відповідною інструкцією.

Ця інструкція має бути розроблена ОСП та повинна містити, зокрема:

визначення обсягів аварійного обмеження споживачів для подолання аварійних режимів у межах заходів, визначених Планом захисту енергосистеми;

критерії віднесення споживачів до певної групи та категорії надійності електропостачання щодо застосування до них заходів примусового обмеження та обсягів обмеження;

порядок застосування заходів примусового обмеження споживання.

Переліки споживачів та обсяг їх аварійного розвантаження мають бути оформлені відповідно до інструкції та щорічно переглядатися.

Переліки мають складатися ОСР за територіальним принципом з урахуванням меж здійснення ліцензованої діяльності ОСР та надаватися ОСП.

6.1. Асинхронний режим роботи в ОЕС України виникає у разі порушення статичної або динамічної стійкості, спричиненого одним або декількома з таких факторів:

перевантаження елементів перетинів основної мережі понад рівень, максимально допустимий за умов стійкості;

аварійне відключення значної (більше 1000 МВт) генеруючої потужності;

коротке замикання в електромережі, не усунене у встановлений термін внаслідок відмови комутаційних апаратів або пристроїв РЗА;

відмова або недостатня ефективність дій ПА;

несинхронне включення ліній електропередачі або генераторів;

робота енергосистеми або її частини з недопустимо низькою напругою на генераторах і в основній її мережі;

відключення одного або кількох завантажених елементів перетинів основної мережі;

робота з недопустимо низькою частотою.

6.2. Характерними ознаками асинхронного режиму є:

глибоке коливання струму, потужності та напруги;

перепад частот в асинхронно працюючих частинах енергосистеми;

практично повна відсутність активної потужності в лініях електропередачі, які поєднують асинхронно працюючі частини енергосистеми;

періодична зміна кута між несинхронною електрорушійною силою генераторів несинхронно працюючих частин енергосистеми від нуля до 360 градусів.

6.3. У разі виникнення в енергосистемі коливань струму, потужності та напруги диспетчер повинен відрізнити синхронні коливання від асинхронного режиму та вжити відповідно до інструкції з захисту енергосистеми, у разі порушення синхронного режиму, заходи для припинення синхронних коливань. У ситуації з виникненням синхронних коливань ділення енергосистеми не здійснюється.

6.4. У разі асинхронного режиму електростанцій, які обладнано автоматикою ліквідації асинхронного режиму (АЛАР), такий режим має ліквідуватися автоматикою через відключення енергоблока, який вийшов із синхронізму.

6.5. У разі порушення стійкості окремих частин енергосистеми асинхронний режим має ліквідуватися АЛАР через відділення цих частин від основної мережі в точках встановлення пристроїв АЛАР.

6.6. У разі відмови або відсутності пристроїв АЛАР черговий персонал електростанцій та підстанцій самостійно (через 1-2 хвилини) виконує розділення енергосистеми відповідно до інструкцій Плану захисту енергосистеми.

6.7. Ділення енергосистеми під час асинхронного режиму здійснюється з урахуванням необхідності збереження після ділення в окремих частинах мінімальних небалансів потужності.

6.8. Ліквідація асинхронного режиму в енергосистемі засобами ПА та порядок дій оперативного персоналу у разі відмови такої автоматики мають бути визначені Планом захисту енергосистеми.

Планом захисту енергосистеми також мають бути визначені дії оперативного персоналу у разі виникнення синхронних коливань в енергосистемі.

7.1. План захисту енергосистеми має містити заходи щодо відновлення режиму роботи енергосистеми після виникнення аварійних режимів, передбачених у главах 3 - 6 цього розділу.

7.2. Відновлення режиму роботи енергосистеми після застосування заходів Плану захисту енергосистеми у випадках, передбачених у главах 3-6 цього розділу, має на меті досягнення такого режиму ОЕС України:

з’єднання частин енергосистеми у разі їх відокремлення АЛАР або в інший спосіб при реалізації заходів з відновлення нормального режиму роботи енергосистеми;

включення всіх відключених споживачів або зняття обмеження щодо споживання ними електричної енергії та потужності;

досягнення необхідного рівня запасу стійкості енергосистеми;

відновлення унормованих обсягів РПЧ і РВЧ, а також інших видів резервів.

8.1. Якщо реалізація заходів Плану захисту енергосистеми виявилася неефективною, розвиток аварійної ситуації може призвести до системної аварії.

8.2. Залежно від масштабів аварії може мати місце часткове (місцеве) знеструмлення, коли припинено роботу лише частини енергосистеми, або повне знеструмлення, коли знеструмлено всю енергосистему. В обох випадках пріоритетними є дії з якнайшвидшого повного відновлення нормального режиму роботи енергосистеми.

8.3. ОСП має забезпечувати вжиття всіх необхідних заходів, які дозволять швидко та ефективно відновити роботу енергосистеми в разі часткового чи повного знеструмлення.

8.4. Відновлення роботи енергосистеми може бути здійснено за рахунок:

усіх наявних електростанцій, здатних до пуску із зупиненого стану без зовнішнього електропостачання для подачі живлення в частину енергосистеми України (електростанції пуску після системної аварії);

усіх наявних електростанцій (енергоблоків), здатних до продовження живлення своїх власних потреб після відключення від електричної мережі;

усіх наявних електростанцій, здатних до продовження живлення виділеного вузла навантаження;

елементів системи передачі та систем розподілу, які мають забезпечити синхронізацію окремих частин ОЕС України, та підключення до них вузлів навантаження;

технічних можливостей суміжних енергосистем;

наявних засобів телекомунікації та джерел резервного живлення користувачів системи передачі/розподілу за визначеним ОСП переліком.

8.5. Відновлення роботи енергосистеми шляхом використання електропостачання із зовнішнього джерела можна здійснювати лише за наявності розгалужених електричних зв’язків з суміжними енергосистемами та укладених з операторами цих енергосистем гарантованих угод щодо забезпечення електропостачання в разі знеструмлення.

8.6. Рішення щодо відновлення енергосистеми шляхом пусків після системної аварії приймається оперативним персоналом ОСП, ОСР та електростанцій самостійно та негайно без будь-яких попередніх умов. Тому цей процес вимагає детального планування заходів відновлення роботи енергосистеми та послідовностей дій, а також існування енергоблоків, здатних до роботи на власне навантаження і до пуску після системної аварії.

8.7. Відновлення режиму роботи енергосистеми України після системної аварії має здійснюватися відповідно до Плану відновлення роботи ОЕС України після системної аварії (далі - План відновлення), який є складовою частиною Плану захисту енергосистеми.

8.8. План відновлення розробляється ОСП, доводиться до відома всіх визначених ним учасників та підлягає регулярному перегляду та оновленню не менше 1 разу на 3 роки, а також під час:

введення в експлуатацію нових генеруючих потужностей;

виведення з експлуатації генеруючих потужностей;

приєднання нових споживачів до магістральних мереж;

зміни конфігурації магістральних мереж, що впливає на план відновлення роботи енергосистеми.

8.9. План відновлення має передбачати найбільш імовірні прогнозні варіанти ліквідації системної аварії в ОЕС України, у тому числі на тлі негативного впливу явищ природного та техногенного характеру.

8.10. Відновлення роботи ОЕС України має бути гнучким і передбачати альтернативні шляхи ліквідації системної аварії, а також обов’язкове резервування (дублювання) обладнання, що задіяне в ліквідації системної аварії.

8.11. Шляхи відновлення після аварії визначаються відповідно до таких критеріїв:

мають існувати не менше ніж два шляхи відновлення з двох незалежних джерел для кожного об’єкта;

пропускна спроможність шляху відновлення має забезпечувати мінімальну потужність, необхідну для відновлення роботи об’єкта;

не має виникати жодного самозбудження синхронних енергоблоків у разі включення розвантаженої магістральної лінії;

не має виникати жодних небезпечних збільшень рівнів напруги у вузлах під час визначення шляхів відновлення;

релейні захисти повинні мати необхідну чутливість;

має бути забезпечений належний резерв енергетичної потужності для підтримування частоти в енергосистемі у припустимих межах;

має забезпечуватися необхідне балансування навантаження.

8.12. ОСП має встановити порядок отримання інформації від суб’єктів електроенергетики, включених до Плану відновлення, щодо оперативного та технічного стану генеруючих потужностей, елементів електричних мереж та засобів телекомунікації, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми.

8.13. План відновлення роботи енергосистеми має містити:

можливі варіанти відновлення за допомогою: електростанцій, здатних до пуску із зупиненого стану без зовнішнього електропостачання для подачі живлення в енергосистему (електростанції пуску після системної аварії); електростанцій (енергоблоків), здатних до продовження живлення своїх власних потреб після відключення від електричної мережі; електростанцій, здатних до продовження живлення виділеного вузла навантаження; суміжних енергосистем;

вимоги щодо балансування навантаження з метою підтримання відповідних рівнів напруги та частоти в кожному окремому вузлі енергосистеми;

вимоги щодо забезпечення необхідної чутливості релейного захисту елементів мережі, які беруть участь у відновленні;

вимоги до засобів телекомунікації;

вимоги до диспетчерських центрів та підстанцій щодо їх забезпечення автономними резервними джерелами електропостачання з визначенням мінімального часу забезпечення безперервної роботи цих об’єктів від автономних джерел;

вказівки щодо дій персоналу у разі часткової або повної втрати зв’язку.

8.14. Усі варіанти відновлення режиму роботи енергосистеми, що складають План відновлення, з основними параметрами роботи за цими варіантами попередньо опрацьовуються в деталях між ОСП і відповідними сторонами, які беруть участь у його здійсненні.

8.15. ОСП та кожен із суб’єктів, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, мають складати відповідні місцеві плани дій та/або об’єктові інструкції, які визначають координацію дій власного оперативного персоналу з оперативним персоналом інших суб’єктів, які беруть участь у цьому процесі, та послідовність дій з відновлення на підпорядкованих об’єктах.

8.16. Місцевий план дій має містити окремі вказівки щодо відновлення режиму роботи енергосистеми в умовах відсутності зв’язку з ОСП.

8.17. У разі внесення ОСП змін до Плану відновлення кожен із суб’єктів, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, має привести у відповідність до цих змін місцеві плани та/або об’єктові інструкції у термін, встановлений ОСП.

8.18. План відновлення роботи енергосистеми є конфіденційним документом, тому ОСП визначає режим доступу до Плану відновлення або його частин користувачів системи передачі/розподілу з урахуванням їх участі у відновленні режиму роботи енергосистеми.

Користувачі системи передачі/розподілу не можуть відмовити ОСП в наданні інформації, необхідної для розробки Плану відновлення, з міркувань конфіденційності інформації.

8.19. ОСП на підставі проєктних рішень складає перелік наявних електростанцій, здатних до пуску із зупиненого стану без зовнішнього електропостачання.

Ці станції мають підтримувати здатність до пуску із зупиненого стану без зовнішнього електропостачання, а в разі включення таких станцій до Плану відновлення мають надавати допоміжну послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій відповідно до цього Кодексу.

8.20. Користувачі системи передачі/розподілу мають у найкоротший термін повідомляти ОСП про аварійні режими роботи їх електроустановок, настання явищ незворотної та непереборної сили, які можуть призвести до надзвичайної ситуації, наслідком якої може бути системна аварія.

У разі визначення ОСП факту настання системної аварії він має задіяти План відновлення та оформити настання аварії відповідним чином з фіксацією в оперативних документах із зазначенням основних причин, часу настання та орієнтовного терміну дії системної аварії та передати інформацію для відповідного реагування суб’єктам диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України.

8.21. Упровадження Плану відновлення здійснюється за розпорядженням ОСП.

8.22. Користувачі системи передачі/розподілу, які отримали таке розпорядження, мають діяти відповідно до місцевого плану та/або об’єктової інструкції.

У разі повного знеструмлення обладнання та за відсутності зв’язку ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, які задіяні у відновленні режиму роботи енергосистеми, мають діяти відповідно до місцевого плану та/або об’єктової інструкції.

8.23. Якщо за оцінкою ОСП ситуація потребує дій, що не передбачені Планом відновлення, ОСП має право вносити зміни до порядку та послідовності дій при відновленні режиму роботи енергосистеми та надати відповідні розпорядження користувачам системи передачі/розподілу, які задіяні у цьому процесі.

8.24. ОСП завершує роботу за Планом відновлення після заживлення власних потреб всіх електростанцій та включення генераторів більшості електростанцій на синхронну роботу в ОЕС України та оформлює таке завершення відповідним записом в оперативній документації.

8.25. Подальша робота з ліквідації наслідків технологічного порушення, що призвело до системної аварії, здійснюється згідно з Планом захисту енергосистеми та до досягнення умов, визначених у пункті 7.2 цієї глави.

8.26. Участь користувачів системи передачі/розподілу у відновленні режиму роботи енергосистеми після системної аварії здійснюється на засадах надання допоміжних послуг відповідно до вимог цього Кодексу та Правил ринку допоміжних послуг.

1.1. Основним завданням ОСП є управління режимом роботи ОЕС України для забезпечення її надійної і стійкої роботи в усіх режимах. Одним із критеріїв режиму роботи енергосистеми є частота електричного струму і напруга, які залежать від балансів активної і, відповідно, реактивної потужностей в енергосистемі. Для забезпечення сталої і надійної роботи ОЕС України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів ОСП придбаває/використовує відповідні допоміжні послуги. ДП з регулювання частоти та потужності, а також напруги та реактивної потужності призначені для упередження виникнення аварійних режимів і, відповідно, упередження спрацювання протиаварійної автоматики і являють собою відповідний процес.

1.2. Користувачі системи передачі/розподілу можуть надавати ОСП допоміжні послуги, перелік яких визначений у Правилах ринку.

1.3. Вимоги до електроенергетичного обладнання, необхідного для забезпечення належного надання:

допоміжних послуг з надання РПЧ (первинне регулювання), аРВЧ і рРВЧ (вторинне регулювання) та РЗ (третинне регулювання) - визначені у главі 8 розділу V цього Кодексу;

допоміжної послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономний пуск) - визначені у підпункті 2 пункту 2.7 глави 2 розділу III цього Кодексу;

допоміжної послуги з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, яка передбачає компенсацію реактивної потужності синхронним генератором з метою підтримання заданих ОСП рівнів напруги в контрольованих вузлах ОЕС України в режимі, коли виробництво активної потужності не здійснюється. Діапазони максимальної реактивної потужності, яка може бути використана для регулювання напруги, визначаються за результатами випробувань у процесі перевірки ПДП.

1.4. Новозбудовані генеруючі одиниці типу С та D, а також генеруючі одиниці, що пройшли реконструкцію або технічне переоснащення, мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, автоматичних і ручних РВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК).

1.5. ГЕС та ГАЕС, приєднана потужність яких більша 200 МВт, що мають технічну спроможність регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК для області регулювання ОЕС України, повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК.

1.6. Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов'язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України після особливої системної аварії, затвердженому ОСП.

1.7. Правилами ринку визначаються умови оплати ДП, відбору постачальників ДП, умови моніторингу надання ДП та санкції за ненадання або неякісне надання ДП.

1.8. Потенційні ПДП повинні пройти перевірку та продемонструвати ОСП, що електроустановки їх об’єктів, за допомогою яких надаються ДП, відповідають технічним вимогам до ДП, що встановлені цим Кодексом, шляхом успішного проходження випробувань одиниць надання ДП з отриманням відповідного свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.

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 ПДП (потенційного ПДП), щодо надання ДП за умови дотримання вимог цього розділу та Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок ПДП.

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 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;

виміряне значення частоти електричного струму;