Про внесення змін до Правил застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження частоти в енергосистемах

8.1. Уставки пристроїв АЧР і ЧАПВ задаються електроенергетичною системою. При цьому вимкнення навантаження електротяги має передбачатися в останніх за частотою і часом чергах АЧР, а зворотне ввімкнення - у перших за часом чергах ЧАПВ. Відповідність уставок заданим величинам та дії пристроїв АЧР і ЧАПВ забезпечує персонал, який обслуговує відповідні ПС.

8.2. Навантаження електротяги, яке вимикається дією пристроїв АЧР від однієї тягової ПС, на період дії пристроїв АЧР не повинне передаватися через контактну мережу на сусідні тягові ПС.

8.3. Дією пристроїв АЧР не повинне зніматися живлення з ділянок:

на яких організовано розриви контактної мережі;

на яких за умовами рельєфу місцевості не забезпечується рушення потяга після його зупинки;

з довгими спусками, де застосовують рекуперативне гальмування.

8.4. Дією пристроїв АЧР не повинне вимикатися живлення залізничних пристроїв керування, сигналізації, блокування та зв'язку, а також трансформаторів ВП тягових ПС.

9.1. Організацію АЧР-1Ш у цілому для ОЕС України необхідно вирішувати після створення спеціалізованих програм для налаштування та вибору уставок пристроїв АЧР-1Ш на основі розрахунків тривалих перехідних процесів із зниженням частоти за дефіциту активної потужності та набуття необхідного досвіду впровадження пристроїв АЧР-1Ш в окремих гостродефіцитних районах ОЕС України, в яких за відсутності АЧР-1Ш під час їх відділення, як правило, неможливо існуючими пристроями АЧР-1 забезпечити ліквідацію важких частотних аварій та повного знеструмлення споживачів.

9.2. У гостродефіцитних вузлах і енергорайонах, де можливе виникнення аварійного дефіциту потужності понад 30 % від наявного навантаження і відповідна цьому дефіциту швидкість зниження частоти та напруги, за яких АЧР-1 з пуском за частотою може виявитися неефективним, необхідно АЧР-1 і, у першу чергу, САЧР і ЗАЧР доповнювати пуском за швидкістю зниження частоти (АЧР-1Ш).

9.3. Пристрої АЧР-1Ш повинні спрацьовувати з уставками при f меньше або дорівнює 49,5 Гц та швидкості зниження частоти (надалі - df/dt) df/dt більше або дорівнює 1,7 Гц/с, з мінімальною витримкою часу T = 0,15 с для відстроювання від короткочасних змін частоти.

9.4. Для окремих гостродефіцитних районів, залежно від можливих сценаріїв розвитку тяжких аварій з дефіцитом потужності, необхідно за можливості створювати кілька черг АЧР-1Ш з різними уставками з швидкості зниження частоти (df/dt), які, доповнюючи одна одну, вимикали б обсяг навантаження, що відповідає виникаючому аварійному дефіциту потужності (наприклад: I черга=Рн1; II черга=Рн2=(Рн1+ Дельта Р); III черга=Рн3=(Рн2+ Дельта Р). При цьому уставки каналів вимірювання частоти (f більше або дорівнює 49,5 Гц) та витримка часу на спрацювання (T = 0,15 с) для усіх черг повинні залишатися однаковими.

9.5. До АЧР-1Ш необхідно, у першу чергу, залучати споживачів, підключених до САЧР, ЗАЧР та основного обсягу АЧР-1 з вищими уставками за частотою, доповнюючи їх пуском на вимкнення споживачів по каналу вимірювання швидкості зниження частоти з мінімальною витримкою часу (Т = 0,15 с).

9.6. Для окремих гостродефіцитних районів і вузлів, у яких можливе виникнення аварійного дефіциту потужності більш ніж 45 % від наявного споживання та, відповідно, така швидкість зниження частоти та напруги, за якої пристрої АЧР-1Ш будуть неспроможні забезпечити зупинення процесу зниження частоти та напруги (лавиноподібне падіння напруги та частоти), можна використовувати ДАР, яке має доповнювати дію АЧР-1Ш.

9.7. Враховуючи, що ефективність ДАР насамперед залежить від швидкості вимкнення навантаження споживачів при виконанні розвантаження, слід, у першу чергу, здійснювати автоматичне вимкнення приєднань споживачів у необхідному обсязі за факторами, які характеризують виникнення локального дефіциту активної потужності незалежно від процесу зниження частоти (аварійне вимкнення генераторів, вимикачів ліній і трансформаторів, значна зміна значення потужності або струму тощо).

9.8. Слід прагнути до забезпечення спрацьовування ДАР на початку процесу зниження частоти. Допускається підключати одні й ті ж самі приєднання споживачів до ДАР і АЧР. У цьому разі потужність, яку підключають до пристроїв АЧР, повинна відповідати вимогам ліквідації загальносистемного та локального дефіциту активної потужності.

9.9. ДАР необхідно застосовувати, якщо існує економічна доцільність від його впровадження, яка враховує витрати на створення та впровадження автоматики, ймовірність виникнення таких значних аварійних дефіцитів потужності, а також економічні збитки від можливого знеструмлення частини споживачів у разі хибної роботи окремих пристроїв ДАР, які мають єдиний центр протиаварійного керування.

9.10. Персоналу суб'єктів електроенергетики та споживачам у разі вимкнення їх навантаження від пристроїв АЧР і ДАР від джерел живлення забороняється переводити навантаження на інші джерела, які залишилися в роботі при частоті 49,5 Гц і нижче.

10.1. Ефективним заходом, який дає можливість успішно мінімізувати збитки від аварії із значним дефіцитом активної потужності, є використання пристроїв АЧД.

10.2. АЧД (АВВП або АВЗН) призначено для відділення окремих енергоблоків (агрегатів) електростанцій на навантаження власних потреб або на збалансоване навантаження прилеглого району разом з власними потребами, що створює умови прискореного відновлення паралельної роботи енергосистем чи їх частин після частотної аварії.

10.3. Пристрої АЧД слід застосовувати:

якщо схема прилеглої до електростанцій мережі, а також блочні та загальностанційні системи автоматичного регулювання і автоматики це дозволяють;

для резервування дії пристроїв АЧР і ДАР під час аварій;

замість пристроїв ДАР, якщо відсутня економічна доцільність їх застосування, в енергорайонах з особливо великим дефіцитом активної потужності або якщо з якихось причин може мати місце недостатній обсяг розвантаження споживачів, що за місцевими факторами пов'язано із серйозними технічними труднощами реалізації потрібного обсягу вимкнень (немає можливості швидко вимкнути навантаження потужного споживача або потужну живильну лінію, або навантаження споживачів значно розосереджено по енергосистемі тощо);

якщо необхідно забезпечити без обмежень електропостачання від шин станції споживачів особливої категорії;

якщо електростанції визначено як резервні джерела енергії для розвороту з "нуля" інших електростанцій у разі їх знеструмлення.

10.4. На електростанціях з потужними блоками застосовувати АВВП або АВЗН можна за наявності блочної автоматичної системи аварійного розвантаження блока, яка забезпечує збалансовану, тривалу і надійну (стійку) роботу блока на навантаження відокремленого району та/або ВП.

10.5. На енергоблоках АЕС необхідно вводити в роботу:

первинне регулювання частоти та потужності в межах ± 2 %Рном для енергоблоків з реакторами ВВЕР-1000 і ± 5 % Рном - для енергоблоків з реакторами ВВЕР-440;

технологічні захисти обмеження тривалості роботи обладнання АЕС - у разі аварійного зниження частоти нижче ніж 49 Гц, з дією на автоматичне розвантаження та відділення на навантаження власних потреб блоків.

10.6. ВЕС і СЕС повинні відділятися від мережі своїми технологічними захистами з уставками за частотою та напругою відповідно до вимог виробника обладнання електростанцій, а в разі їх відсутності - з уставками за частотою f меньше або дорівнює 47 Гц з Тзат. = 0,2 с і f меньше або дорівнює 48 Гц з Тзат.= 20 с або при зниженні напруги U меньше або дорівнює 0,9Uн з Тзат.= 10 - 60 с.

10.7. АЧД треба виконувати відповідно до проектних рішень і встановлювати на всіх електростанціях та блок-станціях, для яких вона може бути виконаною за умови їх роботи (схема електростанції або блок-станції, її положення в мережі, обмеження за теплофікаційним режимом тощо).

10.8. Для електростанцій, для яких визнано неможливим або недоцільним створення АЧД, у разі зміни складу устаткування, схеми видачі потужності, схеми мережі, яка прилягає до електростанції (але не рідше одного разу на три роки), повинні затверджуватися головним інженером електростанції (за узгодженням з органом оперативно-диспетчерського керування і ОРГРЕС) відповідні рішення з необхідним мотивуванням.

10.9. Розроблення і виконання АЧД (проведення реконструкції) необхідно здійснювати з дотриманням таких вимог:

для електростанцій малої потужності, а також для блокових електростанцій, у першу чергу, треба розглядати дію АЧД на відділення електростанції (або її частини для блочних електростанцій) із приблизно збалансованим навантаженням прилеглого району. При цьому необхідно використовувати мінімальне число вимикачів, які повинні спрацьовувати, та уникати складних операцій перемикань і телевимкнень. При відділенні електростанції на приблизно збалансоване навантаження кращим є утворення невеликого надлишку генеруючої потужності, що відділяється (з урахуванням дії пристроїв АЧР-ЧАПВ у районі, що відділяється);

на блокових електростанціях, для яких відсутня можливість створення автоматики, що відділяє електростанцію чи її частину, має передбачатися дія АЧД на відділення одного блока з його власними потребами. При цьому має бути забезпечено та експериментально перевірено надійну роботу блока з навантаженням його ВП протягом не менше ніж 15 хвилин у всіх режимах і технологічних схемах, зокрема за умови забезпечення живлення теплових ВП відокремлюваного блока. За необхідності треба передбачати переведення дії АЧД на інший у такий же спосіб підготовлений блок.

10.10. В інструкціях для оперативного персоналу блокових електростанцій з АЧД повинні міститися вказівки щодо збереження в роботі блока, який відділився, його використання для пуску інших блоків у разі їх зупинки, ввімкнення блока в електричну мережу та його навантаження.

10.11. АЧД для відділення ТЕС, ГЕС великої та середньої потужностей, агрегатів блок-станцій (ТЕЦ) на приблизно збалансоване навантаження та/або на навантаження ВП, як правило, необхідно виконувати з двома пусковими органами: один з частотою від 46,8 Гц до 47,2 Гц і часом спрацьовування 0,5 с, а інший - із частотою близько 47,5 Гц і часом спрацювання від 30 с до 40 с.

10.12. АЧД для блоків АЕС відповідно до технічного рішення з експлуатації обладнання АЕС вводиться на працюючих енергоблоках АЕС на їх відділення з навантаженням ВП з такими уставками спрацювання:

49 Гц, з витримкою часу 300 с;

48 Гц, з витримкою часу 60 с;

47 Гц, з витримкою часу 10 с.

При цьому необхідно враховувати, що час роботи енергоблока на ВП має становити не більше ніж 40 хвилин, виходячи з температурних умов пари вихлопних патрубків циліндрів низького тиску турбіни.

10.13. Для створення відносної селективності дії АЧД на електростанціях, розташованих у різних точках мережі, слід передбачати можливість уведення додаткових пристроїв, які дозволяли б або блокували б дію АЧД, залежно від розташування електростанції в системі (наприклад, за зниженням напруги, за зміною значення чи напрямку потужності в електричній мережі тощо).

10.14. Якщо електростанції знаходяться в особливо дефіцитному районі (дефіцит потужності становить понад 45 %), то найбільш ефективним буде використання для відділення електростанції на збалансоване навантаження пристроїв вимірювання швидкості зниження частоти (АЧР-1Ш) з мінімальною витримкою часу (Т = 0,15 с) і уставкою за швидкістю зниження частоти (df/dt і 2,0 Гц/с), у доповнення до уставок за частотою в межах від 47,5 Гц до 47,2 Гц і часом вимкнення, не більшим ніж 1 с.

10.15. Можливість вибору дещо різних уставок пуску АЧД доцільно використовувати для створення відносної селективності (наприклад, для випереджального відділення раніше тієї з двох ТЕС, від якої залежить водопостачання).

11.1. Підключати електроустановки споживачів до АЧР необхідно відповідно до вимог Правил користування електричною енергією , затверджених постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України від 31 липня 1996 року № 28, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 2 серпня 1996 року за № 417/1442 (із змінами), Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів , затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 25 липня 2006 року № 258, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 25 жовтня 2006 року за № 1143/13017 (із змінами), СОУ-Н ЕЕ 20.568:2007 , ГКД 34.20.507-2003, СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009, СОУ-Н ЕЕ 35.514:2007, СОУ-Н МПЕ 40.1.20.563:2004, "Правил устройства электроустановок" (ПУЭ-86), а також "Сборника руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть" (СРМ-92).

11.2. Потужність електроустановок споживачів, яких підключають до пристроїв АЧР (обсяг АЧР), і розташування пристроїв АЧР треба вибирати таким чином, щоб унеможливити виникнення лавиноподібного падіння напруги та частоти за будь-яких реально можливих випадків аварійного вимкнення потужності, яка генерується, та поділу енергосистем чи ОЕС України на окремі частини.

11.3. Обсяг АЧР формується з навантажень електроустановок (приєднань) споживачів будь-якої категорії з надійності електропостачання (крім електроустановок споживачів особливої групи першої категорії). Залежно від категорії з надійності електропостачання електроустановки відповідальних споживачів необхідно підключати до черг АЧР з більш низькими уставками за частотою та більшою витримкою часу.

11.4. Потужність електроустановок споживачів, яких підключають до пристроїв АЧР, в окремих вузлах енергосистеми визначають з умов запобігання розвитку найбільш тяжких місцевих і загальносистемних аварій і беруть з 5 %-им запасом потужності.

11.5. Пристрої АЧР, як правило, треба розташовувати на об'єктах суб'єктів електроенергетики. У разі коли за необхідності частину пристроїв АЧР встановлено у споживачів, у тому числі на тягових ПС, їх стан має періодично (не менше двох разів на рік) контролювати персонал суб'єктів електроенергетики із залученням Держенергонагляду. Пристрої АЧР, установлені у споживачів, слід резервувати на об'єктах суб'єктів електроенергетики пристроями АЧР з нижчими уставками за частотою і більшими уставками за часом спрацьовування.

11.6. За наявності в енергосистемі суб’єктів господарської діяльності, які споживають теплову енергію від турбін електростанцій, необхідно враховувати можливість зменшення потужності, яка генерується, унаслідок повного або часткового припинення споживання теплової енергії в результаті вимкнення зазначених суб’єктів господарської діяльності пристроями АЧР, що може призвести до подальшого зниження частоти. У подібних випадках слід орієнтуватися на перенесення відповідних пристроїв АЧР безпосередньо на ПС споживачів, де можна відключити тільки електроустановки споживачів, не пов'язаних із споживанням теплової енергії.

11.7. Для споживачів, яких підключено до пристроїв АЧР, режими роботи і розміщення пристроїв АВР необхідно погоджувати таким чином, щоб під час спрацьовування пристроїв АВР не відбулося відновлення живлення навантаження в дефіцитній частині, яке було вимкнене дією АЧР (наприклад, здійснювати блокування, що забороняють дію пристроїв АВР у разі зниження частоти тощо).

11.8. Персоналу суб'єктів електроенергетики і споживачам забороняється переводити живлення навантаження, яке вимкнено дією пристроїв АЧР чи ДАР, на інші лінії (приєднання). Порушення цієї вимоги може призвести до розвитку аварії в енергосистемі, вимкнення джерел живлення, які залишилися, і повного припинення живлення всього навантаження підприємства.

В окремих випадках, коли дозволяє схема мережі та існує технічна можливість, дозволено відновлювати живлення, вимкнене пристроями АЧР чи ДАР навантаження від незалежних (автономних) джерел електроенергії, не пов’язаних з дефіцитною частиною енергосистеми.

11.9. Контроль фактичного навантаження електроустановок споживачів, підключених до пристроїв АЧР-ЧАПВ, технічного стану пристроїв АЧР-ЧАПВ та підготовленість відповідного персоналу споживачів має здійснювати персонал суб'єктів електроенергетики не менше двох разів на рік у режимні дні.

12.1. АОПЧ призначене для запобігання аварійному недопустимо тривалому підвищенню частоти, при якому можливе пошкодження обладнання електростанцій, електричних мереж і споживачів або порушення технологічного режиму їх роботи у разі відділення від суміжних енергосистем ОЕС України або її окремої частини з аварійним надлишком активної потужності.

Таке відділення може статися при аварійному вимкненні зв'язків з ними в разі їх пошкодження, виникненні асинхронного режиму та при реалізації незбалансованих керуючих дій ПА.

АОПЧ має децентралізовану структуру і виконується у вигляді сукупності окремих автономних пристроїв, розташованих на об’єктах електроенергетичних систем чи енергопостачальних компаній.

Пристрої АОПЧ реагують на рівень частоти і діють на вимкнення генераторів від мережі, а також на відділення енергоблоків (АВВП або АВЗН).

12.2. АОПЧ повинне:

запобігати недопустимому підвищенню частоти в енергосистемі або в її окремій частині до рівня, за якого можливе спрацювання автоматів безпеки турбогенераторів (>55 Гц) та гідрогенераторів (від > 55 Гц до > 60 Гц);

вимикати від мережі ВЕС і СЕС у разі підвищення частоти до рівня, небезпечного для обладнання цих електростанцій (як правило, > 50,5 Гц);

обмежувати час роботи обладнання електростанцій з підвищеною частотою, навіть якщо навантаження блоків електростанцій не виходить за межі допустимого діапазону;

підтримувати умови нормальної роботи моторного навантаження енергосистеми;

обмежувати тривалість існування режимів роботи з підвищеною частотою, які порушують стабільність роботи АЕС;

завжди мати необхідний системний резерв на розвантаження електростанцій на випадок виникнення максимально можливих розрахункових аварійних надлишків потужності в цілому по ОЕС України, а також місцеві резерви для окремих вузлів і районів, для яких існує імовірність їх відокремлення на автономну роботу з великим надлишком активної потужності в разі виникнення асинхронного ходу по живильних ВЛ або їх програмованого вимкнення пристроями автоматики;

якщо енергосистема або окрема надлишкова по активній потужності частина ОЕС України містить тільки ТЕС, обмежувати тривале підвищення частоти рівнем, за якого потужність енергоблоків знаходиться у межах діапазону регулювання;

обмежувати тривале підвищення частоти допустимим рівнем у разі відділення надлишкової частини ОЕС України, яка має у своєму складі ТЕС, що паралельно працюють із ГЕС, потужність яких переважає, шляхом вимкнення частини генераторів ГЕС сумарною потужністю, яка приблизно дорівнює надлишку. При цьому вимкнення гідроелектростанцій не повинне призводити до спрацювання пристроїв АЧР. Для резервування дії пристроїв АОПЧ на вимкнення гідрогенераторів там, де це допустимо за схемними та режимними умовами, можна використовувати пристрої АЧД для ТЕС.

12.3. При визначенні обсягу збалансованого навантаження, на яке відділяються блоки електростанцій від пристроїв АВЗН, необхідно враховувати можливість їх випереджального розвантаження дією САРЧП та можливість переведення ГА ГАЕС у насосний режим.

12.4. Для підвищення ефективності АОПЧ необхідно застосовувати не менше двох ступенів розвантаження електростанцій з різними уставками за частотою та часом. Уставки пристроїв системи АОПЧ за частотою необхідно налаштовувати у межах від 50,55 Гц до 53,5 Гц. Більш високі уставки необхідно застосовувати для відділення електростанцій чи окремих блоків електростанцій на збалансоване навантаження, а менші - для пристроїв зниження потужності електростанцій і переведення ГА ГАЕС у насосний режим, тим самим забезпечуючи селективність їх дії.

Пристрої АОПЧ повинні відстроюватись уставками за часом спрацювання від короткочасних підвищень частоти і не призводити до спрацювання АОЗЧ.

Уставки налаштування пристроїв АОПЧ визначаються ДП "НЕК "Укренерго" та енергосистемами.

12.5. Для окремих особливо надлишкових частин ОЕС України з АЕС, в яких генерація ТЕС становить незначний відсоток від загальної генерації, відповідно до технічного рішення з експлуатації обладнання АЕС пристрої технологічної автоматики блоків АЕС повинні мати можливість діяти на сигнал або на їх відділення з навантаженням ВП з уставками f більше або дорівнює 50,5 Гц і Tз = 10 с.

13.1. ДП "НЕК "Укренерго" щорічно готує спеціальне рішення з принципів формування АЧР-ЧАПВ в ОЕС України, що затверджується Міненерговугілля України. На підставі затвердженого рішення ДП "НЕК "Укренерго" задає електроенергетичним системам з урахуванням структури генерації (частки АЕС і ТЕС) та балансу потужності (надлишкова чи дефіцитна):

значення граничних уставок АЧР-1, САЧР, ЗАЧР, АЧР-1Ш, АЧР-2н та АЧР-2с;

сумарні мінімальні обсяги навантаження всіх категорій АЧР і вимоги до обсягів навантаження окремих черг;

значення уставок спрацьовування і максимальні обсяги ЧАПВ;

значення уставок спрацьовування АЧД електростанцій;

значення уставок спрацьовування пристроїв АОПЧ.

13.2. Електроенергетичні системи на своїй території задають електропередавальним організаціям відповідні обсяги АЧР-ЧАПВ (у відсотках від значення споживання), за винятком ВП електростанцій і втрат в основній мережі, а також вимоги до уставок за частотою і часом.

Розроблені відповідною службою електропередавальної організації завдання АЧР (обсяги навантаження, значення уставок спрацьовування і перелік приєднань споживачів) підписує керівник служби, затверджує керівник електропередавальної організації та погоджує головний диспетчер відповідної електроенергетичної системи.

13.3. ДП "НЕК "Укренерго" забезпечує правильність і своєчасність видачі електроенергетичним системам завдань з уставок і обсягів АЧР-ЧАПВ, АЧД і АОПЧ та контролює звітні дані енергосистем з їх виконання.

13.4. Електроенергетичні системи зобов’язані забезпечити правильний розподіл між електропередавальними організаціями обсягів АЧР-ЧАПВ, а також контроль за роботою пристроїв АЧР-ЧАПВ на ПС основної мережі ОЕС України.

13.5. Електропередавальні організації та споживачі зобов’язані забезпечити технічну експлуатацію пристроїв АЧР-ЧАПВ, установлених на їх об’єктах, виконання вимог електроенергетичних систем щодо налаштування комплектів АЧР-ЧАПВ і відповідність заданих обсягів фактичному навантаженню, задіяному в АЧР. Споживачі зобов’язані забезпечити наявність і збереження встановлених електропередавальною організацією на комплектах АЧР пломб (на виконавчих реле, комутаційних і захисних апаратах, накладках тощо).

13.6. Споживачі зобов'язані забезпечувати безперешкодний допуск персоналу електроенергетичних систем, електропередавальних організацій і Держенергонагляду для нагляду за технічним станом пристроїв АЧР-ЧАПВ і контролю за обсягами навантаження та заданими уставками, своєчасно оповіщати електропередавальну організацію про випадки спрацювання пристроїв АЧР та обсяги фактичного навантаження відключених приєднань, які заведено під дію пристроїв АЧР.

13.7. Персонал суб'єктів електроенергетики забезпечує:

своєчасне виконання вимог, викладених у пунктах 13.5, 13.6 цього розділу, надійність і ефективність дії пристроїв АЧР у разі аварійних знижень частоти в ОЕС України, енергосистемах чи їх частинах;

відновлення (дією пристроїв ЧАПВ і оперативним персоналом) електропостачання споживачів, електроустановки яких було вимкнено пристроями АЧР, після ліквідації дефіциту потужності.

13.8. Енергогенеруючі організації (електростанції) забезпечують автоматичне регулювання частоти та потужності електростанціями в разі зміни частоти в енергосистемі у межах заданих технічних характеристик обладнання і виконання вимог електроенергетичних систем щодо налаштування пристроїв АЧД та АОПЧ на електростанціях.

13.9. Відповідно до Положення про державний енергетичний нагляд за режимами споживання електричної і теплової енергії , затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 7 серпня 1996 року № 929 (у редакції постанови Кабінету Міністрів України від 13 лютого 2006 року № 131), завданнями та функціями Держенергонагляду є здійснення в межах своєї компетенції нагляду за дотриманням суб’єктами електроенергетики, суб’єктами відносин у сфері теплопостачання і споживачами електричної енергії вимог нормативно-правових і нормативно-технічних актів у сфері виробництва, постачання та споживання електричної і теплової енергії.