Про затвердження Кодексу системи передачі

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 резервів підтримання частоти і відновлення частоти, 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/Плану відновлення роботи "острова Бурштинської ТЕС" 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/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС", у тому числі на тлі негативного впливу явищ природного та техногенного характеру.

8.10. Відновлення роботи ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС" 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 проектних 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 резервів підтримання частоти (первинне регулювання), автоматичного і ручного відновлення частоти (вторинне регулювання) та резервів заміщення (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/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС" після особливої системної аварії, затвердженому ОСП.

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

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

1.9. Випробування повинні проходити всі електроустановки ПДП, за допомогою яких надаються або планується надання ДП.

1.10. Випробування проводяться відповідно до Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу та який містить, зокрема:

порядок перевірки ПДП (потенційного ПДП);

порядок проведення випробувань одиниць/груп надання ДП;

взаємовідносини, права та обов’язки учасників процесу перевірки та випробувань;

вимоги щодо періодичності підтвердження відповідності вимогам цього Кодексу щодо надання ДП;

процедуру оскарження результатів перевірки та випробувань електроустановок ПДП.

1.11. Для електроустановок, що проходять випробування, необхідні для приєднання до мереж системи передачі/розподілу, дозволяється одночасне проведення випробувань електроустановок, що належать ПДП (потенційному ПДП), щодо надання ДП за умови дотримання вимог цього розділу та Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг.

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

2.1. Кожен постачальник РПЧ повинен забезпечити надання ОСП (у тому числі за вимогою ОСП у режимі реального часу з циклічністю не більше 1 секунди) значення активної потужності з мітками часу та значення статизму регулятора.

2.2. Одиниця постачання РВЧ повинна гарантувати, що активація РВЧ одиницею постачання РВЧ у групі постачання може бути перевірена/контрольована. Для цієї мети постачальник РВЧ повинен бути здатний надавати ОСП дані вимірювань у режимі реального часу у точці підключення або точці, що погоджена з ОСП, стосовно планової видачі активної потужності з міткою часу, миттєвої видачі активної потужності з міткою часу для кожної одиниці постачання РВЧ, для кожної групи постачання РВЧ, для кожного генеруючого об’єкта чи об’єкта споживання групи надання РВЧ з вихідною максимальною активною потужністю не меншою ніж 1,5 МВт.

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

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

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

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

2.5. Постачальник ДП зобов’язаний забезпечити на одиницях/групах надання ДП поточний безперервний моніторинг участі кожної з одиниць/груп надання ДП у наданні ДП в автоматизованому режимі. Моніторинг забезпечується поточною реєстрацією параметрів та характеристик регулювання з циклом не більше 1 секунди. Реєстрація всіх параметрів та характеристик має здійснюватися з міткою часу.

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

1) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою енергогенеруючого обладнання:

частота обертання ротора турбіни;

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

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

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

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

статизм регулятора;

2) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою обладнання споживача:

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

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

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

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

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

1) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою енергогенеруючого обладнання:

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

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

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

уставка по активній потужності, отримана від ЦР САПЧП;

2) якщо постачання ДП здійснюється за допомогою обладнання споживача:

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

уставка по активній потужності, отримана від ЦР САПЧП.

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

планова потужність;

задана уставка потужності;

швидкість зміни потужності;

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

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

виміряне значення напруги на шинах;

виміряне значення активної потужності гідроагрегата;

планове значення активної потужності гідроагрегата;

виміряне значення реактивної потужності гідроагрегата;

планове значення реактивної потужності гідроагрегата;

режим роботи гідроагрегата.

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

1.1. Інформаційно-технологічне забезпечення ОСП та інших суб’єктів оперативно-технологічного управління ОЕС України має забезпечити стійку та надійну роботу енергосистеми та ефективне функціонування ринку електричної енергії України.

1.2. Інформаційно-технологічна система управління має відповідати таким основним принципам організації й побудови:

збір нормованих обсягів первинних контрольованих параметрів з багатоцільовим їх використанням;

дублювання збору особливо відповідальних параметрів;

організація пунктів первинного збору, оброблення та зберігання інформації;

взаємодія систем автоматичного регулювання процесів у нормальних і аварійних режимах в енергосистемі з автоматизованим оперативно-технологічним і комерційним управлінням (з урахуванням людського фактору під час керування);

побудова системи оброблення телеметричної інформації (телеінформації) з автоматичним формуванням математичної моделі, адекватної поточному стану електроенергетичної системи;

включення повного набору розрахункових модулів, що забезпечують виконання розрахунків усіх технологічних завдань, у тому числі й оптимізаційного характеру, з різним ступенем деталізації розрахункових схем;

організація роботи енергосистеми з урахуванням системних обмежень та обмежень щодо режиму роботи генеруючого обладнання.

1.3. Інформаційні системи, що функціонують у складі інформаційно-технологічної системи управління ОЕС України, мають різні призначення, структуру, склад апаратного та програмного забезпечення, але всі вони мають реалізовуватися з урахуванням таких загальних вимог:

висока надійність функціонування систем;

масштабованість системи, що дозволяє розвивати її в разі збільшення обсягів оброблюваних даних та/або в разі розширення кола розв’язуваних завдань;

висока швидкодія системи, що забезпечує прийнятний час реакції на фоні оброблення великих обсягів даних;

наявність потужної комунікаційної інфраструктури, що зв’язує суб’єкти ОЕС України;

забезпечення функціонування розподілених та інтегрованих баз даних;

ведення загальних довідників з використанням єдиної системи ідентифікації суб’єктів ОЕС України та об’єктів її технологічної інфраструктури, класифікатора енергетичних підприємств і організацій, загальноукраїнського класифікатора підприємств та організацій тощо;

захист від несанкціонованого доступу і забезпечення інформаційної безпеки передачі та зберігання даних, включаючи повний антивірусний захист.

1.4. До складу інформаційно-технологічної системи управління ОСП входять окремі системи формування, обробки, передачі та відображення даних:

автоматизована система диспетчерського управління (АСДУ);

автоматизована система управління технологічним процесом (далі - АСУ ТП) енергооб’єкта;

система моніторингу та контролю параметрів роботи ОЕС України;

система прогнозування та оперативного планування режиму роботи ОЕС України;

автоматизована інформаційна система щодо складу та стану основного високовольтного обладнання та пристроїв захисту, автоматики, управління, вимірювань та обліку електричної енергії системи передачі;

автоматизована інформаційна система поточних метеорологічних даних та прогнозів.

1.5. Ефективне функціонування ринку електричної енергії України має забезпечуватися відповідно до Правил ринку створенням та розвитком, зокрема, таких систем:

комерційного обліку електричної енергії;

розподілу пропускної спроможності міждержавних електричних мереж;

планування роботи ОЕС України на добу постачання;

купівлі-продажу допоміжних послуг;

адміністрування та здійснення розрахунків між учасниками ринку.

1.6. Власники складових частин системи формування, обробки, передачі та відображення даних, побудованої за багаторівневим та ієрархічним принципами, повинні забезпечити їх стале функціонування та розвиток.

1.7. Функціонування системи формування, обробки, передачі та відображення даних передбачає регламентований обмін інформацією (обов’язок передавати та право отримувати необхідну інформацію).

1.8. ОСП повинен забезпечити доступ громадськості до інформації шляхом її оприлюднення в обсягах, визначених Законом України "Про ринок електричної енергії" , уповноваженими центральними органами виконавчої влади, Регулятором, Правилами ринку та цим Кодексом.

1.9. Інформація, обмін якою здійснюється у процесі функціонування ОЕС України та ринку електричної енергії та яка формує відповідні бази даних, має бути достовірною, повною, актуальною, безперервною, доступною для використання всіма заінтересованими сторонами, а також захищеною від несанкціонованого доступу.

1.10. Достовірність інформації досягається використанням первинних датчиків, що забезпечують нормований клас точності її отримання, та застосуванням методів і технологій обробки та передачі інформації, які забезпечують незмінність даних у процесі їх відображення та зберігання.

1.11. Інформація є повною, якщо вона забезпечує можливість реалізації покладеного на систему технологічного завдання та створює можливості для контролю і відновлення первинних даних у разі їх втрати.

1.12. Актуальність і безперервність інформації забезпечуються належним рівнем відповідності інформації вимогам поточного часу, періодичністю зняття інформації та послідовністю її передачі, а також обробки інформації для виконання кінцевого завдання.

2.1. Засоби телекомунікаційної мережі мають відповідати всім вимогам до засобів технологічного та диспетчерського зв’язку на об’єктах ОЕС України, встановленим відповідними нормативно-технічними документами.

2.2. ОСР та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні забезпечити гарантований якісний диспетчерський зв’язок та передачу технологічних даних.

2.3. Для виключення впливу виробничої діяльності на діяльність по управлінню технологічними процесами електроенергетики у складі телекомунікаційної мережі повинні бути передбачені дві роздільні відповідні складові:

технологічна складова - призначена для забезпечення управління технологічними процесами у виробництві та передачі електричної енергії, оперативно-диспетчерського та оперативно-технологічного управління;

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

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

забезпечення високої якості, захищеності і надійності телекомунікаційної мережі;

забезпечення необхідної пропускної здатності телекомунікаційної мережі;

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

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

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

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

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

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

забезпечення мультипротокольності;

забезпечення відповідності міжнародним стандартам.

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

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

здійснення перспективного та оперативного планування;

виконання розрахунків планових режимів та їх оперативної корекції;

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

системної автоматики та релейного захисту;

складання оперативно-диспетчерської звітності;

виконання завдань організаційно-економічного управління.

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

вимірювальні перетворювачі електричних і неелектричних величин;

сигнальні та виконавчі пристрої;

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

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

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

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

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

значення енергооб’єкта в енергетичній системі;

обсягу автоматизації енергооб’єкта;

структури диспетчерського та виробничо-господарського управління.

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

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

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

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

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

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

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

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

підсистема автоматичного регулювання частоти та потужності;

комплекс контролю та оптимізації електричних режимів;

комплекс диспетчерського тренажеру;

комплекс формування графіків ремонту устаткування та погоджувальних процедур.

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

спостерігати перехідні процеси в енергосистемі;

оцінювати поточні режими роботи всієї енергосистеми;

ефективно аналізувати причини і наслідки технологічних порушень і системних аварій;

перевірити і уточнити динамічну модель енергосистеми;

більш точно налаштувати автоматику захисту.

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

забезпечення високої надійності мережі передачі даних;

забезпечення високої пропускної здатності;

організація корпоративної цифрової системи зв’язку;

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

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

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

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

дублювання основного устаткування тощо.

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

використання сучасних комунікаційних технологій;

оренди міжміських цифрових каналів зв’язку;

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

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

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

передачу даних у пакетному режимі;

організацію телефонного та факсимільного зв’язку;

організацію каналів передачі телемеханічної інформації;

одночасну передачу даних і голосу;

вірогідність і цілісність переданої інформації;

можливість транспортування даних з гарантованою якістю передачі;

взаємодію з регіональними мережами суб’єктів ринку електричної енергії;

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

наявність механізмів мережної безпеки.

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

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

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

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

виконання розрахунків планових режимів та їх оперативної корекції;

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

системної автоматики та релейного захисту;

складання оперативно-диспетчерської звітності;

виконання завдань організаційно-економічного управління.

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

вимірювальні перетворювачі електричних і неелектричних величин;

сигнальні та виконавчі пристрої;

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

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

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

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

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

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

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

усі телевимірювання та телесигнали мають передаватися з позначками часу.

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

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

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

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

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

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

перспективного та оперативного планування режимів роботи енергосистеми;

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

автоматичного регулювання частоти, потужності та напруги у вузлах енергосистеми;

обліку електричної енергії та аналізу роботи енергосистеми.

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