Про затвердження Кодексу системи передачі

11.1. ОСП повинен визначати у відповідних інструкціях та довідникових матеріалах максимальні тривалі допустимі навантаження для кожного елемента системи передачі своєї області регулювання.

11.2. ОСП повинен підтримувати потоки потужності в межах операційної безпеки, визначених для нормального та передаварійного режимів. Коефіцієнт запасу по статичній стійкості в нормальному режимі повинен становити не менше 20 %, а під час ситуації N-1 не менше 8 %.

11.3. ОСП повинен координувати аналіз операційної безпеки з іншими ОСП своєї синхронної області відповідно до угод між ОСП синхронної області для забезпечення дотримання потокорозподілу у межах операційної безпеки у своїй області регулювання.

11.4. У ситуації N-1 та у нормальному режимі ОСП повинен підтримувати потоки потужності у межах тимчасових допустимих перевантажень і готувати та здійснювати коригувальні дії, які будуть застосовані в межах часу, дозволеного для тимчасово допустимих перевантажень.

12.1. Перелік аварійних ситуацій

12.1.1. ОСП повинен визначити Перелік аварійних ситуацій у його області спостереження, включаючи внутрішні і зовнішні (в інших енергосистемах своєї синхронної області) аварійні ситуації. Перелік аварійних ситуацій має включати звичайні аварійні ситуації і каскадні аварійні ситуації, визначені із застосуванням скоординованого аналізу аварійних ситуацій із ОСП своєї синхронної області.

12.1.2. Для визначення Переліку аварійних ситуацій ОСП повинен класифікувати кожну аварійну ситуацію на основі того, чи є ця ситуація звичайною, каскадною, беручи до уваги ймовірність виникнення і такі принципи:

ОСП повинен класифікувати аварійні ситуації тільки для власної області регулювання;

коли умови роботи або погодні умови суттєво підвищують ймовірність виникнення каскадної аварійної ситуації, ОСП повинен включити каскадну аварійну ситуацію до Переліку аварійних ситуацій;

ОСП повинен включити до Переліку аварійних ситуацій каскадні аварійні ситуації, які суттєво впливають на ОЕС України або енергосистеми синхронної області.

12.1.3. Для аналізу аварійних ситуацій кожний Користувач повинен надавати всю необхідну для аналізу аварійних ситуацій інформацію на запит ОСП відповідно до переліку, вказаного у главі 6 розділу X цього Кодексу.

12.1.4. ОСП повинен погодити з ОСП своєї синхронної області перелік аварійних ситуацій.

12.1.5. ОСП повинен завчасно інформувати ОСП своєї синхронної області, яких це стосується, про будь-які заплановані зміни топології мережі ОЕС України.

12.1.6. ОСП повинен забезпечити достатні точність та циклічність обміну даними для проведення розрахунків потокорозподілу при аналізі аварійних ситуацій.

12.2. Аналіз аварійних ситуацій

12.2.1. ОСП повинен проводити аналіз аварійних ситуацій у своїй області регулювання для виявлення аварійних ситуацій, які ставлять під загрозу операційну безпеку своєї області регулювання, і визначення відповідних коригувальних дій.

12.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій своєї області регулювання на основі прогнозних та оперативних даних у режимі реального часу. Вихідним режимом для аналізу аварійних ситуацій є відповідна топологія системи передачі, яка включає заплановані відключення (відповідає ситуації N).

12.2.3. У випадку коли критерій N-1 не може бути забезпечено своєчасно або існує ризик поширення аварійної ситуації на енергосистеми синхронної області, ОСП повинен якнайшвидше підготувати і активізувати коригувальні дії для забезпечення дотримання критерію N-1 і локалізації аварійної ситуації.

12.2.4. ОСП може не дотримуватися критерію N-1 у таких ситуаціях:

протягом виконання перемикань;

протягом періоду, необхідного для підготовки та активації коригувальних дій.

13.1. Загальні вимоги до захисту системи передачі

13.1.1. ОСП повинен управляти системою передачі із застосуванням релейного захисту (основного і резервного) та протиаварійної автоматики для автоматичної локалізації та ліквідації пошкоджень, які могли б поставити під загрозу операційну безпеку ОЕС України та/або енергосистем своєї синхронної області.

13.1.2. ОСП повинен, принаймні 1 раз на 5 років, переглядати свою стратегію та концепцію захисту (релейний захист та протиаварійна автоматика) і оновлювати їх, якщо це необхідно для забезпечення правильного функціонування обладнання для захисту енергосистеми і забезпечення операційної безпеки.

13.1.3. Після спрацювання релейного захисту чи протиаварійної автоматики, що впливає на роботу міждержавних ліній або енергосистеми синхронної області, ОСП повинен оцінити правильність роботи захисту та, у разі необхідності, здійснити коригувальні дії.

13.1.4. ОСП повинен задавати уставки для релейного захисту обладнання його системи передачі, які забезпечують надійне, швидке і селективне усунення пошкодження, включаючи резервний захист для усунення пошкодження в разі відмови основного захисту.

13.1.5. До введення в експлуатацію або модернізації пристроїв релейного захисту, що впливає на роботу енергосистем синхронної області, ОСП повинен погоджувати з ОСП своєї синхронної області уставки захисту.

13.1.6. Якщо ОСП використовує протиаварійну автоматику, він повинен:

забезпечити селективність, надійність і ефективність її дії;

при розробці схеми протиаварійної автоматики оцінити наслідки для ОЕС України або енергосистем синхронної області в разі її відмови або неправильної роботи;

переконатися, що дія протиаварійної автоматики узгоджена з дією пристроїв релейного захисту системи передачі та не порушує межі операційної безпеки;

узгоджувати схеми побудови, уставки та дії протиаварійної автоматики з аналогічними системами ОСП своєї синхронної області та Користувачів.

13.2. Аналіз динамічної стійкості

13.2.1. ОСП повинен здійснювати розрахунок та аналіз динамічної стійкості системи передачі відповідно до підпункту 13.2.6 цього пункту та обмін відповідними даними для аналізу динамічної стійкості системи передачі з ОСП своєї синхронної області.

13.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз динамічної стійкості принаймні 1 раз на рік, щоб визначити межі динамічної стійкості і потенційні проблеми з динамічною стійкістю у своїй системі передачі. ОСП повинен проводити аналіз динамічної стійкості скоординовано з ОСП своєї синхронної області.

13.2.3. При проведенні скоординованого аналізу динамічної стійкості ОСП визначає:

обсяг скоординованих розрахунків динамічної стійкості, зокрема розмір розрахункової моделі мережі;

обсяг даних для обміну між заінтересованими ОСП синхронної області;

перелік взаємоузгоджених сценаріїв, аварійних ситуацій або порушень для аналізу динамічної стійкості.

13.2.4. У разі виникнення незатухаючих низькочастотних коливань між областями регулювання, що впливають на декількох ОСП синхронної області, ОСП повинен ініціювати якнайшвидше проведення скоординованого аналізу динамічної стійкості на рівні синхронної області і надати дані, необхідні для такого аналізу.

13.2.5. Якщо ОСП виявляє потенційний взаємний вплив напруги, кута вибігу ротора або стабільності частоти з іншими системами передачі своєї синхронної області, він повинен скоординувати методи, використовувані при аналізі динамічної стійкості, забезпечити необхідні дані, спланувати спільні заходи щодо виправлення ситуації.

13.2.6. При визначенні методів аналізу динамічної стійкості ОСП застосовує такі правила:

якщо межі статичної стійкості досягаються раніше меж динамічної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен виконувати аналіз динамічної стійкості лише на основі результатів розрахунків динамічної стійкості, виконаних для довгострокового планування;

якщо при плануванні відключень межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен провести аналіз динамічної стійкості на етапі оперативного планування на день наперед, поки ці режими існують. ОСП повинен підготувати коригувальні дії, які будуть використовуватися у разі необхідності під час роботи в реальному часі;

якщо мережа в режимі реального часу перебуває в ситуації N, а межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен проводити аналіз динамічної стійкості на всіх етапах оперативного планування і бути здатним якнайшвидше повторно оцінювати межі динамічної стійкості після істотної зміни режиму.

13.2.7. Якщо аналіз динамічної стійкості вказує на порушення меж стійкості, ОСП повинен розробити, підготувати і активізувати коригувальні дії з метою підтримки стійкості системи передачі. Ці коригувальні дії можуть охоплювати користувачів системи передачі/розподілу.

13.2.8. ОСП повинен налаштувати обладнання, релейний захист та протиаварійну автоматику таким чином, щоб час ліквідації порушень, здатних призвести до широкомасштабної втрати стійкості системи, був меншим ніж критичний час усунення пошкоджень, обчислений ним під час аналізу динамічної стійкості.

1.1. Оперативне планування режиму роботи системи передачі (далі - Оперативне планування) полягає в розробленні планів з реалізації необхідних технічних заходів та дій відповідного персоналу ОСП та Користувачів для забезпечення здатності енергосистеми задовольняти сумарний попит на електричну енергію та потужність у кожний момент часу з дотриманням встановлених показників якості та надійності надання цих послуг.

1.2. Оперативне планування повинне охоплювати період від одного року до одної доби (включаючи внутрішньодобове планування), здійснюватися на відповідний період та включати:

планування зміни стану обладнання електроустановок системи передачі та Користувачів;

планування заходів для забезпечення балансу споживання та виробництва електричної енергії з урахуванням системних обмежень за умови утримання операційної безпеки в заданих межах та планових міждержавних обмінів із суміжними енергосистемами;

визначення пропускної спроможності внутрішніх та міждержавних контрольованих перетинів;

аналіз операційної безпеки;

визначення доступної та вільної пропускної спроможності міждержавних ліній електропередачі;

визначення обсягів резерву активної потужності енергоблоків, а також обсягів інших видів допоміжних послуг.

2.1. Виведення з роботи обладнання електроустановок здійснюється для переведення його в інший оперативний стан - у резерв, ремонт (плановий або аварійний), консервацію або поза ним - у реконструкцію, технічне переоснащення, повну заміну, модернізацію, а також для зняття з експлуатації.

2.2. Виведення з роботи обладнання електроустановок у резерв здійснюється на підставі оперативних заявок його власників або за рішенням ОСП для забезпечення поточного балансу електричної енергії та потужності або для дотримання меж операційної безпеки в ОЕС України.

2.3. Виведення з роботи обладнання системи передачі, енергогенеруючого обладнання, обладнання систем розподілу, обладнання споживача, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП здійснюється на підставі оперативної заявки, яка оформляється відповідно до річних та місячних планів-графіків виведення з роботи обладнання, які затверджуються ОСП.

Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання складаються на підставі річних планів-графіків виведення з роботи обладнання.

2.4. Виведення з роботи генеруючого обладнання електростанцій, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для переведення його у стан консервації або зняття з експлуатації здійснюється згідно зі Звітом.

2.5. Усі Користувачі повинні подавати ОСП свої пропозиції щодо виведення з роботи їх генеруючого обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, до 01 червня поточного року та до 01 вересня поточного року - їх електротехнічного обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для підготовки річного плану-графіка виведення з роботи обладнання на наступний календарний рік.

2.6. Пропозиції, що надаються Користувачами, мають містити таку інформацію:

реквізити сторони, яка подає пропозиції виведення з роботи обладнання;

перелік обладнання, що виводиться з роботи;

пропозиції щодо планованих дат (час початку та закінчення) виведення з роботи обладнання.

2.7. Якщо виведення з роботи обладнання повинно мати фіксовану дату початку та фіксовану дату закінчення, що зумовлюється, але не обмежується, взаємодією з іншими Користувачами, або внаслідок конкретних технологічних процесів, або з причини конкретних робіт із технічного обслуговування, то ці дані мають вказуватися у пропозиції про виведення з роботи обладнання. Пропозиції підлягають аналізу та консультаційному процесу між ОСП та Користувачем, який подає пропозицію, а також залученими Користувачами та після їх узгодження вносяться до річного плану-графіка виведення з роботи обладнання як фіксовані.

2.8. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи обладнання магістральних мереж першочергово враховуються плани-графіки ремонтів генеруючого обладнання. ОСП має сприяти виконанню планів ремонтів генеруючого обладнання та забезпечити надійну та безперебійну передачу електричної енергії через основну мережу ОЕС України.

2.9. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи міждержавних ліній електропередачі ОСП узгоджує таке виведення з роботи з суміжними ОСП з максимальним використанням суміщення робіт на обладнанні, якого стосуються відповідні відключення. Планування виведення з роботи міждержавних ліній електропередачі має відповідати положенням Операційних угод енергооб’єднання.

2.10. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи обладнання систем розподілу ОСР повинні враховувати виведення з роботи обладнання магістральних мереж, а також індивідуальні річні плани-графіки виведення з роботи обладнання користувачів системи розподілу, виведення з роботи обладнання на власних мережах та відповідні виведення на мережах суміжних ОСР.

2.11. Під час підготовки річних планів-графіків виведення з роботи обладнання ОСП повинен намагатися задовольнити вимоги, які містяться в одержаних від Користувачів пропозиціях. Якщо пропозицію про вивід з роботи обладнання неможливо задовольнити, ОСП має запропонувати варіанти коригування планів-графіків.

2.12. До 01 серпня поточного року ОСП повинен підготувати та надати відповідним сторонам перший проект річного плану-графіка виведення з роботи генеруючого обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік.

2.13. Користувачі мають право повідомити ОСП про свої обґрунтовані заперечення щодо першого проекту річного плану-графіка виведення з роботи їх генеруючого обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік не пізніше ніж до 01 вересня поточного року.

2.14. У разі наявності заперечень щодо наданих Користувачами початкових проектів річних планів-графіків ОСП проводить обговорення зі сторонами, які надали свої заперечення, та іншими заінтересованими Користувачами з метою їх узгодження.

2.15. Річні плани-графіки виведення з роботи генеруючого обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік затверджуються Головним диспетчером ОСП до 01 жовтня поточного року.

2.16. Річні плани-графіки виведення з роботи електротехнічного обладнання на наступний календарний рік затверджуються Головним диспетчером ОСП до 15 грудня поточного року.

2.17. До 15 жовтня кожного календарного року ОСП доводить до відома всіх Користувачів річний план-графік виведення з роботи генеруючого обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП.

2.18. До 18 грудня кожного календарного року ОСП доводить до відома всіх Користувачів річний план-графік виведення з роботи електротехнічного обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП.

2.19. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання на кожний рік набирають чинності з 01 січня відповідного року.

2.20. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, є остаточними та перегляду не підлягають, за винятком непередбачених обставин, які виникли після затвердження річного плану-графіка та які ставлять під загрозу безумовне виконання затверджених планів-графіків.

2.21. Користувачі зобов’язані дотримуватися затверджених планів-графіків виведення з роботи обладнання. Внесення змін до затвердженого плану-графіка виведення з роботи обладнання після 01 жовтня (для генеруючого обладнання) та після 15 грудня (для електротехнічного обладнання) здійснюється лише з причин порушення безпеки постачання або операційної безпеки, або безпеки експлуатаційного персоналу, або аварійного пошкодження обладнання Користувача, або громадської безпеки у такому порядку:

за рішенням ОСП - якщо відповідне виведення з роботи обладнання обмежується лише обладнанням, яке знаходиться в оперативному управлінні ОСП, та виведення цього обладнання не потребує зміни плану-графіка для інших сторін;

за згодою між ОСП та заінтересованими Користувачами - якщо обладнання знаходиться в оперативному управлінні ОСП, але виведення цього обладнання потребує зміни плану-графіка для інших сторін, або якщо обладнання знаходиться в оперативному віданні ОСП.

2.22. Прийняті ОСП зміни відображаються в місячному плані-графіку виведення з роботи обладнання.

2.23. Якщо ОСП не може досягти згоди з Користувачем стосовно розробки або зміни річного плану-графіка виведення з роботи обладнання, ОСП приймає остаточне рішення виходячи з операційної безпеки та інформує про це Користувача.

У разі письмового запиту Користувача стосовно цього питання ОСП надає обґрунтування щодо прийняття такого рішення.

2.24. До 10 числа кожного місяця, що передує плановому, Користувачі надають ОСП місячні плани-графіки, що підтверджують виведення з роботи обладнання відповідно до затвердженого річного плану-графіка з урахуванням прийнятих змін.

2.25. Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання мають надаватися Користувачами письмово. Такі дані мають містити таку інформацію:

реквізити сторони, яка подає місячний план-графік виведення з роботи обладнання;

планові виведення з роботи обладнання, які включені до річного плану-графіка;

виведення з роботи обладнання, яке не включене до річного плану-графіка з відповідним обґрунтуванням;

пояснення щодо причин зміни річного плану-графіка, якщо такі зміни мають місце.

2.26. До 26 числа місяця, що передує плановому, ОСП надає затверджений місячний план-графік ремонтів відповідним Користувачам.

3.1. Виведення з роботи і резерву об’єктів диспетчеризації (силового обладнання, пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики, автоматизованих систем диспетчерського управління і засобів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління тощо) необхідно оформлювати заявкою, яка подається на розгляд до відповідного підрозділу диспетчерського управління за рівнем оперативної підпорядкованості.

3.2. Планові заявки подаються на обладнання, що включене до затвердженого плану-графіка виведення з роботи обладнання, на терміни, які передбачені планом-графіком.

3.3. Термінові заявки - заявки для виконання непланового ремонту на об’єктах диспетчеризації за суміщенням з відключенням основного обладнання (ЛЕП, АТ, СШ) для планового ремонту, а також заявки для проведення короткочасного непланового ремонту з метою усунення незначних несправностей на об’єктах диспетчеризації, для проведення якого не потрібна істотна зміна режиму роботи системи передачі.

3.4. Аварійна заявка - заявка для проведення невідкладного ремонту устаткування. Аварійною заявкою також оформлюється аварійний ремонт обладнання, що відключено дією захисту, персоналом через пошкодження, для попередження пошкодження або ліквідації загрози життю людей.

3.5. Форма заявки на виведення обладнання з роботи та перелік необхідних даних, вимог, що стосуються проведення робіт, включаючи заходи з безпеки, терміни подання, розгляду та узгодження заявки, а також повідомлення про результати розгляду визначаються ОСП у відповідних інструкціях, які надаються Користувачам.

3.6. Перелік необхідних даних та вимог, зокрема, має включати:

найменування підприємства, яке дає заявку;

найменування об’єкта, устаткування і вид ремонту;

термін ремонту і час аварійної готовності введення в роботу;

величина зниження і наявної потужності;

коментарі (які роботи будуть виконуватись, номери програм перемикань, номер ремонтної схеми, режим заземлення, режимні заходи, що забезпечують надійну роботу обладнання, енерговузла в ремонтному та ремонтно-аварійному режимах тощо);

стан пристроїв РЗ та ПА на даному об’єкті або прилеглих ПС, у разі його відмінності від нормального режиму, на час дії заявки;

основні заходи для створення безпечних умов виконання робіт;

прізвище уповноваженої особи підприємства, яка підписала заявку.

У разі необхідності ОСП має право запросити додаткові дані.

3.7. Якщо умови експлуатації енергосистеми на запропонований день і час запланованого виведення з роботи обладнання суттєво змінилися порівняно з прогнозованим рівнем балансової надійності та операційної безпеки, оперативно-диспетчерські служби ОСП можуть перенести заплановане виведення з роботи обладнання на термін, необхідний для приведення умов експлуатації енергосистеми до рівня балансової надійності та безпеки, який дозволяє виконати заплановане виведення з роботи обладнання.

3.8. У разі наявності загрози сталому функціонуванню ОЕС України або її частини, безпеці експлуатаційного персоналу або населенню диспетчер ОСП може скасувати дозволену заявку на виведення обладнання. Про причини та обставини щодо прийняття такого рішення ОСП має повідомити суб’єкта, який подавав заявку на виведення обладнання з роботи.

3.9. Рішення по заявках на об’єкти диспетчеризації, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП, приймаються у встановленому ОСП порядку і передаються на підприємства, в оперативному підпорядкуванні яких знаходиться дане обладнання.

4.1. Введення в роботу обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, яке знаходилося в резерві, виводилося з роботи для позапланового (невідкладного) ремонту або вимикалося дією захисних пристроїв, здійснюється за дозволом на оперативну заявку персоналу власника цього обладнання або за вимогою ОСП з урахуванням потреб енергосистеми у забезпеченні балансу електричної енергії та потужності або наданні допоміжних послуг.

4.2. Введення в роботу обладнання, яке виводилося з роботи згідно з затвердженим планом-графіком виведення з роботи обладнання, здійснюється з дозволу ОСП на підставі цього плану.

4.3. ОСП має завчасно забезпечити умови для введення в роботу обладнання.

4.4. Якщо узгоджені терміни введення в роботу обладнання не дотримуються, його власник не пізніше ніж за 2 доби до планового терміну має повідомити про це ОСП та запропонувати нові терміни (раніше або пізніше) з обґрунтуванням.

Рішення про час та умови (повне або часткове навантаження, графік навантаження тощо) введення в роботу такого обладнання приймає ОСП та доводить його до відома власника обладнання.

5.1. Оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії в ОЕС України здійснюється ОСП з метою планування забезпечення балансової надійності енергосистеми та забезпечення планового виведення з роботи (введення в роботу) обладнання.

5.2. Оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії здійснюється в межах таких часових періодів:

річних;

сезонних;

місячних;

тижневих;

добових (на наступну добу).

5.3. ОСП має здійснювати оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії в енергосистемі, ґрунтуючись на:

планах перспективного розвитку енергогенеруючих джерел та електричних мереж;

прогнозах економічного розвитку країни;

ретроспективних даних про брутто споживання електричної енергії, технологічних витратах електричної енергії в електричних мережах;

прогнозних даних, отриманих від виробників електричної енергії щодо виробництва електричної енергії, а також її споживання на власні потреби електростанцій;

прогнозних технологічних витратах електричної енергії при її передачі магістральними та міждержавними електричними мережами, розрахункових обсягах передачі електричної енергії мережами ОСП;

прогнозних даних, отриманих від ОСР щодо технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах під час розподілу розрахункових обсягів електричної енергії їх мережами;

прогнозних обсягах міждержавної торгівлі електричною енергією;

прогнозах метеорологічних умов.

5.4. Технологічні витрати електричної енергії у магістральних та розподільних мережах прогнозуються із застосуванням методик, що затверджені Регулятором.

5.5. ОСП несе відповідальність за точне та своєчасне складання прогнозного балансу електричної енергії в енергосистемі України на основі наданих Користувачами прогнозів споживання та виробництва електричної енергії з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах та на власні потреби електростанцій та використовує результати цього прогнозу для оперативного планування.

Користувачі мають забезпечити точне прогнозування споживання/виробництва електричної енергії та своєчасне надання даних ОСП.

5.6. Форми, обсяги та терміни подання інформації, що стосується оперативного прогнозування, визначає ОСП для кожної категорії Користувача відповідно до вимог, зазначених у пунктах 5.7 і 5.8 цієї глави, а також з урахуванням вимог Правил ринку, та оприлюднює їх на власному веб-сайті в мережі Інтернет.

5.7. Дані, які надаються Користувачами щодо прогнозованого споживання електричної енергії для оперативного прогнозування

5.7.1. Прогнозування споживання електричної енергії Користувачами є прогнозом:

для операторів систем розподілу - обсягу розподіленої електричної енергії та обсягу витрат електричної енергії в розподільчих мережах;

для постачальників - обсягу продажу електричної енергії за договором постачання електричної енергії споживачу;

для споживачів (приєднаних до мереж ОСП) - обсягу спожитої електричної енергії;

для виробників електричної енергії (приєднаних до мереж ОСП) - обсягу електричної енергії з мережі ОСП для забезпечення власних потреб електростанції.

5.7.2. Усі Користувачі зобов’язані надавати ОСП свої прогнози споживання електричної енергії у межах таких часових рамок:

річний прогноз споживання електричної енергії - не пізніше ніж до 01 вересня кожного року на наступний рік;

місячний прогноз споживання електричної енергії - не пізніше ніж до 15 числа кожного місяця на наступний місяць;

тижневий прогноз споживання електричної енергії - не пізніше 12:00 четверга кожного тижня на наступний тиждень;

добовий прогноз споживання електричної енергії - не пізніше 09:00 кожного робочого дня на наступну добу, а у випадку вихідних/святкових днів - на всі наступні вихідні/святкові дні та наступний перший робочий день;

за окремим запитом ОСП (у разі виникнення раптового дефіциту електричної енергії, форс-мажору, екстремальних кліматичних умов, проблем із постачанням палива тощо) в інші часові терміни.

5.7.3. Річні прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:

сумарне річне споживання електричної енергії на наступний рік (кВт·год);

помісячний розподіл сумарного річного споживання електричної енергії, починаючи з січня наступного року (кВт·год);

очікувані щомісячні значення абсолютного мінімального та максимального навантаження, починаючи з січня наступного року (кВт);

прогнозовані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;

потребу у реактивній потужності (кВАр).

5.7.4. Щомісячні прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:

сумарне місячне споживання електричної енергії на наступний місяць (кВт·год);

поденний розподіл сумарного місячного споживання електричної енергії (кВт·год);

очікувані оцінки тижневих та добових мінімальних та максимальних рівнів потреби у потужності (кВт);

прогнозовані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;

потребу у реактивній потужності (кВАр).

5.7.5. Тижневі прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:

сумарне тижневе споживання електричної енергії на наступний тиждень (кВт·год);

щодобовий розподіл сумарного тижневого споживання електричної енергії (кВт·год);

очікувані оцінки добових мінімальних та максимальних рівнів потреби у потужності (кВт);

прогнозовані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;

потребу у реактивній потужності (кВАр).

5.7.6. Добові прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:

сумарне добове споживання електричної енергії на наступну добу чи доби (у разі вихідних/святкових днів) (кВт·год);

погодинний розподіл сумарного добового споживання електричної енергії (кВт·год);

заплановані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;

потребу у реактивній потужності (кВАр).

5.7.7. ОСР повинні додатково до інформації згідно з підпунктами 5.7.2-5.7.6 цієї глави надавати прогнози агрегованого виробництва розподіленої генерації (потужністю менше 20 МВт), яка приєднана до їх систем розподілу (кВт·год).

5.7.8. Зазначені у цій главі прогнози споживання електричної енергії мають подаватися як сумарне споживання електричної енергії для кожного Користувача, а також як агреговане споживання електричної енергії для кожної точки приєднання відповідного Користувача до магістральних електричних мереж.

5.7.9. Користувач у своєму прогнозі має враховувати зміни величини споживання внаслідок нових або додаткових проектів будівництва, які будуть реалізовані у прогнозованому періоді.

5.7.10. ОСП має право відхилити поданий прогноз споживання електричної енергії окремої сторони, якщо наданий прогноз не є реалістичним, повідомивши про це відповідного Користувача.

5.7.11. Користувачі можуть прийняти заперечення ОСП та подати переглянутий прогноз споживання електричної енергії або відхилити заперечення та підтвердити свій початковий прогноз споживання електричної енергії, надавши при цьому пояснення.

5.7.12. Користувачам дозволяється змінювати свої прогнози споживання електричної енергії та подавати оновлену версію прогнозу споживання електричної енергії за умови, що вона подаватиметься до встановленого часу.

5.8. Дані, які надаються Користувачами з прогнозованого виробництва електричної енергії для оперативного прогнозування

5.8.1. Виробники електричної енергії надають ОСП прогнози виробництва в межах таких часових періодів:

річний прогноз виробництва електричної енергії з помісячним розподілом - не пізніше ніж до 01 вересня кожного року на наступний рік (кВт·год);

місячний прогноз виробництва електричної енергії - не пізніше ніж до 20 числа кожного місяця на наступний місяць (кВт·год);

тижневий прогноз виробництва електричної енергії - не пізніше 12:00 четверга кожного тижня на наступний тиждень (кВт·год);

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

5.8.2. Виробники електричної енергії надають ОСП прогнози робочої потужності для генеруючих одиниць із встановленою потужністю понад 20 МВт у межах таких часових періодів:

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

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

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

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

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

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

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

планове помісячне виробництво кожної одиниці (кВт·год);

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

погодинне виробництво кожної одиниці (кВт·год).

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

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

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

рік наперед;

тиждень наперед;

на добу наперед;

для поточної доби.

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

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

попит на електричну енергію;

генерацію ВДЕ;

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

моделювання генерації з урахуванням її доступності;

розвиток мережі на наступний рік.

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

зимовий максимум;

зимовий мінімум;

весняний максимум;

весняний мінімум;

літній максимум;

літній мінімум;

осінній максимум;

осінній мінімум.

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

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

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

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

2) збалансувати для кожного сценарію суми:

чистих обмінів по лініях змінного струму;

очікуваних перетоків потужності по системах ПСВН;

навантаження;

виробництва.

6.9. ОСП повинен включити в індивідуальну модель мережі на наступний рік агреговані потужності відпуску для генеруючих потужностей, підключених до систем розподілу. Агреговані потужності відпуску повинні:

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

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

розрізнятися за типами первинних джерел енергії.

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

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

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

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

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

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

тижневий аналіз - кожного четверга на наступний тиждень;

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

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

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

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

перетікання потужності та напруги, що перевищують межі операційної безпеки;

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

порушення порогових значень струмів короткого замикання у системі передачі.

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

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

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

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

дані з прогнозу споживання та виробництва електричної енергії;

дані з планування виведення з роботи обладнання;

прогнози величин резервів активної потужності для управління енергосистемою.

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

ретроспективні дані щодо експлуатації енергосистеми;

розрахункові обсяги міждержавної передачі електричної енергії;

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

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

умови постачання палива;

прогнози метеорологічних умов;

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

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

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

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

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

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

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

кожної години наступної доби - для добового аналізу операційної безпеки.

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

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