Постановление N 645 от 04.11.2025 об утверждении Кодекса электрических сетей о чрезвычайных ситуациях и восстановлении электроэнергетической системы

НАЦИОНАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Кодекса электрических сетей о чрезвычайных

ситуациях и восстановлении электроэнергетической системы

№ 645  от  04.11.2025

 (в силу 09.12.2025) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 605-607 ст. 1062 от 09.12.2025

* * *

На основании ч.(3) ст.9 и ч.(2) ст.36 Закона № 164/2025 об электроэнергии (Официальный монитор Республики Молдова, 2025, № 437-440, ст.598) Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике

ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Кодекс электрических сетей о чрезвычайных ситуациях и восстановлении электроэнергетической системы (прилагается).

2. Настоящее постановление вступает в силу с даты опубликования в Официальном мониторе Республики Молдова.

3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на подразделения Национального агентства по регулированию в энергетике.

Утвержден

Постановлением Административного

совета Национального агентства по

регулированию в энергетике

№ 645/2025

КОДЕКС ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

о чрезвычайных ситуациях и восстановлении электроэнергетической системы

Кодекс электросетей о чрезвычайных ситуациях и восстановлении электроэнергетической системы перелагает Регламент Комиссии (ЕС) 2017/2196 от 24 ноября 2017 года об учреждении Сетевого кодекса относительно чрезвычайных ситуаций и восстановления электроэнергетической системы (Текст, имеющий отношение к ЕЭП), опубликованный в Официальном журнале Европейского Союза (JO) № L 312/54 от 28 октября 2017 года, CELEX: 32017R2196, адаптированный и принятый Решением Министерского совета Энергетического сообщества D/2022/03/MC-EnC от 15 декабря 2022 года.

КНИГА I

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Раздел 1

Предмет регулирования и сфера применения

1. В целях обеспечения надёжности функционирования и предотвращения распространения или усугубления инцидента, а также для предотвращения крупномасштабного нарушения функционирования и ситуации коллапса, а также для обеспечения эффективного и быстрого восстановления функционирования электроэнергетической системы после чрезвычайной ситуации или коллапса, Кодекс электрических сетей о чрезвычайных ситуациях и восстановлении электроэнергетической системы (далее – настоящий Кодекс) устанавливает требования, касающиеся:

1.1. управления оператором передающей системы (далее – ОПС) чрезвычайными, коллапсными и восстановительными состояниями;

1.2. координации эксплуатации передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов Европейского Союза в чрезвычайных, коллапсных и восстановительных состояниях;

1.3. моделирования и испытаний, необходимых для обеспечения надежного, эффективного и быстрого восстановления нормального рабочего состояния взаимосвязанных передающих систем, находящихся в чрезвычайных или коллапсных состояниях;

1.4. инструментов и установок, необходимых для обеспечения надежного, эффективного и быстрого восстановления нормального функционированного состояния взаимосвязанных передающих систем, находящихся в чрезвычайном или коллапсовом состоянии.

2. Настоящий Кодекс применяется к ОПС, операторам распределительных систем (далее – ОРС), как определено в Законе № 164/2025 об электроэнергии, значимым пользователям системы, поставщикам оборонных услуг, поставщикам услуг восстановления, ответственным сторонам за балансировку, поставщикам услуг по балансировке, назначенному оператору рынка электроэнергии (далее – НОРЭЭ) и другим субъектам, которым делегированы/поручены специфические обязательства или задачи на рынках электроэнергии в соответствии с Руководствами по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками, утвержденными Решением НАРЭ № 641/2025 и Руководствами по электросетям о распределении мощностей на долгосрочном рынке, утвержденными Административным советом НАРЭ № 643/2025.

3. Настоящий кодекс применяется, в частности, к следующим значимым пользователям системы (далее – ЗПС):

3.1. существующие и новые генерирующие модули типа C и D, классифицированные в соответствии с критериями, предусмотренными в пунктах 29 – 33 Кодекса электрических сетей о подключении к электрическим сетям, утвержденного постановлением НАРЭ № 423/2019 от 22.11.2019 г. (далее – Кодекс о подключении);

3.2. существующие и новые генерирующие модули типа B, классифицированные в соответствии с критериями“ предусмотренными в пунктах 29 – 33 Кодекса о подключении, если они определены как ЗПС в соответствии с пунктами 38 и 95;

3.3. существующие и новые места потребления, подключенные к передающим электрическим сетям;

3.4. существующие и новые закрытые системы распределения, подключенные к передающим электрическим сетям;

3.5. поставщики услуг передиспетчеризации, использующим генерирующие модули или места потребления через агрегацию и поставщиков резервов активной мощности;

3.6. существующие и новые высоковольтные линии постоянного тока ("система HVDC") и генерирующие модули электростанций постоянного тока, подключенные к электрическим сетям, которые соответствуют критериям, установленным в п.5 Кодекса о подключении.

4. Настоящий Кодекс применяется к существующим и новым генерирующим модулям типа A, в соответствии с критериями, установленными в пунктах 29 – 33 Кодекса о подключении, существующие и новые модули генерации типа B, отличные от упомянутых в пп.3.2, а также к существующим и новым местам потребления, закрытым системам распределения и третьим лицам, предоставляющим услуги диспетчерируемого потребления, если они квалифицируются как поставщики услуг защиты или поставщики услуг восстановления в соответствии с п.13.

5. Генерирующие модули типа А и B, предусмотренные в п.4, места потребления и закрытые системы распределения, предоставляющие услуги диспетчерируемого потребления, могут прямо или косвенно соответствовать требованиям, предусмотренным настоящим Кодексом, через третьих лиц, в соответствии с условиями, установленными в п.13.

6. Настоящий Кодекс применяется к установкам для хранения энергии ЗПС, поставщика услуг защиты или поставщика услуг восстановления, которые могут использоваться для балансировки системы при условии, что они определены как таковые в плане защиты передающей системы (далее – план защиты), в плане восстановления передающей системы (далее – план восстановления) или в соответствующем договоре предоставления услуг.

7. Настоящий Кодекс применяется ко всем электрическим передающим сетям (далее – передающая система), всем электрическим распределительным сетям, а также ко всем межсистемным соединениям с соседними передающими системами договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов, за исключением электрических передающих сетей и электрических распределительных сетей или частей электрических передающих сетей и электрических распределительных сетей, которые не работают синхронно с синхронной зоной континентальной Европы.

8. В случае если на территории Республики Молдова будут осуществлять свою деятельность два или более ОПС, настоящий Кодекс должен будет применяться ко всем ОПС в Республике Молдова. Если ОПС не будет выполнять одну или несколько функций, относящихся к одному или нескольким обязательствам, предусмотренным настоящим Кодексом, соответствующие обязательства должны будут осуществляться одним или несколькими различными специфическими ОПС Республики Молдова, в соответствии с функциями, возложенными постановлением НАРЭ, осуществляющим полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

9. Для целей настоящего Кодекса применяются понятия, предусмотренные в Законе № 164/2025 об электроэнергии, в Руководствах по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками, утвержденных Постановлением НАРЭ № 641/2025, в Кодексе о подключении, в Руководствах по электросетям о распределении мощностей на долгосрочном рынке, утвержденных Постановлением НАРЭ № 643/2025, в Руководствах по электросетям об эксплуатации передающей системы, утвержденных Постановлением НАРЭ № 644/2025, а также в Постановлении НАРЭ № 299 от 26.06.2017 г. о представлении ENTSO-E информации о рынке электрической энергии Республики Молдова и ее опубликовании, а также следующие понятия и определения:

восстановление напряжения – повторное подключение генерации и потребления с целью подачи напряжения на те части электроэнергетической системы, которые были отключены;

значимый пользователь системы с высоким приоритетом (ЗПС с высоким приоритетом) – значимый пользователь системы, в отношении установок которого применяются специальные условия отключения и восстановления подачи напряжения;

ответственный за частоту – оператор передающей системы, назначенный и ответственный за управление частотой передающей системы в синхронизированный регион или синхронной зоне, с целью восстановления частоты системы до номинального значения;

ответственный за ресинхронизацию – оператор передающей системы, назначенный и ответственный за за ресинхронизацию двух синхронизированных регионов;

план восстановления – совокупность технических и организационных мер, необходимых для возвращения передающей системы в нормальное функциональное состояние;

поставщик услуг защиты – юридическое лицо, которое имеет юридическое или договорное обязательство предоставлять услугу, которая способствует реализации одной или нескольких мер плана защиты;

поставщик услуг восстановления – юридическое лицо, которое имеет юридическое или договорное обязательство предоставлять услугу, которая способствует реализации одной или нескольких мер плана восстановления;

ресинхронизация – синхронизация и повторное подключение двух синхронизированных регионов в точке ресинхронизации;

синхронизированный регион – часть синхронной зоны, обслуживаемая операторами передающих систем, управляющими взаимосвязанными передающими системами, с общей частотой, которая не синхронизирована с остальной частью синхронной зоны;

стратегия восстановления напряжения снизу вверх – стратегия, при которой на часть передающей системы оператора передающей системы может быть восстановлена подача напряжение без помощи со стороны других операторов передающих систем;

стратегия восстановления напряжения сверху вниз – стратегия, требующая содействия других операторов передающих систем для восстановления подачи напряжения на части передающей системы данного оператора передающей системы;

точка ресинхронизации – устройство, используемое для подключения двух синхронизированных регионов, обычно, выключатель.

чистое потребление – чистое значение активной мощности, рассматриваемой с определенной точки электроэнергетической системы, рассчитанная как разница между потреблением и производством, выраженная в киловаттах (кВт) или мегаваттах(МВт), в определенный момент времени или рассчитанная как средняя за установленный временной интервал;

Раздел 2

Аспекты регулирования

10. При внедрении положений настоящего Кодекса, НАРЭ, другие компетентные органы и системные операторы должны:

10.1. применять принципы пропорциональности и недискриминации;

10.2. обеспечивать прозрачность;

10.3. применять принцип оптимизации между максимальной эффективностью и минимальными совокупными затратами для всех вовлеченных сторон;

10.4. убедиться в максимально возможное использование со стороны ОПС рыночных механизмов для обеспечения безопасности и стабильности электрических передающих сетей;

10.5. соблюдать технические и правовые ограничения, а также ограничения, связанные с личной защитой и безопасностью;

10.6. соблюдать ответственность, возложенную на ОПС в целях обеспечения безопасности передающей системы в соответствии с нормативными актами в данной сфере;

10.7. проконсультироваться с ОРС и учесть потенциальное влияние на распределительные электрические сети;

10.8. учитывать согласованные европейские стандарты и технические спецификации.

11. ОПС должен разработать в соответствии с настоящим Кодексом и представить на утверждение НАРЭ, соответственно обладающему полномочиями, возложенными на него согласно ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, следующие предложения:

11.1. сроки и условия деятельности в качестве поставщика услуг защиты на основании договора, в соответствии с п.13;

11.2. сроки и условия деятельности в качестве поставщика услуг восстановления на основании договора, в соответствии с п.13;

11.3. список ЗПС, ответственных за реализацию в своих установках мер, вытекающих из обязательных требований, установленных Кодексом о подключении, другими регулирующими нормативными актами, а также список мер, подлежащих реализации соответствующими ЗПС, определенных ОПС в соответствии с подпунктами 38.3 и 95.3;

11.4. список ЗПС с высоким приоритетом, предусмотренный в подпунктах 38.4 и 95.4, или принципы, применяемые для их определения, а также сроки и условия отключения и восстановления напряжения установок ЗПС с высоким приоритетом;

11.5. правила приостановления и восстановления рыночной деятельности, предусмотренные п.146 раздела 2 Книги IV;

11.6. специальные правила оплаты дисбалансов и оплаты балансировочной энергии в случае приостановления рыночной деятельности, в соответствии с разделом 5 Книги IV;

11.7. план испытаний в соответствии с п.184.

12. НАРЭ должно рассмотреть и утвердить предложения по документам, предусмотренным в п.11, в течение 6 месяцев с даты их подачи со стороны ОПС.

13. Сроки и условия о деятельности поставщика предоставления услуг по защите и о деятельности поставщика предоставления услуг по восстановлению системы должны быть установлены в действующем законодательстве и/или на договорной основе. В случае заключения договора, ОПС должен разработать предложение по соответствующим срокам и условиям, которое должно определять, как минимум:

13.1. характеристики поставляемой услуги;

13.2. возможность и условия агрегации;

13.3. для поставщиков услуг восстановления системы – целевое географическое распределение источников энергии с возможностью запуска из полностью обесточенного состояния и работы в островном режиме.

14. ОПС обязан разработать и уведомить НАРЭ и центрального отраслевого органа государственного управления в области энергетики план защиты, предусмотренный в разделе 1 главы 1 Книги II, и план восстановления, предусмотренный в разделе 1 главы 1 Книги III, или, как минимум, следующие элементы соответствующих планов:

14.1. цели плана защиты системы и плана восстановления, включая явления, подлежащие управлению, или ситуации, подлежащие разрешению;

14.2. условия, определяющие активацию мер, предусмотренных в плане защиты и в плане восстановления;

14.3. обоснование реализации каждой меры с объяснением того, как она способствует достижению целей плана защиты системы и плана восстановления, а также информация о стороне, ответственной за внедрение соответствующих мер;

14.4. сроки, установленные для внедрения мер, установлены в соответствии с разделом 1 главы I Книги II и разделом 1 главы I Книги III.

15. В случаях, когда в соответствии с настоящим Кодексом ОПС требуется или разрешено указывать, устанавливать или согласовывать требования, сроки и условия или методологии (далее – ТУМ), которые не подлежат утверждению в соответствии с п.11, эти требования или ТУМ предварительно утверждаются НАРЭ после организации публичных консультаций по соответствующим документам.

16. Если ОПС считает необходимым внести изменения в документы, утвержденные в соответствии с п.11, требования, изложенные в пунктах 10–14 также применяются по отношению к предлагаемым изменениям. При разработке предложения о внесении изменений, ОПС должны учитывать законные ожидания управляющих установками генерации электроэнергии, управляющих местами потребления и других заинтересованных сторон, при необходимости, основываясь на первоначально установленных или агрегированных требованиях или методологиях.

17. Любая сторона может сформулировать жалобу на ОПС или другого соответствующего системного оператора в отношении обязательств или решений возложенных на него в соответствии с настоящим Кодексом, которую можно направить ОПС или соответствующему системному оператору, в соответствии со ст.143 Закона № 164/2025 об электроэнергии, или в НАРЭ, которое, действуя в качестве органа по разрешению споров в соответствии со ст.142 Закона № 164/2025 об электроэнергии, должно вынести решение в течение 2 месяцев с момента регистрации жалобы. Этот срок может быть продлен еще на 2 месяца, если НАРЭ запрашивает дополнительную информацию, при условии, что заявитель выразил свое согласие по этому поводу. Решение НАРЭ по предполагаемому спору является обязательным до вынесения возможного безотзывного решения суда вследствие рассмотрения обжалования.

Раздел 3

Консультации и координация

18. В случаях, когда настоящим Кодексом предусмотрено, что ОПС должен проконсультироваться с заинтересованными сторонами по вопросам, которые он определяет заранее или в режиме реального времени, применяется следующая процедура:

18.1. ОПС должен проконсультироваться как минимум с теми заинтересованными сторонами, в отношении которых настоящий Кодекс предусматривает обязательную консультацию;

18.2. ОПС должен объяснить цель и причины, лежащие в основе консультации и решения, а также решение, которое он должен принять;

18.3. ОПС должен получить от заинтересованных сторон, предусмотренных в пп.18.1 любую соответствующую информацию и их оценку;

18.4. ОПС должен должным образом учитывать мнения, ситуации и ограничения сторон, с которыми проводились консультации;

18.5. перед принятием решения, ОПС должен разъяснить сторонам, с которыми проводились консультации, причины принятия или отклонения представленных ими предложений.

19. В случае, если, в соответствии с настоящим Кодексом, ОПС должен координировать выполнение ряда действий в режиме реального времени с несколькими сторонами, применяется следующая процедура:

19.1. ОПС должен взаимодействовать как минимум со сторонами, указанными в настоящем Кодексе, требующими координации в режиме реального времени;

19.2. ОПС должен объяснить цель и мотивы координации, а также действия, которые необходимо предпринять;

19.3. ОПС должен подготовить первоначальное предложение о действиях, которые необходимо предпринять каждой из сторон;

19.4. ОПС должен получить от сторон, предусмотренных в пп.19.1 любую соответствующую информацию и их оценку;

19.5. ОПС должен подготовить окончательное предложение о действиях, которые необходимо предпринять каждой из сторон, должным образом учитывая мнения, ситуацию и ограничения заинтересованных сторон, устанавливая срок, в течение которого стороны могут выразить свое несогласие с действиями, предлагаемыми ОПС;

19.6. если заинтересованные стороны не возражают против выполнения действий, предлагаемых ОПС, каждая сторона, включая ОПС, должна выполнить действия в соответствии с предложением;

19.7. если одна или несколько заинтересованных сторон откажутся от действия, предложенного ОПС в установленный срок, ОПС должен уведомить НАРЭ о принятии им решения о предлагаемом действии, представляя обоснование и цели действия, предложенные ОПС, а также оценку и позиции, выраженные соответствующими сторонами;

19.8. если уведомление НАРЭ в режиме реального времени невозможно, ОПС должен инициировать эквивалентное действие, которое окажет наименьшее или вообще не окажет никакого влияния на стороны, отказавшиеся от выполнения предложенного действия.

20. Заинтересованная сторона может отказаться от выполнения действий в режиме реального времени, предложенных ОПС в рамках процедуры координации, предусмотренной п.19, если эта сторона обоснует, что предлагаемое действие приведет к нарушению одного или нескольких технических, юридических, а также связанных с личной защитой и безопасностью ограничений.

Раздел 4

Региональная координация

21. При разработке плана защиты, в соответствии с разделом 1 главы 1 книги II, и плана восстановления, в соответствии с разделом 1-a главы 1 книги III, или при пересмотре плана защиты, в соответствии с разделом 1-a главы II книги VI, и плана восстановления, в соответствии с разделом 2 главы II книги VI, ОПС должен обеспечить соответствие как минимум следующим мерам, предусмотренным соответствующими мерами в планах защиты и восстановления, разработанных операторами передающих систем в пределах своей синхронной зоны, а также и в планах разработанных соседними операторами передающих систем, принадлежащих другой синхронной зоне:

21.1. помощь и координация между ОПС в условиях чрезвычайной ситуации, согласно разделу 4 главы I книги II;

21.2. процедуры управления частотой, предусмотренные в разделе 4 главы II книги II и в разделе 1 главы II книги III, за исключением установления целевой частоты, в случае стратегии восстановления напряжения снизу вверх перед ресинхронизацией с взаимосвязанной передающей системой;

21.3. помощь в процедуре активной мощности в разделе 7 главы II книги II;

21.4. Стратегия восстановления напряжения сверху вниз, предусмотренная в разделе 2 главы II 2 книги III.

22. Оценка соответствия плана защиты и плана восстановления, в соответствии с п.21, включает в себя следующие задачи:

22.1. обмен информацией и данными между ОПС и операторами задействованных передающих систем, касающихся мер, предусмотренных п.21;

22.2. выявление в планах защиты и планах восстановления ОПС и вовлеченных операторов передающих систем несовместимостей в отношении мер, предусмотренных п.21;

22.3. выявление потенциальных угроз надёжности функционирования в регионе расчета мощностей. К этим угрозам относятся, в частности, региональные отказы общего режима, оказывающие существенное влияние на передающие системы ОПС и операторов задействованных передающих систем;

22.4. оценка эффективности мер, предусмотренных в п.21 и включенных в планы защиты и в планы восстановления ОПС и задействованных операторов передающих систем, для управления потенциальными угрозами, предусмотренными пп.22.3;

22.5. консультации с соответствующими региональными координационными центрами (РКЦ) для оценки согласованности мер, предусмотренных в п.21 в пределах всей рассматриваемой синхронной зоны;

22.6. определение действий по смягчению последствий в случае выявления несовместимости в планах защиты и планах восстановления ОПС и задействованных операторов передающих систем или в случае отсутствия мер в планах защиты и планах восстановления ОПС и задействованных операторов передающих систем.

23. ОПС обязан передать меры, предусмотренные п.22, соответствующему РКЦ для разработки последним, в течение 3 месяцев, технического отчета о согласованности мер, основанный на критериях, изложенных в п.23. ОПС должен убедиться в наличие собственных квалифицированных экспертов для оказания содействия РКЦ в разработке такого отчета.

24. После незамедлительной передачи РКЦ технического отчета, предусмотренного в п.23, ОПС и операторами задействованных передающих систем, ОПС обязан передать соответствующий отчет НАРЭ, Регулирующему комитету Энергетического сообщества и ENTSO-E в связи с выполнением ими функции мониторинга, как определено в разделе 1 книги VII.

25. ОПС по обоюдному согласию с операторами передающих систем в регионе расчета мощностей должны установить пороговое значение, выше которого влияние действий одного или нескольких операторов передающих систем в аварийном режиме, при коллапсе или восстановлении, считается существенным для других операторов передающих систем в этом регионе расчета мощностей.

Раздел 5

Общественные консультации

26. ОПС должны проводить публичные консультации с заинтересованными сторонами, включая производителей, операторов распределительных систем, центральным отраслевым органом государственного управления в области энергетики, а также с другими соответствующими органами, по предложениям, подлежащим представлению НАРЭ для утверждения в соответствии с подпунктами 11.1, 11.2, 11.5, 11.6 и 11.7, включительно. Публичные консультации должны длиться не менее месяца.

27. ОПС должен учесть мнения и предложения консультируемых сторон, собранные в результате проведения публичных консультаций, по окончательной реализации проекта, который будет представлен на утверждение НАРЭ. Во всех случаях ОПС обязан разработать синтез предложений заинтересованных сторон, представив аргументированное обоснование принятия или отклонения каждого из мнений и предложений заинтересованных сторон, которое должно быть своевременно опубликовано до публикации предложения или одновременно с ним.

Раздел 6

Возмещение затрат

28. Расходы, понесенные ОПС в связи с выполнением обязательств, предусмотренных настоящим Кодексом, рассматриваются НАРЭ в соответствии с методологией расчета, утверждения и применения регламентируемых тарифов на услуги по передаче электроэнергии, предусмотренной в п.k) ч.(1) ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии. Затраты, оцененные как разумные, эффективные и соразмерные, возмещаются за счет регламентируемых тарифов на услуги по передаче электроэнергии или посредством других соответствующих механизмов, установленных НАРЭ в соответствии с Законом № 164/2025 об электроэнергии.

29. По запросу НАРЭ, ОПС представляют в течение трех месяцев после подачи заявки информацию, необходимую для облегчения проверки и оценки понесенных затрат.

Раздел 7

Обязательства по соблюдению конфиденциальности

30. Вся конфиденциальная информация, полученная, измененная или переданная в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, подпадает под требования сохранения профессиональной тайны, предусмотренные в пунктах 31–35.

31. Обязанность хранить профессиональную тайну распространяется на любое лицо, подпадающее под действие положений настоящего Кодекса.

32. Конфиденциальная информация, полученная лицами, предусмотренными п.31, в связи с выполнением служебных обязанностей и в рамках их исполнения, не может быть раскрыта никакому другому лицу, органу или организации, без ущерба для случаев, регламентируемых настоящим Кодексом, другими нормативными актами в этой области, а также нормативной базой Энергетического сообщества и Европейского союза, транспонированной в национальное законодательство.

33. Без ущерба для случаев, регламентируемых законодательством, предусмотренным в п.32, НАРЭ, органы, организации или лица, получающие конфиденциальную информацию в соответствии с настоящим Кодексом, могут использовать ее только для осуществления служебных обязанностей в соответствии с настоящим Кодексом.

Раздел 8

Соглашения с операторами передающих систем, не подпадающими

под действие настоящего Кодекса

34. Если синхронная зона, частью которой является национальная передающая система, включает в себя операторов передающих систем как договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов Евросоюза, так и оператора/операторов передающих систем третьих странах, ОПС совместно с операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов Евросоюза, должны приложить все усилия для заключения сделки с оператором/операторами передающих систем соседних третьих стран, которые не применяют принципы, аналогичные изложенным в настоящем Кодексе, соглашения, устанавливающего как основу их сотрудничества в области безопасной эксплуатации передающих систем, так и необходимые меры для обеспечения того, чтобы оператор/операторы передающих систем третьих стран соблюдали требования, изложенные в настоящем Кодексе. В свете настоящего пункта под третьей страной понимается страна, не являющаяся государством-членом Евросоюза или договаривающейся стороной Энергетического сообщества.

КНИГА II

ПЛАН ЗАЩИТЫ

Глава I

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Раздел 1

Разработка плана защиты

35. ОПС должен разработать план защиты, консультируясь с соответствующими ОРС и ЗПС с НАРЭ и центральным отраслевым органом государственного управления в области энергетики, а также с соседними ОПС и другими операторами передающих систем в своей синхронной зоне.

36. При разработке своего плана защиты ОПС должен учитывать как минимум следующие элементы:

36.1. пределы надёжного функционирования, установленные в соответствии с пунктами 84–87 раздела 8 главы I Книги I Части 2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы;

36.2. поведение и возможности потребления и генерации электроэнергии в синхронной зоне;

36.3. специальные потребности ЗПС с высоким приоритетом, включенных в список, предусмотренный в пп.38.4;

36.4. характеристики передающей системы и основных распределительных электрических сетей ОРС.

37. План защиты системы должен содержать как минимум следующие положения:

37.1. условия, при которых активируется план защиты, в соответствии с разделом 3 настоящей главы;

37.2. инструкции по плану защиты, которые должен издать ОПС;

37.3. меры, подлежащие консультациям или координации в режиме реального времени с идентифицированными сторонами.

38. В частности, план защиты системы должен включать следующие элементы:

38.1. список мер, которые должны быть приняты ОПС в отношении его электрических сетей/установок;

38.2. список мер, которые должен внедрить ОРС, и список ОРС, ответственных за реализацию этих мер применительно к своим электрическим сетям/установкам;

38.3. список ЗПС, ответственных за внедрение в отношении своих установках мер, вытекающих из обязательных требований, установленных Кодексом о подключении или другими регулирующими нормативными актами, а также список мер, подлежащих реализации соответствующими ЗПС;

38.4. список ЗПС с высоким приоритетом, а также сроки и условия и положения об отключении их установок;

38.5. предельные сроки внедрения каждой меры, предусмотренной в плане защиты.

39. План защиты должен включать как минимум следующие технические и организационные меры, предусмотренные разделами 1 - 8 главы II настоящей книги:

39.1. схемы защиты передающей системы, которые включают как минимум:

39.1.1. схему автоматического контроля пониженной частоты в соответствии с разделом 1 главы II настоящей книги;

39.1.2. схему автоматического контроля повышенной частоты в соответствии с разделом 2 главы II настоящей книги;

39.1.3. схему автоматического предотвращения провалов напряжения в соответствии с разделом 3 главы II настоящей книги.

39.2. процедуры плана защиты, которые включают, по крайней мере:

39.2.1. процедуру управления отклонениями частоты в соответствии с разделом 4 главы II настоящей книги;

39.2.2. процедуру управления отклонениями напряжения в соответствии с разделом 5 главы II настоящей книги;

39.2.3. процедуру управления потоками мощности в соответствии с разделом 6 главы II настоящей книги;

39.2.4. процедуру активной мощности в соответствии с разделом 7 главы II настоящей книги;

39.2.5. процедуру ручного отключения потребления электроэнергии в соответствии с разделом 8 главы II настоящей книги.

40. Меры, предусмотренные планом защиты, должны соответствовать следующим принципам:

40.1. их воздействие на пользователей системы должно быть минимальным;

40.2. они должны быть экономически эффективными;

40.3. должны применяться только те меры, которые необходимы;

40.4. они не должны приводить в чрезвычайное состояние или в состояние полного коллапса передающую систему ОПС или взаимосвязанных передающих систем.

Раздел 2

Реализация плана защиты

41. После разработки плана защиты ОПС должен незамедлительно реализовать предусмотренные планом меры защиты, направленные на передающую систему, и обеспечить их применение.

42. После разработки плана защиты ОПС должен незамедлительно уведомить ОРС, электросети которых подключены к передающей системе, о мерах, предусмотренных планом защиты, включая предельные сроки их внедрения, применительно к:

42.1. сетям/установкам ОРС, предусмотренным в пп.38.2;

42.2. установкам ЗПС, определенным в соответствии с пп.38.3, подключенным к распределительным электрическим сетям соответствующих ОРС;

42.3. установкам поставщиков услуг защиты, подключенным к распределительным электрическим сетям соответствующих ОРС;

42.4. сетям/установкам ОРС, подключенным к распределительным электрическим сетям.

43. После разработки плана защиты ОПС должен незамедлительно уведомить ЗПС, определенных в соответствии с пп.38.3, поставщиков услуг защиты, установки которых напрямую подключены к передающим электрическим сетям, о мерах, предусмотренных планом защиты, которые должны быть реализованы в отношении их установок, включая предельные сроки их внедрения.

44. ОПС должен непосредственно уведомить ЗПС, определенных в соответствии с пп.38.3, поставщиков услуг защиты или ОРС, установки/сети которых подключены к распределительным электрическим сетям, о мерах плана защиты, которые должны быть внедрены на их установках/сетях, в том числе о предельных сроках их реализации. ОПС должен проинформировать соответствующего ОРС об уведомлении, направленном в соответствии с настоящим пунктом.

45. При получении уведомления от ОПС, согласно п.42, ОРС, в свою очередь, обязан незамедлительно информировать ЗПС, поставщиков услуг защиты и ОРС, электрические установки/сети которых подключены к его распределительным электрическим сетям, о мерах плана защиты, которые они должны реализовать в отношении своих электрических установок/сетей, включая предельные сроки их реализации.

46. Каждый уведомленный ОРС, ЗПС и поставщик услуг защиты, уведомленный в соответствии с настоящим разделом, должен:

46.1. реализовать меры, уведомлённые в соответствии с настоящим разделом, не позднее 12 месяцев с даты уведомления;

46.2. подтвердить системному оператору, от которого получено уведомление (уведомляющему системному оператору), что он принял соответствующие меры. После отправки соответствующего подтверждения в адрес ОРС, последний обязан сообщить ОПС информацию, полученную в соответствии с настоящим подпунктом;

46.3. поддерживать меры, принятые в отношении его электрических сетей/установок.

Раздел 3

Активация плана защиты

47. ОПС должен активировать процедуры плана защиты, предусмотренные пп.39.2, в координации с ОРС и ЗПС, определенным в соответствии с п.38, а также в координации с поставщиками услуг защиты.

48. В дополнение к автоматически активируемым схемам, предусмотренным в пп.39.1 и включенным в план защиты, ОПС должен активировать процедуру из плана защиты, если:

48.1. передающая система находится в чрезвычайном состоянии, в соответствии с критериями, изложенными в п.63 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, и отсутствуют корректирующие меры для восстановления системы до нормального функционального состояния;

48.2. на основании анализа надёжности функционирования, в дополнение к доступным корректирующим мерам, надёжное функционирование передающей системы требует активации одной из мер, предусмотренных в плане защиты, в соответствии с п.39.

49. Каждый ОРС и каждый ЗПС определенные в соответствии с п.38, а также каждый поставщик услуг защиты обязаны без неоправданной задержки выполнять инструкции плана защиты, выданные ОПС в соответствии с пп 37.3. в соответствии с процедурами плана защиты, предусмотренными пп.39.2.

50. Процедуры плана защиты, предусмотренные пп.39.2, которые оказывают значительное трансграничное воздействие, должны быть активированы ОПС в координации с затронутым оператором передающей системы / операторами затронутых передающих систем.

Раздел 4

Помощь и координация между операторами передающих

систем в чрезвычайном состоянии

51. По запросу оператора передающей системы, передающая система которого находится в чрезвычайном состоянии, ОПС должен оказать запрашивающему оператору передающей системы всю возможную помощь посредством межсистемных соединений при условии, что это не приведет к чрезвычайному состоянию или коллапсу его передающей системы или взаимосвязанных передающих систем.

52. При необходимости оказания помощи посредством межсистемных соединений постоянного тока, она может заключаться в выполнении следующих действий с учетом технических характеристик и возможностей системы HVDC:

52.1. ручная настройка передаваемой активной мощности для помощи оператору передающей системы, чья передающая система находится в чрезвычайной ситуации, привести потоки мощности в пределы надёжного функционирования или частоту соседней синхронной зоны в пределы частоты передающей системы для состояния тревоги, определенного в соответствии с п.62 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы;

52.2. функции автоматической настройки передаваемой активной мощностью на основе сигналов и критериев, установленных пунктами 351 – 353 Кодекса о подключении;

52.3. автоматическая настройка частоты в соответствии с пунктами 356 – 358 Кодекса о подключении в случае эксплуатации в островном режиме;

52.4. регулирование напряжения и реактивной мощности в соответствии с п.381 Кодекса о подключении;

52.5. любые другие соответствующие действия.

53. ОПС может вручную отключить любой элемент передающей системы, оказывающий существенное трансграничное воздействие, включая межсистемное соединение, при условии соблюдения следующих требований:

53.1. ОПС координирует свои действия с соседними ОПС;

53.2. это действие не вызывает чрезвычайного состояния или состояния коллапса в других взаимосвязанных электрических передающих сетях.

54. В отступление от п.53, ОПС может вручную отключить любой элемент передающей электрической сети, оказывающий существенное трансграничное воздействие, включая межсистемное соединение, без координации, в исключительных обстоятельствах, подразумевающих нарушение пределов надёжности функционирования, для предотвращения угрозы безопасности персонала или повреждения оборудования. В течение 30 дней с даты инцидента ОПС должен подготовить отчет, содержащий подробное объяснение обоснования, реализации и последствий данного действия, и представить его НАРЭ, осуществляющему полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, и соседним ОПС, а также предоставить его в распоряжение значительно затронутых пользователей системы.

Глава II

МЕРЫ, ПРЕДУСМОТРЕННЫЕ В ПЛАНЕ ЗАЩИТЫ

Раздел 1

Схема автоматизации при пониженной частоте

55. Схема автоматизации при пониженной частоте в плане защиты включает схему автоматического отключения потребления при понижении частоты и установочные значения режима настройки ограниченной чувствительности к частоте при понижении частоты (АНЧ - УмЧ) в зоне настройки частоты-мощности (зона РЧМ) ОПС.

56. При разработке плана защиты ОПС должен предусмотреть активацию режима ограниченной чувствительности к частоте при понижении частоты (АНЧ - УмЧ), до активации схемы для автоматического отключения потребления при понижении частоты, если скорость изменения частоты это позволяет

57. Перед активацией схемы автоматического отключения потребления при понижении частоты ОПС и ОРС, определенные в соответствии с пп.38.2, должны предусмотреть, чтобы установки для хранения энергии, подключенные к их электрическим сетям и работающие в режиме потребления:

57.1. автоматически переключались в режим генерации с соблюдением временного интервала и опорного значения активной мощности, установленных, установленных ОПС в плане защиты;

57.2. если установка для хранения энергии не имеет возможности выполнить это переключение в течение временного интервала, установленного ОПС в плане защиты, установка для хранения энергии, работающая в режиме потребления, автоматически отключалась.

58. ОПС должен установить в плане защиты пределы частоты, при которых должно происходить автоматическое включение в режим генерации или автоматическое отключение установок хранения энергии. Эти пороговые значения частоты должны быть ниже или равны пределу частоты передающей системы, определенному для чрезвычайного состояния в соответствии с п.63 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, и выше предела частоты для "начального обязательного уровня", установленного для отключения потребления, в соответствии с Приложением.

59. ОПС должен разработать схему автоматического отключения потребления при снижении частоты в соответствии с параметрами отключения потребления в режиме реального времени, предусмотренными в Приложении. Схема должна включать отключение потребления на разных частотах от "начального обязательного уровня" до "конечного обязательного уровня", в течение интервала внедрения, с учетом минимального количества траншей и их максимального значения. Интервал внедрения определяет максимально допустимое отклонение чистого потребления, подлежащего отключению, от целевого значения чистого потребления, подлежащего отключению на заданной частоте, рассчитанного путем линейной интерполяции между начальным и конечным обязательными уровнями. Интервал внедрения не должен допускать отключения объема чистого потребления, меньшего, чем чистое потребление, которое должно быть отключено на "начальном обязательном уровне". Транш не считается таковым, если при достижении этого транша отключение чистого потребления не происходит.

60. ОПС и ОРС должны установить необходимые реле для отключения потребления при понижении частоты, учитывая, как минимум, динамику потребления и распределенной генерации.

61. При внедрении схемы автоматического отключения потребления при понижении частоты в соответствии с уведомлением, предусмотренным в п.42, ОПС и ОРС должны:

61.1. избегать установки дополнительной преднамеренной задержки срабатывания реле и автоматических выключателей;

61.2. минимизировать отключение энергогенерирующих модулей, особенно тех, которые обеспечивают инерцию;

61.3. ограничить риск того, что схема приведет к отклонениям потока мощности и отклонениям напряжения за пределы надёжного функционировання.

62. Если ОРС не может выполнить требования, предусмотренные в подпунктах 61.2 и 61.3, он должен уведомить ОПС и предложить применимое требование. ОПС, по согласованию с ОРС, устанавливает применимые требования на основе совместного анализа затрат и выгод.

63. Схема автоматического отключения потребления при снижении частоты в плане защиты может предусматривать отключение чистого потребления в зависимости от скорости изменения частоты при условии, что:

63.1. она активируется только:

63.1.1. когда отклонение частоты превышает максимальное отклонение частоты в установившемся режиме, и если скорость изменения частоты больше, чем скорость, создаваемая эталонным инцидентом;

63.1.2. до тех пор, пока частота не достигнет частоты начального уровня, обязательного для отключения потребления;

63.2. она соответствует требованиям, предусмотренным в Приложении;

63.3. она необходима и обоснована для эффективного поддержания эксплуатационной безопасности.

64. В случае, если схема автоматического отключения потребления при снижении частоты в плане защиты включает отключение чистого потребления в зависимости от скорости изменения частоты, как это предусмотрено в п.63, ОПС должен в течение 30 дней с момента внедрения представить НАРЭ отчет, содержащий подробное объяснение обоснования, реализации и влияния этой меры.

65. ОПС может включить в схему автоматического отключения потребления при понижении частоты в рамках плана защиты дополнительные транши для отключения чистого потребления ниже "конечного обязательного уровня" отключения потребления, предусмотренного в Приложении.

66. ОПС имеет право внедрять дополнительные схемы защиты передающей системы, которые срабатывают при частоте, меньшей или равной частоте "конечного обязательного уровня" отключения потребления, и направлены на ускорение процесса восстановления. ОПС должен убедиться, чтобы эти дополнительные схемы не вызвали дальнейшее ухудшение частоты.

Раздел 2

Схема автоматизации при увеличении частоты

67. Схема автоматизации при увеличении частоты в рамках плана защиты должна обеспечивать автоматическое снижение общей активной мощности, вводимой в каждой зоне РЧМ.

68. По согласованию с другими операторами передающих систем своей синхронной зоны, ОПС должен установить следующие параметры своей схемы автоматического регулирования при повышенной частоте:

68.1. пороги значения частоты для активации схемы;

68.2. коэффициент снижения ввода активной мощности.

69. ОПС должен разработать схему автоматизации при повышенной частоте, с учетом возможностей генерирующих модулей в отношении настройки ограниченной чувствительности к частоте при повышении частоты (АНЧ - УвЧ) и установок для хранения энергии в своей зоне РЧМ. Если настройка ограниченной чувствительности к частоте при повышении частоты (АНЧ - УвЧ) отсутствует или недостаточна для удовлетворения требований, предусмотренных в подпунктах 68.1 и 68.2, ОПС должен дополнительно установить постепенное линейное отключение генерирования электроэнергии в своей зоне РЧМ. ОПС должен установить максимальную величину траншей для отключения генерирующих модулей и/или систем HVDC, по согласованию с другими операторами передающих систем своей синхронной зоны.

Раздел 3

Схема автоматического предотвращения провалов напряжения

70. Схема автоматического предотвращения провалов напряжения в плане защиты может включать одну или несколько из следующих схем, в зависимости от результатов оценки безопасности передающей системы, проведенной ОПС:

70.1. схему отключения потребления электроэнергии при падении напряжения в соответствии с п.233 Кодекса о подключении;

70.2. схему блокировки переключающих устройств под нагрузкой, в соответствии с п.234 Кодекса о подключении;

70.3. схему защиты передающей системы для поддержания напряжения в допустимых пределах.

71. За исключением случаев, когда оценка, проведенная в соответствии с п.70, показывает, что применение схемы блокировки переключающих устройств под нагрузкой не является необходимым для предотвращения провала напряжения в зоне контроля ОПС, ОПС должен установить условия, при которых переключающее устройство под нагрузкой должно блокироваться, в соответствии с п.234 Кодекса о подключении, включая как минимум:

71.1. способ блокировки (местный или дистанционный, из диспетчерской);

71.2. пороговое значение уровня напряжения в точке подключения;

71.3. направление потока реактивной мощности;

71.4. максимальный временной интервал между обнаружением порогового значения и блокировкой.

Раздел 4

Процедура управления отклонениями частоты

72. Процедура управления отклонениями частоты в плане защиты должна содержать комплекс мер по управлению отклонением частоты, выходящим за пределы, определенные для состояния тревоги в соответствии с п.62 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы. Процедура управления отклонениями частоты должна соответствовать процедурам, установленным для мер по исправлению положения, которые должны управляться согласованно в соответствии с п.269 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы и должны соответствовать как минимум следующим требованиям:

72.1. снижение мощности генерации должно быть меньше, чем снижение потребления во время событий понижения частоты;

72.2. снижение мощности генерации должно быть больше, чем снижение потребления во время событий повышения частоты.

73. ОПС должен адаптировать режим работы настройки частоты и мощности, для предотвращения помех при ручном включении или отключении активной мощности, как это предусмотрено в пунктах 74 и 76.

74. ОПС имеет право установить эталонное значение активной мощности, которое должно поддерживаться каждым ЗПС, определенным в соответствии с пп.38.3, при условии, что эталонное значение соответствует техническим ограничениям ЗПС. ОПС имеет право установить эталонное значение активной мощности, которое должно поддерживаться каждым поставщиком услуг защиты, при условии, что эта мера применяется к ним в соответствии с условиями, установленными в п.13, при условии, что эталонное значение соответствует техническим ограничениям поставщика услуг защиты. ЗПС и поставщики услуг защиты должны без неоправданной задержки выполнять инструкции, переданные ОПС напрямую или косвенно через ОРС, и оставаться в этом состоянии до получения новых инструкций. Если инструкции передаются напрямую, ОПС должен информировать соответствующего ОРС без неоправданной задержки.

75. ОПС имеет право прямо или косвенно отключить установки ЗПС и поставщиков услуг защиты, через ОРС. Установки ЗПС и поставщиков услуг защиты остаются отключенными до передачи новых инструкции. Если установки ЗПС отключены напрямую, ОПС должен информировать соответствующих ОРС без неоправданной задержки. В течение 30 дней с даты инцидента ОПС должен подготовить отчет, содержащий подробное объяснение обоснования, реализации и последствий данного действия, и представить его НАРЭ, осуществляющему полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, а также предоставить его в распоряжение значительно затронутых пользователей системы.

76. До активации схемы автоматического отключения потребления при понижении частоты, предусмотренной разделом 1 главы II настоящей Книге, и при условии, что скорость изменения частоты позволяет это, ОПС должен, напрямую или косвенно через ОРС, активировать диспетчеризуемое потребление со стороны соответствующих поставщиков услуг защиты, и одно из следующих действий:

76.1. запустить переключение установок для хранения энергии, работающих в режиме потребления, на режим генерации, при эталоном значении активной мощности, определенном ОПС в плане защиты;

76.2. если установка для хранения энергии не имеет возможности осуществить этот переход достаточно быстро для стабилизации частоты, вручную отключить установку для хранения энергии.

Раздел 5

Процедура управления отклонениями напряжения

77. Процедура управления отклонениями напряжения в рамках плана защиты должна содержать комплекс мер по управлению отклонениями напряжения, выходящими за пределы надёжности функционирования, определенные в пунктах 84 – 87 раздела 8 главы I Книги I Части 2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

78. ОПС имеет право устанавливать диапазон реактивной мощности или напряжения и требовать от ОРС и ЗПС, определенных для этой меры в соответствии с пунктом 38, в соответствии с пунктами 94 – 106 разделов 2 и 3 главы II Книги I Части 2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

79. По запросу соседнего ОПС, находящегося в чрезвычайном состоянии, ОПС должен предоставить все возможности реактивной мощности, которые не приведут его передающую систему в чрезвычайное состояние или к коллапсу.

Раздел 6

Процедура управления потоками мощности

80. Процедура управления потоками мощности в рамках плана защиты должна содержать комплекс мер по управлению потоками мощности, выходящими за пределы надёжности функционирования, определенные в пунктах 84–87 раздела 8 главы I Книги I Части 2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

81. ОПС имеет право установить эталонное значение активной мощности, которое должно поддерживаться каждым ЗПС, определенным в соответствии с пп.38.3, при условии, что эталонное значение соответствует техническим ограничениям установок ЗПС. ОПС имеет право установить эталонное значение активной мощности, которое должно поддерживаться каждым поставщиком услуг защиты, при условии, что эта мера применяется к ним в соответствии с условиями, предусмотренными в п.13, при условии, что эталонное значение соответствует техническим ограничениям установок поставщиков услуг защиты. ЗПС и поставщики услуг защиты должны без неоправданной задержки выполнять инструкции, переданные ОПС напрямую или косвенно через ОРС, и поддерживать свои установки в этом состоянии до получения новых инструкций. Если инструкции передаются напрямую, ОПС должен информировать соответствующих ОРС без неоправданной задержки.

82. Каждый ОПС имеет право прямо или косвенно отключить установки ЗПС и поставщиков услуг защиты, посредством ОРС. Установки ЗПС и поставщиков услуг защиты остаются отключенными до передачи новых инструкции. Если установки ЗПС отключены напрямую, ОПС должен информировать соответствующих ОРС без неоправданной задержки. В течение 30 дней с даты инцидента ОПС должен подготовить отчет, содержащий подробное объяснение обоснования, реализации и последствий данного действия, и представить его НАРЭ, осуществляющему полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

Раздел 7

Помощь в процедуре активной мощности

83. В случае отсутствия соответствия в зоне контроля в интервале на сутки вперед и во внутрисуточном интервале, определенных в соответствии с пунктами 370 – 371 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, и до возможного приостановления рыночной деятельности в соответствии с разделом 1 Книги IV, ОПС имеет право запросить помощь в отношении активной мощности у:

83.1. любого поставщика услуг балансировки, который по запросу ОПС должен изменить свой статус готовности, чтобы предоставить всю свою активную мощность, при условии, что она еще не была активирована через балансировочный рынок, и соответствует его техническим ограничениям;

83.2. любого ЗПС, установки которого подключены в зоне РЧМ ОПС, который еще не предоставляет услуги балансировки для ОПС и который по запросу ОПС должен предоставить ему всю активную мощность, с соблюдением своих технических ограничений;

83.3. любого другого оператора передающей системы, чья передающая система находится в нормальном рабочем состоянии или в состоянии тревоги.

84. ОПС может активировать помощь по активной мощности от поставщика услуг балансировки или ЗПС, в соответствии с подпунктами 83.1 и 83.2, только в том случае, если он активировал все доступные предложения для балансировочной энергии, с учетом межзональной мощности, доступной на момент отсутствия соответствия в зоне контроля.

85. Получивший запрос на помощь по активной мощности в соответствии с пп.83.3 ОПС должен:

85.1. предоставить свои нераспределенные предложения;

85.2. иметь право активировать доступную балансировочную энергию, для поставки соответствующей мощности запрашивающему оператору передающей системы;

85.3. иметь право запрашивать помощь по активной мощности от своих поставщиков услуг балансировки и от любого ЗПС, установки которого подключены в его зоне РЧМ, который еще не предоставляет ОПС услугу балансировки, для предоставления соответствующей помощи по активной мощности запрашивающему оператору передающей системы.

86. При активации активной мощности, запрашиваемой в соответствии с пп.83.3, запрашивающий и получивший запрос операторы передающих систем имеют право использовать:

86.1. доступную межзональную мощность, если активация производится до времени закрытия межзональных внутрисуточных ворот и если предоставление соответствующих межзональных мощностей не было приостановлено в соответствии с разделом 1 Книги IV;

86.2. дополнительную мощность, которая может быть доступна в связи с текущим состоянием передающей системы в реальном времени, и в этом случае запрашивающий и получивший запрос операторы передающих систем, должны координировать свои действия с другими существенно затронутыми операторами передающих систем, согласно п.25.

87. После того, как запрашивающей и получивший запрос операторы передающих систем согласовали условия предоставления помощи по активной мощности, установленное количество активной мощности и временной интервал для поставки являются стойкими, если только передающая система оператора передающей системы, предоставляющего помощь, не перейдет в чрезвычайное состояние или в состояние коллапса.

Раздел 8

Процедура ручного отключения потребления

88. В дополнение к мерам, предусмотренным в разделах 4–7 главы II настоящей Книги, ОПС может установить объем чистого потребления, подлежащий ручному отключению, непосредственно самим ОПС или косвенно, через ОРС, при необходимости предотвращения распространения или усугубления чрезвычайной ситуации. В случае прямого отключения мощности ОПС должен незамедлительно уведомить об этом соответствующих ОРС.

89. ОПС должен активировать ручное отключение чистой мощности, предусмотренной в п.88, для:

89.1. корректировать ситуаций перегрузок или падения напряжения;

89.2. устранения ситуаций, в которых запрошена помощь по активной мощности в соответствии с разделом 7 Главы II настоящей Книги, но она недостаточна для поддержания соответствия в его зоне контроля в интервале на сутки вперед и во внутрисуточном интервале, в соответствии с пунктами 370–372 раздела 4 Книги IV Части 3 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, что создает риск отклонения от пределов стабильности частоты в синхронной зоне.

90. ОПС должен уведомить ОРС об объеме чистого потребления, установленном в соответствии с п.88 подлежащем отключению в их распределительных системах. Каждый ОРС должен отключить заявленный объем чистого потребления, без неоправданной задержки.

91. В течение 30 дней с даты инцидента ОПС должен подготовить отчет, содержащий подробное объяснение обоснования, реализации и последствий данного действия, и представить его НАРЭ, осуществляющему полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

КНИГА III

ПЛАН ВОССТАНОВЛЕНИЯ

Глава 1

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Раздел 1

Разработка плана восстановления

92. ОПС должен разработать план восстановления, консультируясь с соответствующими ОРС и ЗПС с НАРЭ и центральным отраслевым органом государственного управления в области энергетики, а также с соседними ОПС и другими операторами передающих систем в своей синхронной зоне.

93. При разработке своего плана восстановления ОПС должен учитывать как минимум следующие элементы:

93.1. поведение и возможности потребления и генерации электроэнергии;

93.2. специальные потребности ЗПС с высоким приоритетом включенными в список, предусмотренный в п.95;

93.3. характеристики передающей системы и основных распределительных электрических сетей ОРС.

94. План восстановления должен содержать как минимум следующие положения:

94.1. условия активации плана восстановления, в соответствии с разделом 3 главы 1 настоящей Книги;

94.2. инструкции по плану восстановления, которые должен издать ОПС;

94.3. меры, подлежащие консультациям или координации в режиме реального времени с идентифицированными сторонами.

95. В частности, план восстановления должен включать следующие элементы:

95.1. список мер, которые должны быть приняты ОПС в отношении его сетей/установок;

95.2. список мер, которые должен реализованы ОРС, и список ОРС, ответственных за реализацию этих мер применительно к своим сетям/установкам;

95.3. список ЗПС, ответственных за реализацию в своих установках мер, вытекающих из обязательных требований, установленных Кодексом о подключении или другими нормативными актами, а также список мер, подлежащих реализации соответствующими ЗПС;

95.4. список ЗПС с высоким приоритетом и условия отключения их установок и восстановления напряжения на них;

95.5. перечень Электрических станций, необходимых для процедур, предусмотренных планом восстановления;

95.6. количество источников питания в зоне контроля ОПС, необходимых для восстановления напряжения передающей системы с помощью стратегии восстановления напряжения снизу-вверх, с возможностью запуска без источника напряжения в системе, возможностью быстрой ресинхронизации (за счет изолированной работы в режиме самообеспечения) и возможность работы в островном режиме;

95.7. сроки реализации каждой из перечисленных мер.

96. План восстановления должен включать как минимум следующие технические и организационные меры, предусмотренные в настоящей главе:

96.1. процедуру восстановления напряжения, в соответствии с разделами 1 и 2 главы II настоящей Книги;

96.2. процедуру управления частотой, в соответствии с разделами 1– 2 главы III настоящей Книги;

96.3. процедура ресинхронизации, в соответствии с разделами 1 – 3 главы IV настоящей Книги

97. Меры, предусмотренные планом восстановления, должны соответствовать следующим принципам:

97.1. их воздействие на пользователей системы должно быть минимальным;

97.2. они должны быть экономически эффективными;

97.3. должны применяться только те меры, которые необходимы;

97.4. они не должны приводить взаимосвязанные передающие системы в аварийное состояние или к коллапсу.

Раздел 2

Реализация плана восстановления

98. После разработки плана восстановления ОПС должен незамедлительно реализовать предусмотренные планом меры восстановления, направленные на передающую систему, и обеспечить их применение.

99. После разработки плана восстановления ОПС должен незамедлительно уведомить ОРС, подключенных к передающей системе, о мерах, предусмотренных планом восстановления, включая предельные сроки их реализации, которые должны быть реализованы применительно к:

99.1. сетям/установкам ОРС в соответствии с пп.95.2;

99.2. установкам ЗПС, определенным в соответствии с пп.95.3, подключенным к распределительным электрическим сетям соответствующих ОРС;

99.3. установкам поставщиков услуг восстановления, подключенным к распределительным электрическим сетям соответствующих ОРС;

99.4. сетям/установкам ОРС, подключенным к распределительным электрическим сетям.

100. После разработки плана восстановления ОПС должен незамедлительно уведомить ЗПС, определенных в соответствии с пп.95.3, поставщиков услуг восстановления, установки которых напрямую подключены к передающим электрическим сетям, о мерах, предусмотренных планом защиты, которые должны быть реализованы в отношении их установок, включая предельные сроки их реализации, предусмотренные в пп.95.7.

101. ОПС должен напрямую уведомить ЗПС, определенных в соответствии с пп.95.3, поставщики услуг восстановления и ОРС, чьи электрические установки/сети подключены к распределительным электрическим сетям, и должен проинформировать соответствующего ОРС об уведомлении, сделанном в соответствии с настоящим пунктом.

102. При получении уведомления от ОПС, согласно п.101, ОРС, в свою очередь, обязан незамедлительно информировать ЗПС, поставщиков услуг восстановления и ОРС, электрические установки/сети которых подключены к его распределительным электрическим сетям, о мерах плана восстановления, которые они должны реализовать в отношении своих электрических установок/сетей, включая предельные сроки их реализации, в соответствии с пп.95.7.

103. Каждый ОРС, ЗПС и поставщик услуг восстановления, уведомленный в соответствии с настоящим разделом, должен:

103.1. реализовать меры, заявленные в соответствии с настоящим разделом, не позднее 12 месяцев с даты уведомления;

103.2. подтвердить уведомляющему системному оператору, что он выполнил соответствующие меры. После отправки соответствующего подтверждения в адрес ОРС, последний обязан сообщить ОПС информацию, полученную в соответствии с настоящим подпунктом;

103.3. поддерживать меры, принятые в отношении его электрических сетей/установок.

Раздел 3

Активация плана восстановления

104. ОПС должен активировать процедуры плана восстановления в координации с ОРС и ЗПС, определенным в соответствии с п.95, а также в координации с с поставщиками услуг восстановления, в следующих случаях:

104.1. когда передающая система находится в чрезвычайном состоянии в соответствии с критериями, предусмотренными в п.63 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, после стабилизации системы в результате активации мер в плане защиты;

104.2. когда передающая система находится в состоянии коллапса в соответствии с критериями, предусмотренными в п.63 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

105. Во время восстановления передающей системы, ОПС должен определять и контролировать:

105.1. площадь и границы синхронизированного региона или синхронизированных регионов, к которым принадлежит его зона контроля;

105.2. оператора передающей системы / операторов передающих системы, с которыми он разделяет синхронизированную регион или регионы;

105.3. резервы активной мощности, доступные в его зоне контроля.

106. Каждый ОРС и ЗПС, определенные в соответствии с п.95, а также каждый поставщик услуг восстановления должны без неоправданной задержки выполнять инструкции плана восстановления, выданные ОПС на основании пп.94.2, в соответствии с процедурами в плане восстановления.

107. Процедуры плана восстановления, которые оказывают значительное трансграничное воздействие, должны быть активированы ОПС в координации с затронутым оператором передающей системы/ операторами затронутых передающих систем.

Глава II

ВОССТАНОВЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

Раздел 1

Процедура восстановления напряжения

108. Процедура восстановления напряжения в плане восстановления должна содержать набор мер, позволяющих ОПС применять:

108.1. стратегию восстановления напряжения сверху вниз;

108.2. стратегию восстановления напряжения снизу вверх.

109. Что касается стратегии восстановления напряжения снизу вверх, процедура восстановления напряжения должна включать, по крайней мере, меры для:

109.1. управления отклонениями напряжения и частоты, вызванными восстановлением напряжения;

109.2. мониторинга и управления работой в островном режиме;

109.3. ресинхронизации зон работы в островном режиме.

Раздел 2

Активация процедуры восстановления напряжения

110. При активации процедуры восстановления напряжения ОПС должен определить стратегию, которая будет применяться, принимая во внимание:

110.1. наличие источников энергии с возможностью восстановления напряжения, в своей зоне контроля;

110.2. ожидаемую продолжительность и риски возможных стратегий восстановления напряжения;

110.3. состояния электроэнергетических систем;

110.4. состояния непосредственно подключенных систем, включая, как минимум, состояние межсистемных соединений;

110.5. ЗПС с высоким приоритетом включенных в список, предусмотренный в п.95.4;

110.6. возможность комбинировать стратегии восстановления напряжения сверху вниз и восстановления напряжения снизу вверх.

111. При применении стратегии восстановления напряжения сверху вниз, ОПС должен управлять подключением потребления и генерации с целью восстановления частоты до номинального значения с максимальным допустимым отклонением частоты в установившемся режиме. ОПС должен соблюдать требования к подключению потребления и генерации, определяемые ответственным за частоту, если таковой назначен в соответствии с разделом 2 главы III настоящей Книги.

112. Применяя стратегию восстановления напряжения снизу вверх, ОПС должен управлять подключением потребления и генерации с целью восстановления частоты до целевого значения, установленного в соответствии с пп.118.3.

113. В процессе восстановления напряжения ОПС должен, после консультации с ОРС установить и сообщить объем чистого потребления, который необходимо повторно подключить к распределительным электрическим сетям. Каждый ОПС должен повторно подключить заявленный объем чистого потребления, соблюдая при этом синхронизацию и автоматическую нагрузку потребления, а также принимая во внимание автоматическое повторное подключение потребления и генерации в своей распределительной электрической сети.

114. ОПС должен информировать соседние ОПС о своей возможности поддержки стратегии восстановления напряжения сверху вниз.

115. Для активации стратегии восстановления напряжения сверху вниз ОПС должен запросить у соседних ОПС поддержку восстановления напряжения. Эта поддержка может состоять из помощи в отношении активной мощности, согласно пунктам 83 – 87. При получении запроса на помощь в восстановлении напряжения, ОПС должен предоставить помощь, за исключением случаев, когда это приведет к чрезвычайному состоянию или коллапсу его передающей системы. В случае невозможности применения стратегии восстановления напряжения сверху вниз, ОПС должен использовать стратегию восстановления напряжения снизу вверх.

Глава III

УПРАВЛЕНИЕ ЧАСТОТОЙ

Раздел 1

Процедура управления частотой

116. Процедура управления частотой в плане восстановления должна содержать комплекс мер, направленных на восстановление частоты системы до номинального значения.

117. ОПС должен активировать процедуру управления частотой:

117.1. при подготовке процедуры ресинхронизации, когда синхронная зона разделена на несколько синхронизированных регионов;

117.2. в случае отклонения частоты в синхронной зоне;

117.3. в случае восстановления напряжения.

118. Процедура управления частотой должна включать как минимум:

118.1. перечень действий по установлению параметров регулятора частоты-мощности до назначения ответственных за частоту;

118.2. назначение ответственных за частоту;

118.3. установление целевой частоты в случае стратегии восстановления напряжения снизу вверх;

118.4. управление частотой после отклонения частоты;

118.5. управление частотой после разделения синхронной зоны;

118.6. определение объёма потребления и генерации, подлежащих повторному подключению, с учетом имеющихся резервов активной мощности в синхронизированном регионе с целью избегания значительных отклонений частоты.

Раздел 2

Назначение ответственных за частоту

119. Во время восстановления передающей системы, если синхронная зона разделена на несколько синхронизированных регионов, ОПС в каждой синхронизированном регионе назначает ответственного за частоту, согласно п.121.

120. Во время восстановления передающей системы, если синхронная зона не разделена, но частота системы превышает пределы частоты для состояния тревоги, определенного в п.62 из Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, ОПС совместно с операторами передающих систем в синхронной зоне назначает ответственного за частоту в соответствии с п.121.

121. Оператор передающей системы с наибольшим К-фактором, рассчитанным в режиме реального времени, назначается ответственным за частоту, если операторы передающих систем в синхронизированном регионе или синхронной зоне не согласятся назначить другого оператора передающей системы ответственным за частоту. В этом случае операторы передающих систем в синхронизированном регионе или синхронной зоне должны учитывать следующие критерии:

121.1. количество доступных резервов активной мощности и, в частности, резервов восстановления частоты;

121.2. доступная пропускная способность межсистемных соединений;

121.3. доступность измерений частоты операторов передающих систем синхронизированного региона или синхронной зоны;

121.4. доступность измерений на критических элементах в пределах синхронизированного региона или синхронной зоны.

122. В отступление от п.121, если величина рассматриваемой синхронной зоны и ситуация в реальном времени позволяют это, операторы передающих систем в синхронной зоне могут назначить заранее определенного ответственного за частоту.

123. Оператор передающей системы, назначенный ответственным за частоту в соответствии с п.119, 120 должен без промедления уведомить других операторов передающих систем синхронной зоны о своем назначении.

124. Назначенный ответственным за частоту действует в качестве такового до:

124.1. назначения другого ответственного за частоту для его синхронизированного региона;

124.2. назначения нового ответственного за частоту в результате ресинхронизации его синхронизированного региона с другим синхронизированном региогом;

124.3. до тех пор, пока синхронная зона не будет полностью ресинхронизирована, частота передающей системы не вернется в интервал изменения стандартной частоты, а настройка частоты-мощности, обеспечиваемая каждым оператором передающей системы в синхронной зоне, не будет восстановлена до нормального функционального состояния, как определено в п.61 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

Раздел 3

Управление частотой после отклонения частоты

125. При восстановлении передающей системы, если ответственный за частоту был назначен на основании п.121, все операторы передающих систем в синхронной зоне, за исключением ответственного за частоту, должны в первую очередь приостановить ручную активацию резервов восстановления частоты и резервов замещения.

126. Ответственный за частоту должен, после консультации с другими операторами передающих систем в синхронной зоне, установить режим работы настройки частоты-мощности, обеспечиваемый каждым оператором транспортной системы в синхронной зоне.

127. Ответственный за частоту должен управлять ручной активацией резервов восстановления частоты и резервов замещения в синхронной зоне, с целью восстановления частоты синхронной зоны в направлении номинальной частоты и учитывая пределы надёжного функционирования, определенные в соответствии с пунктами 84–87 раздела 8 главы I Книги I Части 2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы. По запросу каждый оператор передающей системы синхронной зоны должен оказывать поддержку ответственному за частоту.

Раздел 4

Управление частотой после разделения синхронной зоны

128. При восстановлении передающей системы, если ответственный за частоту был назначен на основании п.121, все операторы передающих систем каждого синхронизированного региона, за исключением ответственного за частоту, должны в первую очередь приостановить ручную активацию резервов восстановления частоты и резервов замещения.

129. Ответственный за частоту устанавливает, после консультации с другими операторами передающих систем синхронизированного региона режим работы настройки частоты-мощности, обеспечиваемый каждым оператором передающей системы в синхронизированном регионе.

130. Ответственный за частоту должен управлять ручной активацией резервов для восстановления частоты и резервов замены в синхронизированном регионе с целью восстановления частоты синхронизированного региона до целевой частоты, установленной ответственным за ресинхронизацию, если применимо, в соответствии с пп.136.1, и с учетом пределов надёжного функционирования, установленных в соответствии с пунктами 84 – 87 раздела 8 главы I Книги I Части 2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы. Если для синхронизированной области не назначен ответственный за ресинхронизацию для синхронизированного региона, ответственный за частоту должен приложить необходимые усилия для восстановления частоты до номинальной. По запросу каждый оператор передающей системы синхронизированного региона должен оказывать поддержку ответственному за частоту.

Глава IV

РЕСИНХРОНИЗАЦИЯ

Раздел 1

Процедура ресинхронизации

131. Процедура ресинхронизации в плане восстановления должна включать как минимум:

131.1. назначение ответственного за ресинхронизацию;

131.2. меры, позволяющие ОПС применять стратегию ресинхронизации;

131.3. максимальные ограничения по фазовому углу, частоте и разнице напряжений для подключенных линий.

Раздел 2

Назначение ответственных за ресинхронизацию

132. Во время восстановления передающей системы, когда две синхронизированные регионы могут быть ресинхронизированы без угрозы надёжности функционирования передающих систем, ответственные за частоту в этих синхронизированных регионах должны назначить ответственного за ресинхронизацию, по согласованию как минимум с одним или несколькими операторами передающих систем, определенными в качестве потенциальных ответственных за ресинхронизацию, а также с соблюдением положений п.133. Каждый ответственный за частоту должен незамедлительно информировать всех операторов передающих систем своего региона о назначенном ответственном за ресинхронизацию.

133. Для каждой пары синхронизированных регионов, подлежащих ресинхронизации, ответственным за ресинхронизацию должен быть тот оператор передающей системы, который:

133.1. имеет в эксплуатации как минимум одну электростанцию, оборудованную коммутационным устройством контроля, на границе между двумя синхронизированными регионами, подлежащими ресинхронизации;

133.2. имеет доступ к измерениям частоты в обеих синхронизированных регионах;

133.3. имеет доступ к измерениям напряжения на электрических станциях, между которыми расположены потенциальные точки ресинхронизации;

133.4. имеет возможность контролировать напряжение в потенциальных точках ресинхронизации.

134. В случае, если критериям п.133 соответствует несколько операторов передающих систем, ответственным за ресинхронизацию назначается оператор передающей системы с наибольшим количеством потенциальных точек ресинхронизации между двумя синхронизированными регионами, если только ответственные за частоту из двух синхронизированных областей не согласятся назначить другого оператора передающей системы в качестве ответственного за ресинхронизацию.

135. Назначенный ответственным за ресинхронизацию действует в качестве такового до:

135.1. назначения другого ответственного за ресинхронизацию для двух синхронизированных регионов;

135.2. тех пор, пока не будет проведена ресинхронизация двух синхронизированных регионов и не будут выполнены все этапы, указанные в разделе 3 главы IV настоящей Книги.

Раздел 3

Стратегия ресинхронизации

136. Перед ресинхронизацией ответственный за ресинхронизацию должен:

136.1. установить в соответствии с максимальными пределами, указанными в разделе 1 главы IV настоящей Книги:

136.1.1. целевое значение частоты для ресинхронизации;

136.1.2. максимальную разность частот между двумя синхронизированными областями;

136.1.3. максимальный обмен активной и реактивной мощностью;

136.1.4. режим работы регулировки частоты-мощности;

136.2. выбрать точку ресинхронизации с учетом пределов надёжности функционирования в синхронизированных областях;

136.3. установить и подготовить все необходимые действия для ресинхронизации двух синхронизированных регионов в точке ресинхронизации;

136.4. установить и подготовить набор последующих действий для создания дополнительных соединений между синхронизированными регионами;

136.5. оценить уровень готовности синхронизированных регионов к ресинхронизации с учетом условий, установленных в пп.136.1.

137. Для выполнения задач, перечисленных в п.136 ответственный за ресинхронизацию должен консультироваться с ответственными за частоту задействованных синхронизированных областей и, в отношении задач, предусмотренных в подпунктах 136.2 – 136.5 он также должен консультироваться с операторами передающих систем, эксплуатирующими электрические станции, используемые для ресинхронизации.

138. Каждый ответственный за ресинхронизацию должен незамедлительно информировать всех операторов передающих систем своего синхронизированного региона о планируемой ресинхронизации.

139. При соблюдении всех условий, предусмотренных в пп.136.1, ответственный за ресинхронизацию должен выполнить ресинхронизацию, активировав действия, установленные в соответствии с подпунктами 136.3 и 136.4.

КНИГА IV

ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Раздел 1

Процедура приостановления рыночной деятельности

140. ОПС может временно приостановить один или несколько видов рыночной деятельности, предусмотренных п.141, в одном из следующих случаев:

140.1. его передающая система находится в состоянии коллапса;

140.2. ОПС исчерпал все возможности, предоставляемые рынком, и продолжение рыночной деятельности в условиях чрезвычайного состояния ухудшит одно или несколько условий, предусмотренных п.63 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы;

140.3. продолжение рыночной деятельности значительно снизит эффективность процесса восстановления нормального функционального состояния или состояния тревоги;

140.4. инструменты и средства связи, необходимые ОПС для облегчения рыночной деятельности, недоступны.

141. Следующие рыночные действия могут быть приостановлены на основании п.140:

141.1. поставка межзональных мощностей для распределения мощностей на границах соответствующей зоны подачи предложений для каждой единицы рыночного времени, когда ожидается, что передающая система не будет восстановлена до нормального функционального состояния или состояния тревоги;

141.2. подача поставщиком услуг балансировки предложений для балансировочной энергии или предложений для балансировочной мощности;

141.3. поставка стороной, ответственной за балансировку, сбалансированной позиции в конце временного интервала на сутки вперед, если этого требуют условия и положения о балансировке;

141.4. поставка изменений позиции сторон, ответственных за балансировку;

141.5. поставка графиков, предусмотренных в пунктах 395 и 396 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы;

141.6. другие соответствующие рыночные виды деятельности, приостановление которых считается необходимой для сохранения и/или восстановления передающей системы.

142. В случае приостановки рыночной деятельности в соответствии с п.140, по запросу ОПС каждый ЗПС должен эксплуатировать свои установки, если это технически возможно, по заданному значению активной мощности, установленному ОПС.

143. В случае приостановки рыночной деятельности в соответствии с п.140, ОПС может полностью или частично приостановить работу своих процессов, затронутых такой приостановкой.

144. В случае приостановления рыночной деятельности в соответствии с п.140, ОПС должен координировать свою деятельность как минимум со следующими сторонами:

144.1. операторы передающих систем в областях расчета мощностей, членом которых является ОПС;

144.2. операторы передающих систем, с которыми ОПС заключил соглашения о координации балансировки;

144.3. НОРЭЭ и другие организации, которым были делегированы/назначены определенные обязательства или обязанности на рынках электроэнергии в соответствии с Руководствами по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками в пределах его зоны контроля;

144.4. операторы передающих систем блока регулирования частоты-мощности, членом которого является ОПС;

144.5. субъект, рассчитывающий скоординированную мощность (расчетчик скоординированной мощности) областей рассчета мощностей, членом которых является ОПС.

145. В случае приостановления деятельности на рынке, ОПС должен инициировать процедуру информирования, предусмотренную в разделе 4 настоящей Книги.

Раздел 2

Правила приостановления и восстановления рыночной деятельности

146. ОПС должен разработать и представить на утверждение НАРЭ, осуществляющему полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, предложение относительно правил о приостановлении и восстановлении рыночной деятельности. ОПС должен опубликовать эти правила на своем веб-сайте, после их утверждения НАРЭ.

147. Правила приостановления и восстановления рыночной деятельности должны быть совместимы, насколько это возможно, с:

147.1. правилами предоставления межзональных мощностей в соответствующих областях расчета мощностей;

147.2. правилами подачи поставщиками услуг балансировки предложений для балансировочной мощности и предложений для балансировочной энергии в соответствии с договоренностями с другими операторами передающих систем о координации балансировки;

147.3. правилами предоставления стороной, ответственной за балансировку, сбалансированной позиции в конце временного интервала на сутки вперед, если этого требуют условия и положения о балансировке;

147.4. правилами поставки изменений позиции сторон, ответственных за балансировку;

147.5. правилами поставки программ, предусмотренных в пунктах 385 и 386 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

148. При разработке правил приостановления и восстановления рыночной деятельности, ОПС должен преобразовать ситуации, предусмотренные п.140, в объективно определяемые параметры с учетом следующих факторов:

148.1. процент отключения потребления в зоне РЧМ ОПС, который соответствует:

148.1.1. неспособность значительной доли сторон, ответственных за балансировку, поддерживать баланс;

148.1.2. необходимость для ОПС не следовать обычным процедурам балансировки, для эффективного восстановление напряжения;

148.2. процент отключения генерации в зоне РЧМ ОПС, который соответствует неспособности значительной доли сторон, ответственных за балансировку, поддерживать свой баланс;

148.3. доля и географическое распределение недоступных элементов передающей системы, соответствующие:

148.3.1. десинхронизации значительной части зоны РЧМ, делающей обычные процедуры балансировки контрпродуктивными;

148.3.2. сокращению до нуля межзональной мощности на границе (границах) зоны подачи предложений;

148.4. невозможность осуществления рыночной деятельности следующими затронутыми субъектами по одной или нескольким не зависящим от них причинам:

148.4.1. стороны, ответственные за балансировку;

148.4.2. поставщики услуг балансировки;

148.4.3. НОРЭЭ и другие организации, которым были делегированы/назначены специфические обязательства или задачи на рынках электроэнергии в соответствии с Руководствами по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками.

148.4.4. ОРС, электрические распределительные сети которых подключены к передающей системе;

148.5. отсутствие надлежащим образом функционирующих инструментов и средств связи, необходимых для:

148.5.1. единого сопряжения рынков на сутки вперед или внутрисуточных рынков или любого механизма явного распределения мощностей;

148.5.2. процесса восстановления частоты;

148.5.3. процесса замещения резервов;

148.5.4. представления стороной, ответственной за балансировку сбалансированной позиции в течение интервала на сутки вперед и представления изменения этой позиции; или

148.5.5. поставка графиков, предусмотренных в пунктах 385 и 386 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

149. Правила приостановления и восстановления рыночной деятельности определяют временной интервал, который должен быть соблюден для применения каждого параметра, определенного в соответствии с п.148, до начала процедуры приостановления рыночной деятельности.

150. ОПС должен в режиме реального времени оценивать параметры, определенные в п.148, на основе имеющейся в его распоряжении информации.

151. ОПС обязан представить ENTSO-E информацию, необходимую для подготовки и представления последним, в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества отчета об уровне гармонизации правил приостановления и возобновления рыночной деятельности.

Раздел 3

Процедура восстановления рыночной деятельности

152. ОПС, в координации с НОРЭЭ, действующими в его зоне контроля, и с соседними ОПС, должен инициировать процедуру восстановления рыночной деятельности, приостановленной в соответствии с п.140, когда:

152.1. ситуация, вызвавшая приостановление, завершилась, и не применяется никакая другая ситуация, предусмотренная п.140;

152.2. субъекты, предусмотренные в п.160, были проинформированы соответствующим образом заранее, в соответствии с разделом 4 настоящей Книги.

153. ОПС, в координации с соседними ОПС, должен начать восстановление процессов ОПС, затронутых приостановлением рыночной деятельности, при соблюдении условий, предусмотренных п.152, или до этого, если это необходимо для восстановления рыночной деятельности.

154. НОРЭЭ, в координации с ОПС и субъектами, предусмотренными в п.144, должны начать восстановление соответствующих процессов сопряжения рынков на сутки вперед и/или внутрисуточных рынков, как только ОПС уведомит о восстановлении своих процессов.

155. Когда поставка межзональных мощностей было приостановлено и впоследствии восстановлено, ОПС должен обновить значение межзональных мощностей для распределения мощностей, используя, из приведенных ниже вариантов, наиболее осуществимый и эффективный вариант для каждой единицы рыночного времени:

155.1. использование последних доступных межзональных мощностей, рассчитанных с помощью расчетчика скоординированной мощности;

155.2. запуск процессов расчета зональных мощностей, применимых в соответствии с разделами 15-й и 16-й главы I Книги II Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками;

155.3. установление, в координации с операторами передающих систем из области расчета мощностей, межзональных мощностей на основе реальных физических условий электрической передающей системы.

156. Если часть всей сопряженной области, где рыночная деятельность была приостановлена, вернулась к нормальному функциональному состоянию или состоянию тревоги, НОРЭЭ этой области имеет (имеют) право осуществлять сопряжение рынков в части всей сопряженной области, по согласованию с ОПС и субъектами, предусмотренными в п.144 при условии, что ОПС восстановили процесс расчета мощностей.

157. Не позднее 30 дней после восстановления рыночной деятельности, ОПС и/или операторы передающих систем, приостановивших и восстановивших рыночную деятельность, должны разработать, в том числе на английском языке, отчет, содержащий подробное объяснение обоснования, реализации и последствий приостановления рыночной деятельности, а также анализ соответствия правилам приостановления и восстановления рыночной деятельности. ОПС должен представить этот отчет НАРЭ, осуществляющему полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, и сделать его доступным для субъектов, упомянутых в п.160.

158. НАРЭ или Комитет по регулированию Энергетического сообщества, в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, могут выдать ОПС рекомендации по продвижению передовой практики и предотвращению подобных инцидентов в будущем.

Раздел 4

Процедура информирования

159. Правила приостановления и восстановления рыночной деятельности, разработанные в соответствии с разделом 2 настоящей Книги, также должны содержать процедуру информирования, подробно описывающую задачи и действия, ожидаемые от каждой стороны в рамках ее различных функций в период приостановления и восстановления рыночной деятельности.

160. Процедура информирования должна предусматривать одновременную отправку информации следующим субъектам:

160.1. сторонам, предусмотренным в п.144;

160.2. сторонам, ответственным за балансировку;

160.3. поставщикам услуг балансировки;

160.4. ОРС, электрические установки /распределительные сети которых подключены к передающей системе;

160.5. НАРЭ, осуществляющему полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

161. Процедура информирования должна включать как минимум следующие этапы:

161.1. уведомление ОПС приостановлении рыночной деятельности в соответствии с разделом 1 настоящей Книги;

161.2. уведомление ОПС о наиболее точной оценке даты и времени восстановления работы передающей системы;

161.3. уведомление о возможном приостановлении деятельности НОРЭЭ и другими субъектами, назначенными для осуществления рыночной деятельности в соответствии с Руководствами по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками и управления перегрузками, а также с Руководствами по электросетям о распределении мощностей на долгосрочном рынке;

161.4. обновленная информация от ОПС о процессе восстановления передающей системы;

161.5. уведомление субъектами, упомянутыми в подпунктах 160.1 – 160.4, о том, что их рыночные инструменты и системы связи находятся в рабочем состоянии;

161.6. уведомление ОПС о восстановлении передающей системы до состояния нормального функционирования или состояния тревоги;

161.7. уведомление НОРЭЭ и другими субъектами, которым были делегированы/назначены специфические обязательства или задачи на рынках электроэнергии в соответствии с Руководствами по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками, в отношении наиболее точной оценки даты и времени восстановления рыночной деятельности;

161.8. подтверждение со стороны НОРЭЭ и других организаций, НОРЭЭ и другими субъектами, которым были делегированы/назначены специфические обязательства или задачи на рынках электроэнергии в соответствии с Руководствами по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками о том что рыночная деятельность была восстановлена.

162. Все уведомления и обновления, передаваемые ОПС, НОРЭЭ, а также другими субъектами, которым были делегированы/назначены специфические обязательства или задачи на рынках электроэнергии, предусмотренные п.161, должны быть опубликованы на веб-сайтах этих организаций. Если размещение уведомления или обновления на веб-сайте невозможно, субъект, обязанный уведомить, должен уведомить об этом по электронной почте или любым другим доступным способом, по крайней мере, те стороны, которые непосредственно участвуют в приостановленной рыночной деятельности.

163. Уведомление в соответствии с пп.161.5 должно быть направлено по электронной почте или любым другим доступным способом соответствующему ОПС.

Раздел 5

Правила расчетов в случае приостановления рыночной деятельности

164. ОПС должен разработать и представить на утверждение НАРЭ, осуществляющему полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, предложение по правилам расчетов дисбалансов и расчетов балансировочной мощности и балансировочной энергии, которые будут применяться в периоды расчета дисбаланса, в течение которых рыночная деятельность была приостановлена. ОПС может предложить те же правила, которые он применяет для обычных операций. ОПС должен опубликовать эти правила на своем веб-сайте, после их утверждения НАРЭ.

165. ОПС может делегировать одной или нескольким третьим сторонам свои задачи в соответствии с п.164, при условии, что соответствующая третья сторона может выполнять соответствующие функции как минимум так же эффективно, как ОПС. НАРЭ может назначить одной или нескольким третьим сторонам задачи, предусмотренные в п.164, при условии, что соответствующая третья сторона может выполнять назначенную функцию, по крайней мере, так же эффективно, как ОПС.

166. Правила, предусмотренные в п.164, относится к расчетным операциям для ОПС и третьих сторон, где это применимо, со сторонами, ответственными за балансировку, а также с поставщиками услуг балансировки.

167. Правила, разработанные в соответствии с п.164, должны:

167.1. обеспечивать финансовый нейтралитет ОПС и соответствующих третьих сторон, предусмотренных в п.164.

167.2. предотвращать искажения стимулов или контрпродуктивные стимулы для сторон, ответственных за балансировку, поставщиков услуг балансировки и ОПС;

167.3. стимулировать стороны, ответственные за балансировку, прилагать усилия, необходимые для поддержания баланса, или способствовать восстановлению баланса в системе;

167.4. не допускать наложения финансовых штрафов на стороны, ответственные за балансировку, и на поставщиков услуг балансировки в результате выполнения действий, запрошенных ОПС;

167.5. препятствовать ОПС в приостановлении рыночной деятельности, за исключением случаев крайней необходимости, и стимулировать ОПС к скорейшему восстановлению рыночной деятельности;

167.6. стимулировать поставщиков услуг балансировки предоставлять соединяющим ОПС услуги способствующие восстановлению системы до нормального состояния.

КНИГА V

ОБМЕН ИНФОРМАЦИЕЙ И ИНФОРМИРОВАНИЕ,

ИНСТРУМЕНТЫ И УСТАНОВКИ

Раздел 1

Обмен информацией

168. Дополнительно к положениям пунктов 145–191 Книги I Части 2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, когда передающая система находится в аварийном состоянии, в состоянии коллапса или восстановления, ОПС имеет право собирать следующую информацию:

168.1. от ОРС, определенных в соответствии с п.95.2, необходимую информацию как минимум о следующих элементах:

168.1.1. часть распределительной электрической сети, работающей в островном режиме;

168.1.2. возможность синхронизации частей распределительной электрической сети, работающих в островном режиме;

168.1.3. возможность перехода на работу в островном режиме распределительной электрической сети;

168.2. от ЗПС, определенных в соответствии с п.95, и от поставщиков услуг восстановления, информацию как минимум о следующих условиях:

168.2.1. текущее состояние установки;

168.2.2. эксплуатационные пределы;

168.2.3. время полного включения и время для увеличения генерации;

168.2.4. критические по времени процессы.

169. Во время чрезвычайного состояния, коллапса или восстановления ОПС должен своевременно предоставлять для целей процедур плана защиты системы и плана восстановления следующую информацию, в меру её доступности для ОПС:

169.1. в соседним ОПС – информацию, по крайней мере, по следующим пунктам:

169.1.1. площадь и границы синхронизированного региона или синхронизированных регионов, к которым принадлежит его зона контроля;

169.1.2. ограничениях на эксплуатацию синхронизированного региона;

169.1.3. максимальная продолжительность и количество активной и реактивной мощности, которая может поставляться через межсистемные соединения;

169.1.4. любые другие технические или организационные ограничения.

169.2. ответственному за частоту своего синхронизированного региона – информацию, по крайней мере, по следующим пунктам:

169.2.1. ограничения на поддержание работы в островном режиме;

169.2.2. доступное дополнительное потребление и генерация;

169.2.3. наличие операционных резервов;

169.3. ОРС, электрические распределительные сети которых подключены к передающей системе, определенным в соответствии с пунктами 38.2 и 95.2, – информацию по крайней мере по следующим пунктам:

169.3.1. состояние его передающей системы;

169.3.2. пределы активной и реактивной мощности, синхронизация и автоматическая загрузка нагрузки, расположение переключателя ответвлений трансформатора и выключателя цепи в точках подключения;

169.3.3. информация о текущем и планируемом состоянии модулей генерации, подключенных к распределительным электрическим сетям ОРС, если эта информация недоступна ОРС напрямую;

169.3.4. вся необходимая информация, обеспечивающая дальнейшую координацию со сторонами, установки которых подключены к распределительным электрическим сетям.

169.4. поставщикам услуг защиты – информацию по крайней мере по следующим элементам:

169.4.1. состояние его передающей системы;

169.4.2. запланированные меры, требующие участия поставщиков услуг защиты;

169.5. ОРС и ЗПС, определенным в соответствии с п.95, и поставщикам услуг восстановления – информацию по крайней мере по следующим элементам:

169.5.1. состояние его передающей системы;

169.5.2. возможности и планы восстановления напряжения соединительных устройств;

169.5.3. планируемые мероприятия, выполнение которых требует их участия.

170. ОПС и операторы передающих систем, чьи передающие системы находятся в чрезвычайном состоянии, состоянии коллапса или восстановления, должны обмениваться информацией, по крайней мере, о следующих элементах:

170.1. обстоятельства, приведшие к нынешнему состоянию передающей системы, насколько они известны;

170.2. потенциальные проблемы, требующие оказания помощи для активной мощности.

171. Когда передающая система находится в чрезвычайном состоянии, состоянии коллапса или восстановления, ОПС должен своевременно предоставлять информацию о состоянии своей передающей системе и, при наличии, дополнительную информацию, поясняющую ситуацию в своей передающей системе:

171.1. НОРЭЭ, которые предоставляют эту информацию участникам рынка, как это предусмотрено в разделе 4 Книги IV;

171.2. НАРЭ, осуществляющему полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, предложение относительно;

171.3. любой другой соответствующей стороне, в зависимости от обстоятельств.

172. ОПС должен информировать каждую затронутую сторону о плане испытаний, разработанном в соответствии с пунктами 184 и 185.

Раздел 2

Системы информирования

173. Каждый ОПС и ЗПС, определенные в соответствии с подпунктами 95.2 и 95.3, каждый поставщик услуг восстановления и ОПС должны иметь систему голосовой связи с резервированием оборудования и достаточными запасными источниками питания, чтобы обеспечить обмен информацией, необходимой для реализации плана восстановления в течение более 24 часов, в случае полного отсутствия питания от внешнего источника или в случае отказа любого отдельного оборудования голосовой связи.

174. ОПС должен установить, по согласованию с ОПС и ЗПС, определенных в соответствии с п.95, и с поставщиками услуг восстановления, технические требования, которым должны соответствовать их системы голосовой связи, а также собственная система голосовой связи ОПС, чтобы обеспечить их взаимодействие и гарантировать, что входящий вызов ОПС может быть идентифицирован другой стороной и может быть немедленно принят.

175. ОПС должен установить, по согласованию с соседними ОПС и ЗПС синхронной зоны, технические требования, которым должны соответствовать их системы голосовой связи, а также собственной системой голосовой связи ОПС, чтобы обеспечить их взаимодействие и гарантировать, что входящий вызов ОПС может быть идентифицирован другой стороной и может быть немедленно принят.

176. В отступление от п.173, ЗПС, определенные в соответствии с пп.95.3, эксплуатирующие генерирующие модули типа B, и поставщики услуг восстановления, эксплуатирующие генерирующие модули типа A или B, могут иметь только систему передачи данных вместо системы голосовой связи, если это согласовано с ОПС. Эта система передачи данных должна соответствовать требованиям, изложенным в пунктах 173 и 174.

177. Помимо системы голосовой связи, ОПС должен использовать дополнительную систему связи для поддержки реализации плана восстановления. Дополнительная система связи должна соответствовать требованиям, изложенным в п.173.

Раздел 3

Инструменты и установки

178. ОПС должен обеспечить наличие критически важных инструментов и установок, предусмотренных в разделе 7 главы I Книги I Части 2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, в течение не менее 24 часов в случае потери основного источника питания.

179. Каждый ОРС и ЗПС, определенные в соответствии с п.95, а также каждый поставщик услуг восстановления должен обеспечить наличие критически важных инструментов и установок, предусмотренных в разделе 7 главы I Книги I Части 2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, и используемых в плане восстановления, в течение как минимум 24 часов в случае потери основного электроснабжения, как определено ОПС.

180. ОПС должен иметь как минимум одну географически уделенную резервную диспетчерскую. Резервная диспетчерская должен включать в себя как минимум критически важные инструменты и установки, предусмотренные в разделе 7 главы I Книги I Части 2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы. ОПС должен обеспечить резервное электроснабжение своей резервной диспетчерской в течение как минимум 24 часов, на случай потери основного электроснабжения.

181. ОПС должен разработать процедуру передачи функций из главной диспетчерской в резервную диспетчерскую в кратчайшие сроки, но не более трех часов. Процедура включает в себя работу передающей системы в течение периода передачи.

182. Электрические станции, определенные как значимые для процедур в плане восстановления, предусмотренных в п.95, должны оставаться в рабочем состоянии не менее 24 часов в случае утраты источника основного электроснабжения.

КНИГА VI

СООТВЕТСТВИЕ И ПРОВЕРКА

Глава I

ТЕСТИРОВАНИЕ СООТВЕТСТВИЯ МОЩНОСТЕЙ ОПС, ОРС И ЗПС

Раздел 1

Общие принципы

183. ОПС должен периодически оценивать надлежащее функционирование всего оборудования и мощностей, предусмотренных планом защиты системы и планом восстановления. С этой целью ОПС должен периодически проверять соответствие соответствующего оборудования и возможностей требованиям, установленным в пунктах 113, 194, 294, 522 и 523 Кодекса о подключении.

184. ОПС должен разработать план испытаний, по согласованию с ОРС и ЗПС, определенными в соответствии с пунктами 38 и 95, с поставщиками услуг защиты и поставщиками услуг восстановления. План испытаний, разработанный ОПС, должен определять оборудование и возможности, соответствующие плану защиты системы и плану восстановления, которые должны быть проверены.

185. План испытаний должен включать периодичность и условия испытаний в соответствии с минимальными требованиями, изложенными в разделах 2 – 5 главы I настоящей Книги. План испытаний должен соответствовать методологии, установленной в Кодексе о подключении, для соответствующей проверенной мощности. В случае установок ЗПС, не подпадающих под действие Кодекса о подключении, план испытаний должен разрабатываться в соответствии с положениями национального законодательства.

186. В ходе испытаний ОПС, ОРС, ЗПС, поставщики услуг защиты и поставщики услуг восстановления не должны ставить под угрозу надёжность функционирования передающей системы и взаимосвязанной передающей системы. Испытание должно проводиться таким образом, чтобы минимизировать воздействие на пользователей системы.

187. Испытание считается успешным, если оно соответствует условиям, установленным ОПС в соответствии с п.185. Если результаты испытания не соответствуют этим условиям, ОПС, ОРС, ЗПС, поставщик услуг защиты и поставщик услуг восстановления должны повторить испытание.

Раздел 2

Проверка соответствия мощностей модулей генерации

188. Каждый поставщик услуг восстановления, использующий модуль генерации, предоставляющий услуги пуска без источника напряжения в системе, должен проводить испытание возможности автономного пуска не реже одного раза в три года в соответствии с требованиями, предусмотренными в п.133 Кодекса о подключении.

189. Каждый поставщик услуг, использующий модуль генерации, предоставляющий услугу быстрой ресинхронизации, должен проводить испытание на изоляцию собственных услуг после любых модификаций оборудования, влияющих на способность работать в режиме изоляции по собственным услугам, или после двух неудачных попыток изоляции по собственным услугам во время реальной работы, в соответствии с требованиями, изложенными в п.134 Кодекса о подключении.

Раздел 3

Тестирование соответствия мест диспетчерируемого потребления

190. Каждый поставщик услуг защиты, предоставляющий услуги диспетчерируемого потребления, должен проводить испытание на изменение потребления электроэнергии после двух последовательных неудачных ответов во время фактической работы или, по крайней мере, один раз в год в соответствии с требованиями, изложенными в п.321 Кодекса о подключении.

191. Каждый поставщик услуг защиты, предоставляющий услуги диспетчерируемого потребления, отключая потребление при снижении частоты, должен проводить испытание на отключение потребления при снижении частоты в течение срока, который должен быть установлен на национальном уровне и в соответствии с требованиями, изложенными в п.306 Кодекса о подключении, для мест потребления, подключенных к передающей системе или в соответствии с методологией, аналогично определенной ОПС для других мест потребления.

Раздел 4

Испытание соответствия возможностей HVDC

192. Каждый поставщик услуг восстановления, эксплуатирующий систему HVDC, предоставляющий услуги пуска без источника напряжения в системе, должен проводить испытание возможности автономного пуска не реже одного раза в три года в соответствии с требованиями, предусмотренными в п.545 Кодекса о подключении.

Раздел 5

Испытание соответствия реле отключения нагрузки при низкой частоте

193. ОПС и ОРС должны провести испытания реле отключения нагрузки на низкой частоте на своих установках в течение срока, который должен быть установлен на национальном уровне и в соответствии с методологией, предусмотренной в пунктах 307 и 316 Кодекса о подключении.

Раздел 6

Испытания систем связи

194. Каждый ОПС и ОРС, определенные в соответствии с п.95, ОПС, а также каждый поставщик услуг восстановления должны проводить испытания систем связи, предусмотренные в разделе 2 Книги V не реже одного раза в год.

195. Каждый ОПС и ОРС, определенные в соответствии с п.95, ОПС, а также каждый поставщик услуг восстановления должны проводить испытания резервного источника питания своих систем связи не реже одного раза в пять лет.

196. ОПС, по согласованию с другими операторами передающих систем, должен разработать план испытаний для проверки связи между ними.

Раздел 7

Испытание инструментов и установок

197. ОПС должен проверять мощность основных и резервных источников питания для обеспечения главной и резервной диспетчерских, указанных в разделе 3 Книги V, не реже одного раза в год.

198. ОПС должен проверять работоспособность критически важных инструментов и установок, предусмотренных в пунктах 81 – 83 раздела 7 главы I Книги I Части 2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, не реже одного раза в три года, при этом испытания должны охватывать как основные, так и резервные инструменты и установки. В случае, если инструменты и установки вовлекают ОРС или ЗПС, эти стороны должны участвовать в испытаниях.

199. ОПС должен проверять способность резервных источников питания предоставлять основные услуги электрическим станциям, определенных как основные для процедур плана восстановления, предусмотренные п.95, не реже одного раза в пять лет. В случае электрических станций распределительных электрических сетей испытания должен проводить ОРС.

200. ОПС должен проверять процедуру передачи функций от основной диспетчерской в резервную диспетчерскую, предусмотренную в п.181, не реже одного раза в год.

Глава II

ПРОВЕРКА СООТВЕТСТВИЯ И ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ПРОВЕРКА

ПЛАНА ЗАЩИТЫ И ПЛАНА ВОССТАНОВЛЕНИЯ

Раздел 1

Проверка соответствия и периодическая проверка плана защиты

201. Каждый ОРС, нацеленный на применение отключения потребления при понижении частоты, через свои установки должен ежегодно обновлять информацию, передаваемую уведомляющему системному оператору, предусмотренную в пп.46.2. Эта информация должна включать значения частоты, при которых инициируется отключение чистого потребления, и процент чистого потребления, отключенного при каждом таком значении.

202. ОПС должен контролировать надлежащее выполнение отключения потребления при понижении частоты на основе ежегодного письменного сообщения, предусмотренного в п.201, и основываясь на деталях реализации действий по отношению к установкам ОПС, если таковые имеются.

203. ОПС должен не реже одного раза в пять лет пересматривать свой полный план защиты, чтобы оценить его эффективность. В ходе этого анализа ОПС должен учитывать как минимум:

203.1. развитие и эволюцию своей передающей системы с момента последней проверки или разработки первой версии плана защиты;

203.2. мощности нового оборудования электрических передающих сетей и электрических распределительных сетей, установленных с момента последней проверки плана защиты или разработки первой версии плана защиты;

203.3. ЗПС, назначенные при последнем рассмотрении плана защиты или при разработке первой версии плана защиты, мощности их установок и соответствующие предлагаемые услуг;

203.4. проведенные испытания и анализ инцидентов в передающей системе в соответствии с п.199 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы;

203.5. данные о функционировании передающей системы, собранные при нормальной работе и после нарушения работы передающей системы.

204. ОПС рассматривает соответствующие меры своего плана защиты системы в соответствии с п.203, перед любым существенным изменением конфигурации передающей сети.

205. Если выявляется необходимость адаптации плана защиты, ОПС должен внести поправки в свой план защиты и реализовать эти изменения в соответствии с подпунктами 11.3 и 11.4 и с разделами 1 и 2 главы I Книги II.

Раздел 2

Проверка соответствия и периодическое пересмотрение плана восстановления

206. ОПС должен пересматривать меры своего плана восстановления с помощью компьютерного моделирования, используя данные ОРС, определенных в соответствии с п.95, и поставщиков услуг восстановления, не реже одного раза в пять лет. ОПС должен определить эти имитационные испытания в рамках специальной процедуры тестирования, охватывающей как минимум:

206.1. путь восстановления напряжения поставщиками услуг восстановления с возможностью запуска без источника напряжения в системе или с возможностью работы в островном режиме;

206.2. электропитание основных вспомогательных элементов генерирующих модулей;

206.3. процесс повторного включения потребления;

206.4. процесс ресинхронизации электрических сетей, находящихся в островном режиме.

207. Кроме того, если ОПС сочтет, необходимым для эффективности плана восстановления, он должен провести эксплуатационные испытания частей плана восстановления совместно с ОРС, определенными в соответствии с п.95, и с поставщиками услуг восстановления. ОПС должен, по согласованию с ОРС и поставщиками услуг восстановления, установить соответствующие эксплуатационные испытания в рамках специальной процедуры тестирования.

208. ОПС должен пересматривать свой план восстановления для оценки его эффективности не реже одного раза в пять лет.

209. ОПС должен пересматривать соответствующие меры своего плана восстановления в соответствии с п.206 и оценивать их эффективность перед любым существенным изменением конфигурации электросети.

210. Если выявляется необходимость адаптации плана восстановления, ОПС должен внести поправки в свой план восстановления и реализовать эти изменения в соответствии с подпунктами 11.3 и 11.4 и с разделами 1 и 2 главы 1 главы II. Книги III.

КНИГА VII

РЕАЛИЗАЦИЯ

Раздел 1

Мониторинг

211. В соответствии нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ENTSO-E осуществляет мониторинг реализации положений настоящего Кодекса по вопросам, предусмотренным п.212. До тех пор, пока ОПС не получит статус полноправного члена ENTSO-E, данные, необходимые ENTSO-E для осуществления функции мониторинга, собираются Секретариатом Энергетического сообщества, а ОПС обязан передавать соответствующие данные в Секретариат Энергетического сообщества.

212. Мониторинг, осуществляемый ENTSO-E, охватывает, в частности, следующие аспекты:

212.1. выявление возможных расхождений в реализации настоящего Кодекса на национальном уровне в случае элементов, предусмотренных п.11;

212.2. оценка согласованности планов защиты и планов восстановления, внедрённых, ОПС в соответствии с разделом 4 Книги I;

212.3. пороговые значения, выше которых влияние действий одного или нескольких ОПС, чьи передающие системы находятся в чрезвычайном состоянии, состоянии коллапса или восстановления, считаются значимыми для других операторов передающих систем области расчета мощностей, в соответствии с разделом 4 Книги I;

212.4. уровень гармонизации правил приостановления и восстановления рыночной деятельности, определенных ОПС в соответствии с п.146 и для целей составления ENTSO-EE отчета, предусмотренного в п.151;

212.5. уровень гармонизации правил расчёта дисбалансов и расчёта балансировочной энергии в случае приостановления рыночной деятельности в соответствии с тем, что предусмотрено разделом 5 Книги IV.

213. После получения статуса полноправного члена ENTSO-E, ОПС должен предоставить ENTSO-E информацию, необходимую для выполнения функции мониторинга, предусмотренной в п.211.

214. По запросу НАРЭ в соответствии с законом № 164/2025 об электроэнергии, ОРС и субъекты, предусмотренные п.165, должны представить ОПС информацию, установленную в списке, составленном ACER, за исключением случаев, когда НАРЭ, ОПС, Комитет по регулированию Энергетического сообщества или ENTSO-E располагают этой информацией в силу осуществления обязанностей по мониторингу, чтобы избежать дублирования собираемой информации.

215. Все соответствующие положения договоров и общие условия ОПС, ОРС и ЗПС, касающиеся эксплуатации передающей системы, должны соответствовать положениям настоящего Кодекса. Договоры и общие условия, не соответствующие положениям настоящего Кодекса, подлежат соответствующим изменениям.

Приложение

к Кодексу электрических сетей о чрезвычайных

ситуациях и восстановлении электроэнергетической

системы утверждённом Постановлением

Административного совета НАРЭ

№ 645/2025

ПРИЛОЖЕНИЕ