Про затвердження Кодексу системи передачі

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ

ПОСТАНОВА

14.03.2018 № 309

( Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 № 2267 від 05.11.2019 № 360 від 07.02.2020 № 1070 від 03.06.2020 № 1724 від 16.09.2020 № 333 від 03.03.2021 № 1546 від 16.09.2021 № 1680 від 29.09.2021 № 2027 від 10.11.2021 № 2992 від 29.12.2021 № 493 від 17.05.2022 № 1234 від 30.09.2022 № 1305 від 11.10.2022 № 1318 від 18.10.2022 № 1848 від 27.12.2022 № 68 від 17.01.2023 № 642 від 11.04.2023 № 1763 від 29.09.2023 № 2649 від 29.12.2023 № 281 від 13.02.2024 № 1036 від 28.05.2024 ) ( Додатково див. Рішення Окружного адміністративного суду міста Києва № 640/3041/20 від 13.07.2020 - Рішення скасовано на підставі Постанови Верховного Суду № 640/3041/20 від 08.09.2021 )

Відповідно до законів України "Про ринок електричної енергії" та "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг" Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, ПОСТАНОВЛЯЄ:

1. Затвердити Кодекс системи передачі, що додається.

2. Оператору системи передачі:

1) розробити та подати до НКРЕКП проекти:

порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг - у двомісячний строк з дати набрання чинності цією постановою;

положень про взаємодію оператора системи передачі та користувачів системи передачі/розподілу при диспетчерському управлінні ОЕС України, технічних вимог до побудови інформаційно-технологічних систем диспетчерського управління ОЕС України, технічних вимог до побудови каналів зв’язку для обміну технологічною інформацією між оператором системи передачі та користувачами системи передачі/розподілу - у шестимісячний строк з дати набрання чинності цією постановою;

порядку складання плану захисту ОЕС України, порядку складання плану відновлення ОЕС України - у дев’ятимісячний строк з дати набрання чинності цією постановою;

2) у шестимісячний строк з дати набрання чинності цією постановою підготувати перелік нормативно-технічних документів, які містять положення (вимоги, норми, показники) відмінні від положень (вимог, норм, показників) Кодексу системи передачі та оприлюднити його на своєму офіційному веб-сайті в мережі Інтернет. Ці документи мають бути переглянуті (уточнені) протягом року з дати набрання чинності цією постановою;

3) у двотижневий строк з дати набрання чинності цією постановою звернутись до ліцензіатів, що провадять господарську діяльність з виробництва електричної енергії з використанням генеруючих одиниць типу C та D, у частині надання даних щодо характеристик їх електроустановок для аналізу виконання ними вимог розділу III Кодексу системи передачі;

4) у шестимісячний строк з дати набрання чинності цією постановою провести оцінку (аналіз) можливості застосування вимог розділу III Кодексу системи передачі до існуючих генеруючих одиниць типу C та D на основі отриманих даних;

5) до 31 грудня 2018 року подати на розгляд НКРЕКП результати проведеної оцінки (аналізу) з відповідними обґрунтуваннями в частині визначення переліку відповідних вимог (положень) розділу III Кодексу системи передачі:

яким існуючі генеруючі одиниці типу C та D повинні відповідати з дня набрання чинності цією постановою;

яким існуючі генеруючі одиниці типу C та D повинні відповідати через обґрунтований перехідний період;

від виконання яких існуючі генеруючі одиниці типу C та D можуть бути звільнені.

3. Ліцензіатам, що провадять господарську діяльність з виробництва електричної енергії з використанням генеруючих одиниць типу C та D, протягом місяця з дня отримання запиту оператора системи передачі на отримання даних щодо характеристик електроустановок їх об’єктів електроенергетики надати оператору системи передачі відповідну інформацію у порядку та формі, визначених оператором системи передачі.

4. Державному підприємству, що здійснює централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління ОЕС України, у шестимісячний строк з дати набрання чинності цією постановою та до отримання ліцензії на провадження діяльності з передачі електричної енергії привести умови діючих договорів до вимог Кодексу системи передачі шляхом укладення відповідних додаткових угод.

5. Ця постанова набирає чинності з дня, наступного за днем її опублікування в офіційному друкованому виданні - газеті "Урядовий кур'єр".

Голова НКРЕКП

Д. Вовк

ЗАТВЕРДЖЕНО

Постанова НКРЕКП

14.03.2018 № 309

КОДЕКС

системи передачі

( У тексті Кодексу та додатків до нього абревіатуру, цифри та знаки "ГКД 34.20.507-2003" замінено абревіатурою, цифрами та знаками "ГКД 34.20.507" згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 ) ( У тексті Кодексу та додатків до нього абревіатуру "СНЕ" замінено абревіатурою "УЗЕ", а слова "проект", "проектування", "проектна документація", "проектно-кошторисна документація", "проектні рішення", "проектна схема", "проектні параметри", "проектна організація", "веб-сайт" в усіх відмінках замінено відповідно словами "проєкт", "проєктування", "проєктна документація", "проєктно-кошторисна документація", "проєктні рішення", "проєктна схема", "проєктні параметри", "проєктна організація", "вебсайт" у відповідних відмінках згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

I. Загальні положення

1. Визначення основних термінів та понять

1.1. Цей Кодекс регулює взаємовідносини Оператора системи передачі (далі - ОСП) та користувачів системи передачі (далі - Користувач) щодо планування, розвитку та експлуатації (у тому числі оперативно-технологічного управління) системи передачі у складі об’єднаної енергетичної системи (ОЕС) України, а також приєднання та доступу до системи передачі.

1.2. Цей Кодекс є обов’язковим для виконання ОСП та у визначених цим Кодексом випадках користувачами систем розподілу та всіма Користувачами і застосовується на недискримінаційних умовах.

1.3. ОСП та Користувачі, які мають у власності та/або експлуатують електроустановки, приєднані до системи передачі, мають створити та підтримувати в належному стані технічні та технологічні системи експлуатації своїх електроустановок, а також структуру управління цими системами відповідно до вимог цього Кодексу, інших нормативно-технічних документів та вимог технічної документації заводів-виробників.

1.4. У цьому Кодексі терміни вживаються у таких значеннях:

аварійна ситуація - можливе або таке, що вже відбувалося, відключення елемента або елементів всередині або поза області регулювання ОСП, що включає елементи системи передачі, електроустановки Користувачів, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП, а також елементи системи розподілу, якщо вони впливають на операційну безпеку системи передачі;

аварійна ситуація виняткового типу - одночасне виникнення декількох аварійних ситуацій, викликаних загальною причиною;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

аварійне відключення - автоматичне/ручне відключення обладнання (об’єкта електроенергетики) від електричної мережі внаслідок чи для запобігання аварійному режиму роботи або відключення у разі помилкових дій персоналу або пристроїв релейного захисту і автоматики або несанкціонованого втручання сторонніх осіб;

аварійне розвантаження - примусове зменшення величини споживаної потужності або потужності, що виробляється, для упередження порушення сталої роботи системи передачі, чи недопущення розвитку аварійної ситуації;

аварійний режим роботи - технологічне порушення, за якого відхилення хоча б одного з експлуатаційних параметрів, що характеризують роботу системи передачі, виходить за межі операційної безпеки;

аварія на об’єкті електроенергетики - небезпечна подія техногенного (з конструктивних, виробничих, технологічних, експлуатаційних причин тощо) чи природного походження, яка спричинила загибель людей чи створює на об’єкті або території загрозу життю та здоров’ю людей і призводить до пошкодження, виходу з ладу або руйнування будівель, споруд та обладнання, порушення виробничого або технологічного процесу чи завдає шкоди навколишньому природному середовищу, чи призводить до недовідпуску споживачам електричної енергії на величину 10000 кВт·год і вище;

агрегат перетворювача ПСВН - агрегат, який містить один або більше перетворювальних мостів, разом з одним або більше перетворювальних трансформаторів, реакторів, контрольно-вимірювальних приладів, основних захисних і комутаційних пристроїв та допоміжне обладнання, якщо воно використовуються для перетворення;

( Абзац дев’ятий пункту 1.4 глави 1 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

аналіз аварійних ситуацій - комп’ютерне моделювання аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій;

багатостороння угода про компенсацію між операторами систем передачі (далі - Договір ІТС) - багатостороння угода, яка визначає правила функціонування механізму компенсації між операторами систем передачі;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1305 від 11.10.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024 )

балансова надійність - здатність енергосистеми задовольняти сумарний попит споживачів на електричну енергію нормативної якості у кожний момент часу з підтриманням необхідних обсягів відповідних резервів;

( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 ) ( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

безпека - відсутність ризику, пов’язаного з можливістю спричинення шкоди та/або нанесення збитку;

блок регулювання - частина синхронної області або вся синхронна область, фізично відмежована точками вимірювання на міждержавних перетинах від інших блоків регулювання, що складається з однієї або більше областей регулювання, якою керує один або кілька ОСП, які виконують зобов’язання з регулювання частоти та потужності;

вертикальне навантаження - загальний обсяг електроенергії, яка перетікає з системи передачі до приєднаних систем розподілу, кінцевих споживачів (у тому числі ОМСР), виробників, приєднаних до системи передачі (для забезпечення власних потреб електричних станцій, що заживлені від мереж ОСП, а також власних потреб електричних станцій у випадку відсутності генерації);

вбудована система ПСВН - система ПСВН, приєднана в області регулювання, яка не встановлена з метою приєднання одиниці енергоцентру на постійному струмі під час установки, і не встановлена з метою приєднання об’єкта енергоспоживання;

випробування - підготовлений та впроваджений за відповідною програмою особливий режим роботи обладнання об’єктів електроенергетики для комплексної перевірки роботоспроможності обладнання, параметрів та показників його роботи в експлуатаційних умовах, оцінки впливів обладнання та конфігурації мережі, що випробовується, на роботу ОЕС України та Користувачів;

випробування електроустановок постачальника допоміжних послуг (ПДП) (потенційних ПДП) - випробування, що проводиться з метою підтвердження відповідності кількісних та якісних технічних характеристик роботи обладнання ПДП (потенційних ПДП) вимогам цього Кодексу та інших нормативно-технічних документів щодо надання відповідних допоміжних послуг;

вихідні дані для розробки техніко-економічного обґрунтування вибору схеми приєднання електроустановки - актуальні на час звернення Замовника характеристики та завантаження елементів системи передачі (по елементах) з урахуванням резерву потужності за укладеними договорами про приєднання, що мають істотне значення для визначення точки/точок забезпечення потужності з урахуванням замовленої категорійності з надійності електропостачання;

відключення електроустановки - одноразова дія (технологічна операція), яка виконується автоматичним або ручним способом штатними пристроями (вимикач, роз’єднувач) електричної мережі або електроустановки шляхом роз’єднання сусідніх елементів цієї мережі (установки) без порушення її технологічної цілісності, спрямована на знеструмлення електроустановки;

відповідні Оператори - ОСП та/або ОСР, до системи якого приєднані або будуть приєднані генеруюча одиниця та/або УЗЕ, об’єкт енергоспоживання, у тому числі з УЗЕ, електрична розподільна мережа чи система ПСВН;

( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

відповідність (достатність) генеруючих потужностей - здатність енергосистеми безперервно задовольняти попит на електричну енергію, з параметрами відповідної якості, та потужність з урахуванням запланованих та незапланованих відключень елементів енергосистеми;

відповідність (достатність) пропускної спроможності системи передачі - здатність системи передачі забезпечити передачу електричної енергії з параметрами відповідної якості з вузлів виробництва електричної енергії до вузлів споживання електричної енергії;

відхилення частоти - різниця між фактичною та номінальною частотою синхронної області, яка може бути негативною або позитивною;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з № 1848 від 27.12.2022 )

внутрішня аварійна ситуація - аварійна ситуація, яка виникла в області регулювання ОСП, включаючи міждержавні лінії електропередачі;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом двадцять п’ятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

врегулювання небалансів - узгоджений між ОСП процес, що дозволяє уникнути одночасної активації РВЧ у протилежних напрямках, враховуючи відповідні АСЕ і активований РВЧ, шляхом коригування вхідних даних процесу вторинного регулювання;

генеруючий об’єкт - об’єкт, який призначений для перетворення первинної енергії в електричну енергію і який складається з однієї або більше генеруючих одиниць, приєднаних до електричної мережі в одній або більше точках приєднання;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом двадцять сьомим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

генеруюча одиниця - синхронна генеруюча одиниця або одиниця енергоцентру, а також електростанція неблочного типу або електростанція блочного типу, на якій встановлена потужність найбільшого енергоблока не перевищує 20 МВт;

графік P-Q - характеристика, що описує здатність до вироблення реактивної потужності генеруючою одиницею у рамках зміни активної потужності в точці приєднання;

графік U-Q/Pmax - профіль, що представляє здатність до вироблення реактивної потужності генеруючою одиницею або системою ПСВН у функції зміни напруги в точці приєднання;

демпфірування коливань потужності - зменшення впливу електромеханічних перехідних процесів, пов’язаних з рухом роторів електричних машин, спричинених порушенням балансу між механічним моментом на валу машини та електромеханічним моментом;

джерело потужності - генеруючі потужності, УЗЕ та/або заходи управління попитом, які можуть забезпечити покриття попиту на електричну енергію;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

договір про приєднання до системи передачі (договір про приєднання) - письмова домовленість сторін, яка визначає зміст та регулює правовідносини між сторонами у процесі приєднання електроустановок Замовника до системи передачі;

дозвіл на підключення остаточний (ДПО) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором на підставі укладених договорів власнику об’єкта електроенергетики, УЗЕ про надання дозволу на підключення його електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) до електричних мереж відповідного Оператора за умови, що такі електроустановки або їх черги будівництва (пускові комплекси) відповідають технічним умовам і вимогам цього Кодексу та визначені відповідними договорами;

дозвіл на подачу напруги (ДПН) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором власникам генеруючого об’єкта, або об’єкта енергоспоживання, УЗЕ, ОСР або власнику системи ПСВН перед поданням напруги в їхню внутрішню мережу;

( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1234 від 30.09.2022 )

експлуатація обладнання (виробу, системи) - частина життєвого циклу обладнання, на якому реалізується, підтримується та відновлюється його якість, та який включає використання за призначенням, технічне обслуговування, ремонт, транспортування і зберігання від моменту його виготовлення до моменту виведення з експлуатації;

електричне відхилення часу - різниця в часі між синхронним часом і всесвітнім скоординованим часом;

електроустановки інженерного (зовнішнього) забезпечення - електричні мережі (об’єкти), збудовані, реконструйовані чи технічно переоснащені від точки забезпечення потужності до точки приєднання об’єкта Замовника;

еталонний інцидент - максимальне додатне або від’ємне відхилення потужності, що виникає миттєво між виробництвом та споживанням у синхронній області, яке враховується при визначенні параметрів РПЧ;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом тридцять дев’ятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

енергетична безпека - стан електроенергетики, який гарантує технічно та економічно безпечне задоволення поточних і перспективних потреб споживачів в енергії в необхідному обсязі та належної якості у звичайних умовах, а також під час дії надзвичайних ситуацій внутрішнього чи зовнішнього характеру;

живучість енергосистеми - здатність енергосистеми зберігати обмежену працездатність в аварійних ситуаціях, протистояти аварійним ситуаціям виняткового типу та забезпечувати їх ліквідацію і відновлення енергопостачання споживачів;

( Абзац сорок перший пункту 1.4 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

Замовник - фізична особа, у тому числі фізична особа-підприємець, або юридична особа, яка письмово повідомила ОСП про намір приєднати до системи передачі збудовані, реконструйовані чи технічно переоснащені електроустановки, що призначаються для виробництва або перетворення чи розподілу, або споживання електричної енергії, або зберігання енергії;

замовник послуги з приєднання індустріального парку - ініціатор створення індустріального парку або керуюча компанія, які мають намір укласти договір про приєднання з ОСР або ОСП;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 493 від 17.05.2022 )

замовник послуги з приєднання МСР - юридична особа, яка має намір укласти з ОСР або ОСП договір про приєднання та здійснити будівництво електричних мереж, що за критеріями відповідатимуть Кодексу систем розподілу, затвердженому постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 310, з подальшим їх внесенням до реєстру малих систем розподілу (далі - реєстр МСР);

звичайна аварійна ситуація - виникнення аварійної ситуації в одному елементі енергосистеми (енерговузлі);

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом сорок п’ятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

зміна технічних параметрів - збільшення або зменшення величини дозволеної до використання потужності електроустановки об’єкта, підвищення рівня надійності електрозабезпечення електроустановки, зміна ступеня напруги та/або зміна схеми живлення електроустановки Замовника, що здійснюється з його ініціативи згідно з встановленими правилами;

значний Користувач - Користувач, електроустановки якого, знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП;

зовнішня аварійна ситуація - аварійна ситуація, яка виникла поза областю регулювання ОСП, виключаючи міждержавні лінії електропередачі, і яка має суттєвий вплив на область регулювання ОСП;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом сорок восьмим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

ізольований (острівний) режим роботи - незалежна робота всієї або частини енергосистеми, що ізольована внаслідок від’єднання від об'єднаної енергосистеми, та має принаймні одну генеруючу одиницю, УЗЕ або систему ПСВН, що видає потужність в електричну мережу цієї енергосистеми та регулює частоту та напругу;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

коефіцієнт потужності - відношення абсолютного значення активної потужності до повної потужності;

контрольний вимір - система заходів, що забезпечує одночасне (у почасовому вимірі) отримання показів активної та реактивної потужності окремих Користувачів, потужності в окремих вузлах системи передачі та рівнів напруги в характерних точках, а також інших даних щодо схеми електрозабезпечення Користувачів та режиму роботи обладнання;

концентрована енергосистема - енергосистема, у межах якої приймається припущення про відсутність обмежень щодо можливості передачі по ЛЕП електричної енергії споживачам;

коригувальна дія - будь-який захід, вжитий ОСП з метою підтримання операційної безпеки. Зокрема, коригувальні дії використовуються для виконання критерію N-1 і підтримки меж операційної безпеки;

користувач системи передачі (Користувач) - фізична особа, у тому числі фізична особа-підприємець, або юридична особа, яка відпускає або приймає електричну енергію до/з системи передачі, у тому числі здійснює зберігання енергії, або використовує систему передачі для передачі електричної енергії;

країна ІТС механізму - держава, оператор системи передачі якої приєднався до Договору ІТС;

країна периметру - суміжна держава, до/з системи передачі якої здійснюється перетікання електричної енергії з/до системи передачі України, та оператор системи передачі (або суб’єкт господарювання, що виконує функції оператора системи передачі) якої не приєднався до Договору ІТС;

критерій очікуваної втрати навантаження (LOLE) - очікувана (ймовірна) кількість годин, упродовж яких наявні джерела потужності є недостатніми для покриття попиту на електричну енергію, у результаті чого в області регулювання у відповідний період часу утворюється позитивне значення ENS;

( Абзац п ункту 1.4 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

критерій очікуваної недопоставленої електричної енергії (EENS) - очікувана величина ENS (МВт•год);

( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

критерій N-1 - правило, згідно з яким елементи, що залишаються в роботі в області регулювання ОСП після настання аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, мають бути здатні адаптуватися до нового робочого режиму, не перевищуючи межі операційної безпеки;

критична інфраструктура - сукупність об’єктів системи передачі або її частини, що входять до складу ОЕС України, та є необхідними для забезпечення життєво важливих для суспільства функцій, охорони здоров’я, безпеки та добробуту населення, виведення з ладу або руйнування яких матиме суттєвий вплив на національну безпеку та оборону, навколишнє природне середовище та може призвести до значних фінансових збитків і людських жертв;

лавиноподібне падіння напруги (в енергосистемі) - стрімке зниження напруги внаслідок порушення статичної стійкості енергосистеми та зростання дефіциту реактивної потужності;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом шістдесят першим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

максимальна потужність відбору УЗЕ (Pmax.відб. ) - максимальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відбір електричної енергії;

максимальна потужність відпуску УЗЕ (Pmax.вп. ) - максимальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск електричної енергії;

максимальна пропускна здатність ПСВН за активною потужністю (Pmax) - максимальна безперервна активна потужність, якою система ПСВН може обмінюватися з мережею в кожній точці приєднання за погодженням між відповідним Оператором і власником системи ПСВН;

максимальний струм системи ПСВН - найвищий фазний струм, пов’язаний з робочою точкою всередині графіка U-Q/Pmax перетворювальної підстанції ПСВН в умовах максимальної пропускної здатності ПСВН за активною потужністю;

межа балансової належності - це лінія майнового поділу електричних мереж між юридичними сторонами, позначена на схемі електричних мереж і зафіксована спільним актом розмежування балансової належності (господарського відання) та/або експлуатаційної відповідальності між сторонами;

межі операційної безпеки - гранично допустимі показники параметрів роботи ОЕС України та її окремих складових частин (електричні станції, УЗЕ, система передачі та системи розподілу), такі як межі термічної стійкості, рівнів напруги, струму короткого замикання, частоти, статичної та динамічної стійкості, що відрізняють надзвичайні ситуації від нормальних режимів її функціонування;

межі стійкості - допустимі межі для роботи системи передачі, за яких дотримуються межі стабільності напруги, стійкості кута вибігу ротора та стабільності частоти;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом шістдесят восьмим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

мертва зона частотної характеристики - інтервал, який навмисне використовується, щоб зробити регулювання частоти нечутливим;

механізм компенсації між операторами систем передачі (далі - ITC механізм) - механізм компенсації витрат, понесених сторонами ITC механізму внаслідок прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії національними системами передачі, функціонування якого забезпечується ENTSO-E на підставі Договору ІТС;

мінімальна потужність відбору УЗЕ (Pmin.відб. ) - мінімальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відбір електричної енергії;

мінімальна потужність відпуску УЗЕ (Pmin.вп. ) - мінімальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск електричної енергії;

мінімальна пропускна здатність ПСВН за активною потужністю (Pmin) - мінімальна безперервна активна потужність, якою система ПСВН може обмінюватися з мережею в кожній точці приєднання за погодженням між відповідним Оператором і власником системи ПСВН;

мінімальний рівень регулювання - мінімальна активна потужність, зазначена в договорі про приєднання або визначена за погодженням між відповідним Оператором і власником генеруючого об’єкта, до якої генеруюча одиниця та/або УЗЕ може регулювати активну потужність;

мінімальний технічний рівень навантаження генеруючої одиниці - мінімальна потужність, на якій здатна стабільно працювати генеруюча одиниця;

надійність - властивість об’єкта зберігати в часі та у встановлених межах значення всіх параметрів, що характеризують здатність виконувати необхідні функції в заданих режимах і умовах експлуатації, технічного обслуговування, зберігання і транспортування;

недопоставлена електрична енергія (ENS) - обсяг попиту на електричну енергію (МВт•год), що не забезпечений наявними джерелами потужності в області регулювання у відповідному періоді часу;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

непередбачена (або не врахована) аварійна ситуація (out-of-range) - одночасне виникнення кількох аварійних ситуацій без загальної причини або відключення генеруючих одиниць із загальною втратою генеруючої потужності, обсяг якої перевищує величину еталонного інциденту;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом сімдесят восьмим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

нечутливість частотної характеристики - притаманна особливість системи регулювання, визначена як мінімальна величина зміни частоти або вхідного сигналу, що призводить до зміни вихідної потужності або вихідного сигналу;

номінальна (встановлена) потужність УЗЕ (P nom.) - максимальна довготривала активна потужність, визначена заводом-виробником, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск або відбір електричної енергії;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

нормальний режим роботи - режим, коли система знаходиться в межах операційної безпеки в ситуації N та після виникнення ситуації з переліку аварійних ситуацій, беручи до уваги наслідки наявних коригувальних дій;

( Абзац вісімдесят перший пункту 1.4 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

об’єкти диспетчеризації - обладнання електроустановок об’єктів електроенергетики, УЗЕ або об’єктів енергоспоживання, у тому числі пристрої релейного захисту та протиаварійної автоматики (РЗ та ПА), елементи системи автоматичного регулювання частоти та потужності, автоматизованої системи диспетчерського управління (АСДУ), засоби диспетчерського та технологічного управління (ЗДТУ) тощо, яке перебуває в оперативному підпорядкуванні диспетчерського персоналу;

( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021, № 1234 від 30.09.2022 )

область моніторингу - частина синхронної області або вся синхронна область, фізично відділена точками вимірювання на міждержавних перетинах від інших областей моніторингу, якою керує один або кілька ОСП, які виконують зобов’язання області моніторингу;

область регулювання - частина синхронної області або вся синхронна область, фізично відмежована точками вимірювання на міждержавних перетинах від інших областей регулювання, якою керує один або кілька ОСП, які виконують зобов’язання з регулювання частоти та потужності;

область спостереження - власна система передачі ОСП та відповідні частини систем розподілу та суміжних систем передачі, на яких ОСП здійснює моніторинг та моделювання в режимі реального часу для підтримки операційної безпеки в його області регулювання, включаючи міждержавні лінії;

обмежена по енергоємності УЗЕ - УЗЕ, що забезпечує повний обсяг РПЧ у випадку повної безперервної активації протягом 2 годин у позитивному чи негативному напрямі, що призведе до обмеження її здатності забезпечити повну активацію РПЧ через виснаження її енергоємності з урахуванням початкового стану використання енергоємності;

обмежений дозвіл на підключення (ОДП) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором на підставі укладених договорів власнику об'єкта електроенергетики, УЗЕ, електроустановки або черги будівництва (пускові комплекси) якого/якої раніше досягли статусу ДПО, але на теперішній час втратили функціональність і не відповідають окремим вимогам та мають пройти реконструкцію/переобладнання і підтвердити дотримання відповідних технічних умов і вимог цього Кодексу та визначених відповідними договорами;

обмін резервами - можливість доступу ОСП до резерву потужності, підключеного до іншої області/блоку регулювання чи синхронної області, для виконання своїх вимог щодо резерву, що випливають з його власного процесу розрахунку РПЧ, РВЧ або резерву заміщення, коли резерв потужності є зобов’язанням виключно цього ОСП, та не враховуються іншими ОСП для виконання їх вимог з резерву, що випливають з їх відповідних процесів розрахунку резерву;

одиниця енергоцентру - енергоблок або сукупність енергоблоків, які або несинхронно приєднані до мережі, або приєднані через силову електроніку, і мають єдину точку приєднання до магістральних мереж, розподільних мереж, включаючи одиницю енергоцентру, приєднану до системи ПСВН;

оперативна команда - команда оперативного персоналу в межах своїх повноважень щодо виконання конкретних дій з управління технологічними режимами роботи ОЕС України та/або зміни оперативного стану об’єктів диспетчеризації;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

оперативне відання - категорія диспетчерського управління об’єктом диспетчеризації, а також настроювання пристроїв РЗ та ПА, АСДУ, ЗДТУ, коли проведення технологічних операцій щодо зміни його стану та режиму роботи здійснюється з дозволу оперативного працівника відповідного рівня, в оперативному віданні якого перебуває цей об’єкт диспетчеризації;

оперативне підпорядкування - оперативне управління чи оперативне відання;

оперативне розпорядження - письмове розпорядження керівників усіх рівнів організаційної структури диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, яке надане з метою забезпечення операційної безпеки, щодо зміни режимів роботи ОЕС України та оперативного стану об’єктів диспетчеризації або внесення змін до оперативної документації;

оперативне управління - категорія диспетчерського управління об’єктом диспетчеризації, коли проведення технологічних операцій щодо зміни його стану та режиму роботи здійснюється безпосередньо оперативним персоналом, в оперативному управлінні якого перебуває цей об’єкт диспетчеризації, або за його оперативними командами та розпорядженнями підпорядкованим персоналом і потребує координації дій підпорядкованого оперативного персоналу та узгодження їх дій на декількох об’єктах;

оперативно-технологічне управління ОЕС України - побудована за ієрархічною структурою система контролю параметрів та режимів роботи енергосистеми в цілому та обладнання кожного енергетичного об’єкта, що входить до її складу, у процесі виробництва, передачі, розподілу електричної енергії та зберігання енергії з метою управління цими процесами для підтримання заданих параметрів та режимів роботи шляхом реалізації комплексу дій, направлених на зміну технологічних режимів та/або оперативного стану обладнання енергооб’єктів, що складається з прийняття рішення, підготовки та надання оперативних команд та розпоряджень і контролю за їх виконанням;

операційна угода блоку регулювання/синхронної області - багатостороння угода між усіма ОСП блоку регулювання/синхронної області, якщо блоком регулювання/енергосистемами синхронної області керує більше ніж один ОСП (якщо блоком регулювання керує один ОСП операційна угода означає операційну методику блоку регулювання, яку ОСП приймає в односторонньому порядку);

орган з оцінки відповідності вимогам Кодексу системи передачі (орган з оцінки відповідності) - підприємство, установа, організація чи їх структурний підрозділ, що здійснює діяльність з перевірки відповідності електроустановок Користувачів системи передачі/розподілу вимогам цього Кодексу, у тому числі шляхом проведення відповідних випробувань;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ) ( Абзац сімдесят дев’ятий пункту 1.4 глави 1 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 )

оцінка відповідності (достатності) генеруючих потужностей - визначення можливості виконання вимог щодо балансової надійності ОЕС України при заданих джерелах потужності або при їх формуванні з урахуванням пропускної спроможності електричних мереж та можливості їх розвитку;

( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 1318 від 18.10.2022 )

оцінка динамічної стійкості - оцінювання операційної безпеки з точки зору динамічної стійкості;

перевірка ПДП (потенційного ПДП) - процес підтвердження відповідності ПДП (потенційного ПДП) та його електроустановок технічним та організаційним вимогам цього Кодексу та інших нормативних документів у частині спроможності до надання допоміжних послуг;

передаварійний режим - режим, коли система знаходиться в межах операційної безпеки, але було виявлено ситуацію, у разі поширення якої наявних коригувальних заходів недостатньо для збереження нормального режиму;

перелік аварійних ситуацій - перелік аварійних ситуацій для моделювання з метою перевірки дотримання меж операційної безпеки;

перетворювальна підстанція ПСВН - частина системи ПСВН, яка складається з одного чи кількох агрегатів перетворювача ПСВН, установлених в одному місці разом із будівлями, реакторами, фільтрами, пристроями реактивної потужності, контрольним, моніторинговим, захисним, вимірювальним і допоміжним обладнанням;

перетин (в електричній мережі) - сукупність декількох мережевих елементів внутрішньосистемних або міжсистемних ліній електропередачі, вимкнення яких призводить до повного розділення енергосистеми на частини та/або відокремлення ОЕС України від інших енергосистем;

перехідні припустимі перевантаження - тимчасові перевантаження елементів системи передачі, що дозволяються впродовж обмеженого періоду часу і які не викликають фізичного пошкодження елементів системи передачі й обладнання доти, доки не перевищується визначена тривалість і порогові значення;

підключення - виконання комплексу організаційно-технічних заходів з первинної подачі напруги на електроустановку Замовника згідно з проєктною схемою;

підтвердження кваліфікації - процедура визначення відповідності професійних знань, умінь і навичок працівників установленим законодавством вимогам і посадовим обов’язкам, проведення оцінки їх професійного рівня шляхом атестації;

План відновлення - підсумковий звід всіх технічних і організаційних заходів, що мають бути вжиті для відновлення системи до нормального режиму;

План захисту енергосистеми - підсумковий звід усіх технічних і організаційних заходів, що мають бути вжиті для запобігання поширенню або загостренню технологічних порушень в енергосистемі, з метою уникнення переходу системи передачі у широкомасштабний стан та режим системної аварії;

( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

повна енергоємність УЗЕ - кількість електроенергії, яку УЗЕ може відпустити в мережу від часу, коли вона перебуває у стані повного заряду, до стану повного розряду;

помилка області регулювання - сума помилок регулювання потужністю (Дельта P), що являють собою різницю в реальному часі між виміряною фактичною (P) і плановою (Рпл ) величинами обміну потужності конкретної області/блоку регулювання, та помилок регулювання частоти (К·Дельта f), що являють собою добуток K-фактора і відхилення частоти цієї конкретної області/блоку регулювання, де помилка області регулювання дорівнює Дельта P + K·Дельта f;

( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 1546 від 16.09.2021 )

попит на електричну енергію - сумарне споживання електричної енергії ОЕС України у кожний момент часу (з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричній мережі);

( Пункту 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

потужність, замовлена до приєднання - потужність у точці приєднання, заявлена Замовником виходячи із його потреб, яка забезпечується за договором приєднання;

приєднання електроустановки до системи передачі - це послуга, яка надається ОСП на підставі договору про приєднання, зі створення Користувачу/Замовнику технічної можливості для надійної передачі та/або прийняття його електроустановками в місці приєднання потужності та електричної енергії необхідного обсягу і якості;

причетний ОСП - ОСП, для якого інформація про обмін резервами та/або спільне використання резервів, та/або процес взаємозаліку небалансів, та/або процес транскордонної активації необхідна для аналізу та підтримання операційної безпеки;

пропускна спроможність - фізична величина обсягу електричної енергії з параметрами відповідної якості та потужності, яку можна передати через відповідний перетин (внутрішній або міждержавний) електричної мережі ОЕС України у відповідному напрямку та у відповідний період часу за умови забезпечення безпечного та надійного функціонування енергосистеми;

протиаварійні заходи - технічні, технологічні та/або організаційні дії із запобігання виникненню і розвитку технологічних порушень, мінімізації негативних наслідків від них та їх шкідливого впливу на людей і навколишнє природне середовище;

регулювання активної потужності за рахунок управління попитом - зміна активної потужності споживання об’єкта енергоспоживання та/або потужності відбору УЗЕ, який доступний для управління ОСП;

регулювання реактивної потужності за рахунок управління попитом - зміна реактивної потужності об’єкта енергоспоживання, зміна режиму роботи УЗЕ або використання пристроїв компенсації реактивної потужності на об’єкті енергоспоживання, зміна режиму роботи УЗЕ системи розподілу, що доступні для управління ОСП;

регулювання частоти - здатність генеруючої одиниці, УЗЕ або системи ПСВН до регулювання своєї вихідної активної потужності у відповідь на виміряне відхилення частоти в енергосистемі від уставки з метою підтримання стабільної частоти в енергосистемі;

режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSMU) - робочий режим генеруючої одиниці, УЗЕ або високовольтної системи ПСВН, який призводить до збільшення вихідної активної потужності у відповідь на зміну частоти в енергосистемі нижче певного значення, яке відрізняється від номінального значення;

режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSMO) - робочий режим генеруючої одиниці, УЗЕ або системи ПСВН, який призводить до зменшення вихідної активної потужності у відповідь на зміну частоти в енергосистемі вище певного значення, яке відрізняється від номінального значення;

режим нормованого первинного регулювання частоти (частотно-чутливий режим) (FSM) - робочий режим генеруючої одиниці, УЗЕ або системи ПСВН, за яким вихідна активна потужність змінюється або змінюється режим роботи УЗЕ у відповідь на відхилення частоти від номінального значення в енергосистемі таким чином, що це допомагає відновленню цього номінального значення частоти;

режим синхронного компенсатора - робота генератора змінного струму без первинного двигуна з метою регулювання напруги динамічним виробленням або поглинанням реактивної потужності;

режим системи - робочий режим системи передачі по відношенню до меж операційної безпеки, який може бути нормальним, передаварійним, аварійним, системної аварії, а також відновлення;

резерв відновлення частоти - резерви активної потужності, наявні для відновлення частоти системи до номінальної частоти та, для синхронної області, що складається більше ніж з однієї області регулювання, для відновлення балансу потужності до планових обсягів;

резерв заміщення - резерви активної потужності, наявні для відновлення або підтримання належного рівня РВЧ, для готовності до додаткового небалансу системи, включаючи оперативні резерви;

резерв підтримки частоти - резерви активної потужності, наявні для регулювання частоти після виникнення небалансу;

резерв потужності (пропускної спроможності) електричних мереж (резерв потужності лінії електропередачі, трансформатора тощо) - різниця між потужністю, передачу якої можуть забезпечити елементи електричної мережі у відповідному місці і у відповідний період часу, та найбільшою величиною потужності, що використовується в цей період часу, з урахуванням дозволеної потужності інших Користувачів та потужності, замовленої до приєднання у відповідному місці;

стан заряду УЗЕ - обсяг електроенергії, який може відпустити в мережу УЗЕ, у відсотках від повної ємності (0 % - розряджений (не здатний відпускати електричну енергію в мережу); 100 % - повністю заряджений);

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

робота на власні потреби - режим роботи, який забезпечує продовження живлення навантаження власних потреб генеруючого об’єкта у разі технологічних порушень у роботі електричної мережі, що закінчуються відімкненням генеруючих одиниць від мережі та їхнім перемиканням на свої власні потреби;

роботоспроможність - стан електроустановки (обладнання електроустановки), за якого вона здатна виконувати задану функцію з параметрами, встановленими вимогами технічної документації;

розрахунковий небаланс - найбільший миттєвий очікуваний небаланс активної потужності в межах блоку регулювання як в позитивному, так і в негативному напрямку;

сертифікат відповідності - документ, виданий органом з оцінки відповідності вимогам цього Кодексу для устаткування, що використовується генеруючою одиницею, УЗЕ, електроустановкою споживача, розподільною електричною мережею, об’єктом енергоспоживання або системою ПСВН. У сертифікаті відповідності визначається сфера його дії на національному рівні. Для цілей заміни окремих частин процесу контролю відповідності сертифікат відповідності обладнання може містити моделі, що були перевірені на основі фактичних результатів випробувань;

( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

синхронна генеруюча одиниця - неподільний набір установок (енергоблок), що можуть виробляти електричну енергію таким чином, щоб частота генерованої напруги, швидкість обертання ротора генератора і частота напруги мережі перебували у постійному співвідношенні (синхронізм);

синхронна область - область, охоплена синхронно об’єднаними енергосистемами інших держав;

синхронний час - фіктивний час, що базується на частоті системи в синхронній зоні, один раз установлений на універсальний скоординований астрономічний час UTC і з тактовою частотою 50 Гц;

система - сукупність елементів, що знаходяться у взаємодії та зв’язках один з одним і створюють відповідну цілісність, організовану для досягнення однієї або кількох поставлених цілей;

система постійного струму високої напруги (система ПСВН) - електроенергетична система, яка передає енергію у вигляді постійного струму високої напруги між двома або більше шинами змінного струму (ЗС) і складається щонайменше з двох перетворювальних підстанцій ПСВН із передавальними лініями чи кабелями постійного струму між цими перетворювальними підстанціями ПСВН;

система регулювання збудження - система регулювання зі зворотним зв’язком, яка включає синхронну машину та її систему збудження;

системні випробування - випробування, які ОСП виконує одноосібно на об’єкті системи передачі або разом хоча б з одним Користувачем на об’єкті Користувача;

ситуація N - ситуація, за якої жодний елемент системи передачі не є недоступним через пошкодження;

спеціальна схема захисту - набір скоординованих і автоматичних заходів, розроблених для забезпечення швидкодійної реакції на порушення режиму і запобігання поширенню збурення через систему передачі;

спільне використання резервів - спосіб, у який декілька ОСП враховують одночасно один і той самий обсяг РПЧ, РВЧ або РЗ для виконання своїх спільних зобов’язань щодо резервів, що випливають з їх відповідних процесів розрахунку резерву. Таким чином, зобов’язання щодо обсягу резерву кожного з ОСП зменшуються шляхом розподілу між ОСП, які залучені до процесу спільного використання резервів;

ставка плати за послуги з передачі електричної енергії до/з країн периметру - розмір плати за користування системою передачі для країн периметру (perimeter fee), що забезпечує відшкодування оператору системи передачі витрат за користування системою передачі у разі експорту/імпорту до/з країн периметру. Ставка плати є фіксованою та щорічно розраховується ENTSO-E в євро/МВт•год відповідно до Регламенту комісії (ЄС) № 838/2010від 23 вересня 2010 року;

статизм, s (сігма ) - відношення між відхиленням частоти у сталому стані і відхиленням вихідної активної потужності у сталому стані, виражене у відсотках (приведене до значень номінальної частоти та потужності відповідно);

стійкість енергосистеми динамічна - здатність енергосистеми повертатися до усталеного режиму роботи без асинхронного режиму після значних збурень, за яких зміни параметрів режиму прирівнюються до їх середніх значень, та передбачає стійкість кута вибігу ротора, стабільність частоти і стабільність напруги;

стійкість енергосистеми статична - здатність енергосистеми повертатися до усталеного режиму роботи без порушення синхронізму після малих збурень, за яких зміни параметрів режиму є дуже малими у порівнянні з їх середніми значеннями;

сторона ІТС механізму - оператор системи передачі, який приєднався до Договору ІТС;

структура генеруючих потужностей - розподіл генеруючих потужностей за типами технологій виробництва електричної енергії, що розміщені на електростанціях, що працюють у складі ОЕС України і забезпечують покриття попиту на електричну енергію;

( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

схема електрозабезпечення - однолінійна схема від точки забезпечення потужності до розподільних пристроїв на об’єкті Замовника з позначенням точки приєднання, меж балансової належності власників електричних мереж, переліку елементів електричних мереж, що належать різним власникам;

схема захисту системи - набір скоординованих і автоматичних заходів, розроблених для забезпечення швидкодійної реакції на порушення режиму і запобігання поширенню збурення у системі передачі;

техніко-економічне обґрунтування (ТЕО) - обґрунтування вибору схеми приєднання об’єкта, що розробляється Замовником у випадках, визначених цим Кодексом;

технічне обслуговування - комплекс робіт, спрямованих на підтримання роботоспроможності та запобігання передчасному спрацюванню елементів обладнання під час використання його за призначенням, перебування у резерві чи зберіганні, а також під час транспортування;

технічні умови на приєднання - комплекс умов та вимог до інженерного забезпечення об’єкта Замовника, заявленого до приєднання до електричних мереж, що повинні відповідати його розрахунковим технічним і технологічним параметрам та меті приєднання (виробництво, розподіл, споживання електричної енергії, зберігання енергії), та є невід’ємним додатком до договору про приєднання;

( Абзац пункту 1.4 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 1234 від 30.09.2022 )

технологічне порушення - порушення в роботі обладнання, об’єкта електроенергетики чи енергосистеми в цілому, яке супроводжується відхиленням хоча б одного з експлуатаційних параметрів від граничнодопустимих значень, що призвело або може призвести до зниження надійності роботи, несправності, виходу з ладу обладнання, зниження параметрів якості та/або припинення електропостачання або створити загрозу життю та здоров’ю людей чи завдати шкоди навколишньому природному середовищу, або несправність (відмова в роботі) обладнання із зазначеними наслідками, яке відбулося внаслідок технічних причин або в результаті дій (у тому числі помилкових) персоналу;

тимчасовий дозвіл на підключення (ТДП) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором на підставі укладених договорів власнику об'єкта електроенергетики, УЗЕ про надання тимчасового доступу його об'єкта електроенергетики, УЗЕ до електричних мереж відповідного Оператора та підключення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) цього об'єкта електроенергетики, УЗЕ впродовж обмеженого проміжку часу, та проведення додаткової перевірки на відповідність, щоб забезпечити дотримання відповідних технічних умов і вимог цього Кодексу та визначених відповідними договорами;

точка забезпечення потужності (замовленої до приєднання) - місце (точка) в існуючих електричних мережах ОСП, від якого він забезпечує розвиток електричних мереж з метою приєднання електроустановки Замовника відповідної потужності або приєднання генеруючої потужності;

точка приєднання - стиковий вузол, в якому генеруюча одиниця, УЗЕ, об’єкт енергоспоживання, електрична розподільна мережа чи система ПСВН приєднані до системи передачі, системи розподілу, включаючи системи ПСВН, як це визначено в договорі про приєднання;

точка приєднання ПСВН - точка, в якій обладнання ПСВН з’єднано з мережею ЗС і щодо якої можуть видаватися технічні умови, що впливають на характеристики обладнання;

установка зберігання енергії, яка є повністю інтегрованим елементом мережі ОСП, - електроустановка, яка використовується виключно з метою забезпечення ефективного, безпечного та надійного функціонування системи передачі і не використовується для балансування або управління перевантаженнями, купівлі та/або продажу електричної енергії на ринку електричної енергії чи для надання послуг з балансування та/або допоміжних послуг;

фонд ІТС - фонд, утворений ENTSO-E для компенсації витрат, понесених сторонами ITC механізму внаслідок прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії системами передачі Сторін ІТС, у тому числі витрат, понесених ними при наданні доступу до відповідних систем передачі;

час повної активації аРВЧ - період часу між встановленим за допомогою контролера (ЦР) новим обсягом уставки та відповідною активацією або деактивацією аРВЧ;

час повної активації РПЧ - період часу між виникненням розрахункового небалансу та відповідним часом повної активації РПЧ;

час повної активації рРВЧ - період часу між зміною уставки за оперативною командою ОСП та відповідною активацією або деактивацією рРВЧ;

швидке підживлення КЗ струмом - струм, що подається одиницею енергоцентру або системою ПСВН упродовж і після відхилення напруги, викликаного електричним КЗ, із метою виявлення такого КЗ системами РЗ електричних мереж на його початковій стадії, підтримання напруги мережі на пізнішому етапі КЗ і відновлення напруги мережі після усунення КЗ;

широкомасштабний стан - виникнення такого передаварійного режиму або аварійного режиму, або режиму системної аварії, коли існує ризик його поширення на суміжні системи передачі;

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом сто шістдесят сьомим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

штучна інерція - здатність одиниці енергоцентру, УЗЕ або системи ПСВН, які підключені через інверторне обладнання, забезпечувати паралельну роботу з ОЕС України з відтворенням ефекту інерції синхронної генеруючої одиниці до встановленого рівня;

якість електричної енергії - сукупність властивостей електричної енергії відповідно до встановлених стандартів, які визначають ступінь її придатності для використання за призначенням;

FACTS пристрої (гнучкі системи передачі змінного струму) - обладнання для передачі електроенергії змінного струму, яке забезпечує керування параметрами систем змінного струму та підвищення можливості передачі активної потужності.

( Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

1.5. Інші терміни, що використовуються у цьому Кодексі, вживаються у значеннях, наведених у законах України "Про ринок електричної енергії", "Про індустріальні парки", "Про регулювання містобудівної діяльності", "Про архітектурну діяльність", "Про альтернативні джерела енергії", Правилах ринку, затверджених постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 307, Кодексі систем розподілу, затвердженому постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 310, та Правилах роздрібного ринку електричної енергії, затверджених постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 312.

( Пункт 1.5 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 493 від 17.05.2022, № 1763 від 29.09.2023, № 2649 від 29.12.2023 )

1.6. Терміни атестація працівників, підвищення кваліфікації працівників, професійне навчання працівників вживаються у значеннях, наведених у Законі України "Про професійний розвиток працівників".

1.7. Скорочення, що застосовуються у цьому Кодексі, мають такі значення:

ENTSO-E - Європейська мережа ОСП;

FSM - частотно чутливий режим;

LFSM-O - режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота;

LFSM-U - режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота;

POD (power oscillation damping) - демпфірування коливань потужності;

( Пункт 1.7 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом шостим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

PSS - функція стабілізатора енергосистеми;

SCADA - комплекс дистанційного управління та збору даних;

АПВ - автоматичне повторне включення;

( Пункт 1.7 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

АРЗ - автоматичне регулювання збудження;

АРНТ - автоматичний регулятор напруги трансформатора;

АСЕ - помилка області регулювання;

( Абзац пункту 1.7 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

АСУ ТП - автоматична система управління технологічними процесами;

АЧР - автоматичне частотне розвантаження;

АСДУ - автоматизована система диспетчерського управління;

ВДЕ - відновлювані джерела енергії;

ВЕС - вітрова електростанція;

в. о. - відносні одиниці;

ДП - допоміжні послуги;

ЗДТУ - засоби диспетчерського та технологічного управління;

КЗ - коротке замикання;

МСР - мала система розподілу;

( Пункт 1.7 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 493 від 17.05.2022 )

ЛЕП - лінія електропередачі;

ОМСР - оператор малої системи розподілу;

ОСП - оператор системи передачі;

ОСР - оператор системи розподілу;

ОУЗЕ - оператор установки зберігання енергії;

( Пункт 1.7 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом двадцять сьомим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

ПДП - постачальник допоміжних послуг;

ПСВН - постійний струм високої напруги;

ППЧ - процес підтримки частоти;

ПВЧ - процес відновлення частоти;

ПЗР - процес заміщення резервів;

РПЧ - резерв підтримки частоти;

РВЧ - резерв відновлення частоти;

аРВЧ - автоматичний резерв відновлення частоти;

рРВЧ - ручний резерв відновлення частоти;

РЗ - резерв заміщення;

САВН - спеціальна автоматика відключення навантаження;

САРЧП - системи автоматичного регулювання частоти та потужності;

СЕС - сонячна електростанція;

СК - синхронний компенсатор;

( Абзац сорок другий пункту 1.7 глави 1 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

СЧХ - статична частотна характеристика;

( Абзац сорок третій пункту 1.7 глави 1 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

ТПР - трансформатор поперечного регулювання;

УЗЕ - установка зберігання енергії;

( Пункт 1.7 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом сорок четвертим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

ЦР - центральний регулятор;

ЧАПВ - частотне автоматичне повторне включення.

2. Застосування вимог цього Кодексу

2.1. Усі нові генеруючі одиниці, УЗЕ, електроустановки об’єктів розподілу/енергоспоживання та систем ПСВН мають відповідати вимогам цього Кодексу, що застосовуються до їх типів обладнання. Новими генеруючими одиницями, УЗЕ та електроустановками об’єктів розподілу/енергоспоживання вважаються такі, що були приєднані до ОЕС України після набрання чинності цим Кодексом або власники таких енергооб’єктів уклали договір на закупівлю основного енергообладнання до дня набрання чинності цим Кодексом з терміном дії договору не більше 2 років. Усі інші генеруючі одиниці, УЗЕ та електроустановки об’єктів розподілу/енергоспоживання вважаються існуючими.

( Пункт 2.1 глави 2 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

2.2. Вимоги цього Кодексу не застосовуються до електроустановок, які пов’язані прямою лінією та не мають будь-яких електричних зв’язків (у тому числі із застосуванням будь-яких комутаційних пристроїв) з електрообладнанням, яке працює синхронно в ОЕС України.

Будівництво та експлуатація таких електроустановок, як і прямої лінії, що їх поєднує, відбувається згідно з вимогами Порядку погодження будівництва та експлуатації прямої лінії, затвердженого постановою НКРЕКП від 04 вересня 2018 року № 954, Правил улаштування електроустановок та ГКД 34.20.507 "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила", затвердженого наказом Міністерства палива та енергетики від 13 червня 2003 року № 296 (далі - Правила технічної експлуатації електричних станцій і мереж).

( Пункт 2.2 глави 2 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

2.3. До існуючих генеруючих одиниць, УЗЕ та електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання можуть застосовуватися окремі вимоги розділу III цього Кодексу.

Рішення про застосування окремих вимог розділу III цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць, УЗЕ та електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання приймає Регулятор.

Існуючі генеруючі одиниці типу C, D, до яких за рішенням Регулятора повинні застосовуватися окремі вимоги розділу III цього Кодексу відповідно до проведеної ОСП оцінки (аналізу), мають право подавати запит на звільнення від застосування цих вимог згідно з порядком, визначеним у главі 3 цього розділу.

( Пункт 2.3 глави 2 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

3. Порядок звільнення від виконання вимог цього Кодексу

3.1. Регулятор має право за зверненням Користувача, ОСП та/або ОСР звільняти від виконання окремих вимог цього Кодексу.

3.2. Користувач повинен заповнити запит спільно з відповідним ОСР за погодженням або спільно з ОСП.

Запит на звільнення від виконання вимог цього Кодексу має включати:

ідентифікатор Користувача;

посилання на положення цього Кодексу, запит на звільнення від виконання якого подається, а також детальне обґрунтування необхідності звільнення з відповідними документами;

термін дії звільнення.

Запит на звільнення від виконання вимог цього Кодексу має надаватися окремо на кожну генеруючу одиницю або електроустановку об’єкта розподілу/енергоспоживання.

3.3. Протягом 14 днів після отримання запиту на звільнення від виконання вимог цього Кодексу відповідний ОСР за погодженням з ОСП або ОСП повинен підтвердити Користувачу повноту заповнення запиту. Якщо ОСР або ОСП вважатимуть запит неповним, вони можуть вимагати додаткову інформацію. У разі ненадання такої інформації Користувачем протягом 14 днів запит буде відхилений.

3.4. ОСП або відповідний ОСР спільно з ОСП мають оцінити запит на надання звільнення від виконання вимог цього Кодексу та передати цей запит Регулятору разом зі своїми висновками та розрахунками не пізніше 3 місяців після отримання запиту.

3.5. Для підготовки пропозицій щодо звільнення від застосування окремих вимог цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць типів B, C і D або до існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання ОСП та відповідні ОСР повинні виконати кількісний аналіз витрат і вигод для кожної з вимог цього Кодексу, який має включати:

витрати на забезпечення відповідності вимогам цього Кодексу стосовно існуючих генеруючих одиниць, існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання;

соціально-економічну вигоду від застосування вимог, установлених у цьому Кодексі;

потенціал альтернативних засобів для досягнення необхідної продуктивності.

3.6. Перед проведенням кількісного аналізу витрат і вигод ОСП повинен:

провести попереднє якісне порівняння витрат і вигод, яке має враховувати доступні мережеві або ринкові альтернативи;

отримати схвалення Регулятора.

3.7. ОСП може приступити до кількісного аналізу витрат і вигод, якщо якісне порівняння показує, що ймовірні вигоди перевищують ймовірні витрати. Якщо витрати вважаються високими або вигода - низькою, тоді ОСП не повинен здійснювати подальші кроки.

3.8. ОСР, власники генеруючих об’єктів, власники об’єктів розподілу/енергоспоживання повинні сприяти проведенню аналізу витрат і вигод та надавати необхідні дані на запит ОСП впродовж 3 місяців після отримання запиту, якщо інше не погоджено ОСП.

3.9. Аналіз витрат і вигод має виконуватись згідно з такими принципами:

1) ОСП та власник генеруючого об’єкта, об’єкта розподілу/енергоспоживання повинні під час аналізу витрат і вигод використовувати один або більше з таких принципів розрахунку:

чиста приведена вартість;

дохід на інвестиції;

норма прибутку;

час, необхідний для досягнення беззбитковості;

2) ОСП та власник генеруючого об’єкта, об’єкта розподілу/енергоспоживання повинні також кількісно оцінити соціально-економічні вигоди з точки зору підвищення надійності електропостачання, включаючи, зокрема:

пов’язане зменшення ймовірності втрати електропостачання протягом усього терміну проведення реконструкції/переоснащення;

ймовірну ступінь і тривалість такої втрати електропостачання;

соціальну годинну вартість такої втрати електропостачання;

3) ОСП та власник генеруючого об’єкта, об’єкта розподілу/енергоспоживання повинні кількісно оцінити вигоди для внутрішнього ринку електричної енергії, транскордонної торгівлі та інтеграції генеруючих потужностей, що здійснюють виробництво електричної енергії з відновлюваних джерел енергії, включаючи, зокрема:

реакцію активної потужності на відхилення частоти;

резерви балансування;

забезпечення реактивною потужністю;

ведення режиму перевантаження;

захисні заходи;

4) ОСП повинен кількісно оцінити витрати на виконання відповідних вимог цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць, існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання включаючи, зокрема:

прямі витрати на виконання вимоги;

витрати, пов’язані з відповідною втратою можливостей;

витрати, пов’язані зі змінами в технічному обслуговуванні та експлуатації.

3.10. ОСП та відповідні ОСР повинні забезпечити проведення громадських обговорень та консультацій із заінтересованими сторонами щодо застосування вимог розділу III цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць та електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання.

3.11. Регулятор приймає рішення про звільнення від виконання окремих вимог цього Кодексу щодо існуючих генеруючих одиниць або існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання протягом 6 місяців після отримання звіту та рекомендацій ОСП.

3.12. Рішення Регулятора стосовно звільнення від виконання окремих вимог цього Кодексу щодо існуючих генеруючих одиниць або електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання має бути оприлюднено на офіційному вебсайті Регулятора та власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет.

3.13. ОСП повинен вести реєстрацію всіх звільнень від виконання вимог цього Кодексу, які були надані, відхилені (в яких Користувач отримав відмову) або скасовані Регулятором. Цей реєстр повинен бути оприлюднений на власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет та містити:

вимогу цього Кодексу, звільнення від виконання якої було надано, відмовлено або скасовано;

зміст запиту на звільнення від виконання вимоги цього Кодексу;

причини надання, відмови або скасування звільнення від виконання вимоги цього Кодексу;

наслідки надання звільнення від виконання вимоги цього Кодексу.

4. Адміністрування цього Кодексу

4.1. Адміністратором цього Кодексу (далі - Адміністратор Кодексу) є ОСП ОЕС України.

4.2. Функції Адміністратора Кодексу:

оприлюднення цього Кодексу на власному вебсайті в мережі Інтернет;

розробка та оприлюднення на власному вебсайті в мережі Інтернет проєктів змін до цього Кодексу;

опрацювання пропозицій та зауважень учасників ринку та інших заінтересованих сторін щодо внесення змін до цього Кодексу відповідно до порядку, визначеного в цій главі;

( Абзац четвертий пункту 4.2 глави 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

надання на розгляд і затвердження Регулятору проєктів змін до цього Кодексу;

( Абзац п'ятий пункту 4.2 глави 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

надання Користувачам інформації та/або консультацій щодо виконання чи реалізації положень цього Кодексу;

створення та ведення інформаційних баз даних щодо змін і доповнень до цього Кодексу;

розгляд та узагальнення пропозицій щодо внесення змін і доповнень до цього Кодексу;

ведення реєстру звільнень від виконання вимог цього Кодексу;

надання Регулятору щорічного звіту про свою діяльність як Адміністратора Кодексу.

4.3. Адміністратор Кодексу зобов’язаний:

здійснювати моніторинг законодавчих та нормативно-правових актів, які встановлюють нові або змінюють існуючі положення, що регулюються цим Кодексом, та розробляти відповідні зміни і доповнення до цього Кодексу;

розробляти та надавати на затвердження Регулятору зміни і доповнення до цього Кодексу;

здійснювати моніторинг чинних нормативно-технічних документів, що забезпечують виконання вимог цього Кодексу та оприлюднювати перелік цих документів на власному вебсайті в мережі Інтернет постійно поновлюючи його;

оприлюднювати на власному вебсайті в мережі Інтернет цей Кодекс щоразу після внесення до нього змін і доповнень;

надавати Користувачам на їх запити роз’яснення щодо застосування, виконання чи реалізації окремих положень цього Кодексу;

вести реєстр звільнень від виконання вимог цього Кодексу відповідно до пункту 3.13 глави 3 цього розділу;

надавати Регулятору щорічний звіт про свою діяльність як Адміністратора Кодексу, який оприлюднюється на власному вебсайті ОСП.

( Абзац восьмий пункту 4.3 глави 4 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

4.4. Зміни і доповнення до цього Кодексу розробляються за ініціативою Регулятора, ОСП та/або за пропозиціями учасників ринку електричної енергії, інших заінтересованих сторін та затверджуються Регулятором.

( Пункт 4.4 глави 4 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

4.5. Обґрунтовані пропозиції учасників ринку та інших заінтересованих сторін щодо внесення змін до цього Кодексу можуть надаватися в письмовому та/або електронному вигляді Адміністратору Кодексу у форматах та за формою, що визначена Адміністратором Кодексу та розміщена на його власному вебсайті в мережі Інтернет.

( Пункт 4.5 глави 4 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

4.6. Адміністратор Кодексу реєструє пропозиції та зауваження щодо змін до цього Кодексу, отримані від учасників ринку та інших заінтересованих сторін, за результатом аналізу формує узагальнений проєкт рішення щодо змін і доповнень до цього Кодексу з урахуванням власних пропозицій та всіх пропозицій і зауважень, отриманих від учасників ринку та інших заінтересованих сторін.

( Пункт 4.6 глави 4 розділу I в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 1070 від 03.06.2020 ) ( Пункт 4.7 глави 4 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ) ( Пункт 4.8 глави 4 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

4.7. Адміністратор Кодексу оприлюднює на власному вебсайті в мережі Інтернет узагальнений проєкт рішення щодо змін до цього Кодексу з метою отримання пропозицій та зауважень від учасників ринку та інших заінтересованих сторін у форматах та за формою, що визначена Адміністратором Кодексу та розміщена на його власному вебсайті в мережі Інтернет, із зазначенням кінцевого строку їх надання, але не менше 15 календарних днів з дня їх оприлюднення.

( Пункт 4.7 глави 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

4.8. Після отримання пропозицій та зауважень від учасників ринку та заінтересованих сторін до узагальненого проєкту рішення щодо змін до цього Кодексу Адміністратор Кодексу проводить узгоджувальну нараду (засідання) за участю учасників ринку електричної енергії та інших заінтересованих сторін. Протокол узгоджувальної наради (засідання) з висновком щодо поданих пропозицій щодо змін до цього Кодексу оприлюднюється на власному вебсайті Адміністратора Кодексу в мережі Інтернет не пізніше 10 робочих днів з дня її проведення.

( Пункт 4.8 глави 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

4.9. За результатами проведення узгоджувальної наради (засідання) Адміністратор Кодексу формує узагальнений проєкт змін до цього Кодексу та подає його на розгляд і затвердження Регулятору.

Рішення щодо внесення змін до цього Кодексу Регулятор приймає у порядку, встановленому законодавством.

( Пункт 4.9 глави 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

4.10. Обґрунтовані пропозиції учасників ринку та заінтересованих сторін про внесення змін до цього Кодексу подаються Регулятору та розглядаються ним у порядку, установленому законодавством.

( Пункт 4.10 глави 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

4.11. Інформація про внесення змін до цього Кодексу оприлюднюється Адміністратором Кодексу на власному вебсайті в мережі Інтернет не пізніше 3 робочих днів з дня набрання чинності відповідним рішенням Регулятора.

( Пункт 4.11 глави 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

5. Розгляд скарг та врегулювання спорів

5.1. ОСП, Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП, повинні дотримуватися вимог цього Кодексу та договорів, укладених відповідно до вимог цього Кодексу.

5.2. Якщо між ОСП та Користувачем виникає спірне питання, вони мають вжити вичерпних заходів з метою його врегулювання шляхом переговорів.

5.3. Користувач у разі порушення його прав та законних інтересів, передбачених цим Кодексом, має право звернутися до ОСП із зверненням/скаргою/претензією.

5.4. ОСП розглядає звернення, скарги та претензії Користувачів відповідно до вимог цього Кодексу.

5.5. ОСП зобов’язаний розробити та оприлюднити на власному вебсайті в мережі Інтернет процедуру розгляду ним звернень/скарг/претензій Користувачів та форму надання звернення/скарги/претензії, які враховують вимоги цього Кодексу та інших нормативно-правових актів Регулятора.

5.6. ОСП повинен здійснювати реєстрацію та збереження звернень/скарг/претензій Користувачів з веденням єдиної бази даних щодо звернень/скарг/претензій, отриманих у будь-якій формі.

ОСП повинен забезпечити збереження відповідної інформації у базі даних щодо звернень/скарг/претензій протягом 3 років.

5.7. ОСП повинен розглянути звернення/скаргу/претензію у строк не більше 30 календарних днів з дати отримання звернення/скарги/претензії, якщо менший строк не встановлено чинним законодавством та цим Кодексом.

Якщо під час розгляду звернення/скарги/претензії необхідно здійснити випробування, технічну перевірку, провести експертизу вимірювального комплексу тощо, термін розгляду звернення/скарги/претензії може бути продовжено зі встановленням необхідного терміну для його розгляду, про що ОСП повинен повідомити Користувача, якій подав звернення/скаргу/претензію.

5.8. Якщо Користувач не згоден з рішенням, прийнятим ОСП, за його зверненням/скаргою/претензією, він має право оскаржити таке рішення шляхом звернення до Регулятора.

Регулятор розглядає звернення Користувача, який є споживачем, відповідно до затвердженого ним порядку розгляду звернень споживачів.

5.9. Якщо ОСП та Користувач не досягли між собою згоди щодо спірного питання, будь-яка зі сторін спору має право звернутись до Регулятора.

5.10. Під час вирішення спору Регулятор має право вимагати від сторін спору копії документів, пояснення та іншу інформацію, необхідну для встановлення фактичних обставин справи.

5.11. Рішення, прийняте Регулятором у ході досудового розгляду спору, є обов’язковим до виконання сторонами спору.

5.12. Користувач та/або ОСП мають право оскаржити рішення, прийняте Регулятором у ході розгляду звернення споживача та/або досудового розгляду спору між Користувачем та ОСП, у судовому порядку відповідно до законодавства України.

II. Планування розвитку системи передачі

1. Загальні положення

1.1. ОСП здійснює прогнозування розвитку джерел потужності та планування розвитку системи передачі для забезпечення відповідності (достатності) пропускної спроможності системи передачі потребам ринку електричної енергії з урахуванням поточного та довгострокового попиту на передачу електричної енергії, а також виконання вимог щодо операційної безпеки та безпеки постачання електричної енергії в перспективі.

( Пункт 1.1 глави 1 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 1318 від 18.10.2022 )

1.2. При плануванні розвитку системи передачі ОСП здійснює:

оцінку відповідності (достатності) генеруючих потужностей на відповідну перспективу;

( Абзац другий пункту 1.2 глави 1 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

оцінку поточного та перспективного стану системи передачі та її відповідності критеріям/стандартам операційної безпеки, надійності та показникам якості при передачі електричної енергії;

визначення рішень з розвитку системи передачі для забезпечення її надійного та ефективного функціонування;

планування залучення ефективних інвестицій у розвиток системи передачі.

1.3. З метою виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі ОСП повинен проводити дослідження, моделювання, розрахунки та відповідний аналіз згідно з розробленими ним методологіями.

Методологія(-ії) оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей має(-ють) враховувати особливості проведення оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей на довгострокову (включно із середньостроковою) та на короткострокову перспективи.

( Пункт 1.3 глави 1 розділу II доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

1.4. При розробці методологій проведення досліджень та визначенні методів та засобів вирішення окремих задач, пов’язаних з виконанням оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та плануванням розвитку системи передачі, ОСП враховує вимоги цього Кодексу, нормативно-технічних документів, які регламентують планування та проєктування розвитку енергосистеми та її окремих елементів, рекомендації та відповідні методологічні підходи ENTSO-E.

1.5. ОСП розробляє проєкти методології (у тому числі проєкти щодо внесення змін до методологій) виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та методології планування розвитку системи передачі ОСП та надає їх на розгляд Регулятору. Строк розгляду Регулятором проєктів методологій не може перевищувати два місяці з дня їх отримання.

ОСП оприлюднює на власному офіційному вебсайті методології, з урахуванням наданих Регулятором зауважень до проєктів методологій (у разі їх наявності).

У разі ініціювання змін до методології виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та/або методології планування розвитку системи передачі Регулятором ОСП розробляє відповідний проєкт(-и) методології(-ій) та подає його(-їх) на розгляд Регулятору протягом двох місяців з дати отримання такого запиту.

Якщо зміни до методології виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей або методології планування розвитку системи передачі внесені менше ніж за чотири місяці до дати оприлюднення проєкту Звіту (Плану), вони застосовуються ОСП для підготовки Звіту (Плану) у наступному періоді.

ОСП забезпечує вдосконалення методологій виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі, зокрема з метою врахування актуального стану ОЕС України, нормативно-правового забезпечення підготовки Звіту та Плану, практик та вимог ENTSO-E.

( Пункт 1.5 глави 1 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

1.6. ОСП повинен оприлюднювати на власному офіційному вебсайті актуальні методології виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі.

( Пункт 1.6 глави 1 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

1.7. Результати оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву оформлюються ОСП у відповідному звіті та подаються Регулятору на затвердження.

1.8. Пропозиції ОСП щодо розвитку системи передачі на наступні 10 років оформлюються ним у відповідному плані та подаються Регулятору на схвалення.

( Пункт 1.8 глави 1 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

1.9. Підготовка звіту з оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей (далі - Звіт) та Плану розвитку системи передачі на наступні 10 років (далі - План) здійснюється з дотриманням таких термінів:

Часові терміни	Звіт	План
рік розробки	Т*	Т+1
дата оприлюднення методології(-ій)	до 01 травня
дата оприлюднення сценаріїв	до 01 липня
дата оприлюднення проєкту документа ОСП	до 01 жовтня	до 15 березня
дата надання проєкту документа на затвердження/схвалення Регулятору	до 01 листопада	до 01 травня
перший рік, що розглядається в документі	Т+1	Т+2

____________

* рік розробки Звіту.

( Таблиця пункту 1.9 глави 1 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 ) ( Пункт 1.9 глави 1 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

2. Методологічні засади виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей

2.1. Оцінка відповідності (достатності) генеруючих потужностей здійснюється на короткострокову, середньострокову та довгострокову перспективи.

2.2. ОСП виконує оцінку відповідності (достатності) генеруючих потужностей для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву в енергосистемі згідно з таким алгоритмом:

підготовка (вдосконалення) методології виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей;

збір та підготовка вхідних даних для проведення досліджень та робіт;

формування сценаріїв розвитку попиту на електричну енергію та пропозиції (джерел потужності та міждержавних перетинів) у межах прогнозів розвитку економіки та енергетики на короткострокову (до одного року), середньострокову (до 10 років) та довгострокову перспективи (не менше 20 років);

визначення та аналіз ризиків щодо реалізації сценаріїв;

визначення умов проведення моделювання в межах кожного сценарію (з урахуванням факторів сезонності, нерівномірності добового споживання електричної енергії та потужності тощо);

моделювання та розрахунки;

визначення результатів сценарної оцінки прогнозних балансів потужності та електричної енергії на основі критеріїв (індикаторів) відповідності (достатності) джерел потужності та їх аналіз;

розробка деталізованого базового (найбільш ймовірного) сценарію розвитку джерел потужності на перспективу T+10 років при забезпеченні виконання вимог балансової надійності та критерію N-1;

формування висновків щодо потенційних ризиків виникнення дефіциту джерел потужності та потужностей міждержавних перетинів для покриття попиту на електричну енергію та забезпечення відповідних резервів потужності на відповідну перспективу;

підготовка пропозицій щодо заходів запобігання дефіциту джерел потужності та потужностей міждержавних перетинів на відповідну перспективу для надійного забезпечення прогнозованого попиту на електричну енергію з урахуванням вимог безпеки постачання електричної енергії та операційної безпеки при роботі енергосистеми як в ізольованому режимі, так і в режимі паралельної роботи з енергосистемами інших країн (у тому числі визначення необхідних додаткових заходів з розвитку джерел потужності, необхідних для виконання вимог безпеки постачання електричної енергії та операційної безпеки, та обґрунтування техніко-економічних вимог та необхідних термінів впровадження додаткових джерел потужності.

2.3. ОСП формує довгострокові сценарії розвитку попиту та пропозиції в ОЕС України, беручи до уваги, зокрема:

стратегічні документи загальнодержавного рівня (зокрема Енергетична стратегія України, Національний план дій з розвитку відновлюваної енергетики тощо), які безпосередньо або опосередковано стосуються питань розвитку у сфері електроенергетики та суміжних сферах (зокрема щодо енергоефективності, виконання загальнонаціональних вимог з розвитку відновлюваних джерел енергії, обмежень на викиди парникових газів та забруднюючих речовин, нафтогазової галузі);

сценарії розвитку економіки;

структуру споживання та її розвиток;

розвиток та інтеграцію енергетичних ринків;

проєкти з розвитку джерел потужності, які реалізуються та заплановані;

плани (прогнози виробників та/або ОУЗЕ) щодо виводу генеруючих потужностей та/або УЗЕ з експлуатації (консервація, демонтаж);

плани (прогнози) щодо зменшення потужності споживачів у частині застосування заходів управління попитом;

проєкти з розвитку системи передачі (у тому числі міждержавних перетинів), які реалізуються та заплановані до реалізації;

потреби щодо резервів для забезпечення операційної безпеки;

проєкти/прогнози з розвитку газової інфраструктури та її використання;

власні припущення (оцінки) щодо можливих змін прогнозних балансів потужності та електричної енергії;

зовнішньополітичні та зовнішньоекономічні чинники, які є визначальними для розвитку електроенергетичного сектору.

Перегляд довгострокових сценаріїв розвитку попиту та пропозиції здійснюється ОСП в обов'язковому порядку щонайменше один раз на п'ять років або у випадку прийняття станом на 01 червня нових та/або внесення змін до чинних стратегічних документів загальнодержавного рівня та/або нормативно-правових актів, які безпосередньо або опосередковано стосуються питань розвитку електроенергетики та суміжних сфер.

2.4. Сценарні припущення, за яких формуються сценарії розвитку попиту та пропозиції в ОЕС України, повинні бути достатньо вірогідними та не суперечливими.

2.5. Кількість сформованих ОСП довгострокових та короткострокових прогнозних сценаріїв розвитку попиту та пропозиції в ОЕС України повинна бути достатньою, щоб охопити реалістичний діапазон можливих шляхів розвитку на довгострокову та короткострокову перспективи, але не менше трьох на кожну перспективу.

2.6. Формування найбільш ймовірного (базового) сценарію на перспективу найближчих 10 років повинно базуватися на результатах багатофакторного аналізу показників розроблених довгострокових сценаріїв розвитку попиту та пропозиції з оцінкою ризиків порушення вимог безпеки постачання електричної енергії.

Для формування базового сценарію ОСП розглядає та наводить у Звіті за результатами проведених консультацій із заінтересованими сторонами різні сценарні припущення та дані щодо:

розвитку міждержавних перетинів;

розвитку системи передачі, зокрема в частині усунення мережевих обмежень видачі потужності;

розвитку різних типів генеруючих потужностей;

розвитку електротранспорту та відповідної інфраструктури;

розвитку УЗЕ, заходів управління попитом;

оцінки економічної дохідності роботи на ринку електричної енергії генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом (у тому числі з урахуванням змін у механізмах функціонування ринку електричної енергії).

ОСП співпрацює з оператором газотранспортної системи, оператором газосховищ у питаннях формування поточної та прогнозної інформації щодо потреби України в природному газі та стану її забезпечення на відповідну перспективу.

ОСП оприлюднює проєкти довгострокових сценаріїв розвитку попиту та пропозиції, базовий сценарій та сценарії, що розглядалися при його формуванні, опис та обґрунтування прийнятих припущень при їх формуванні на власному офіційному вебсайті та надає їх на розгляд Регулятору.

Зауваження до проєктів запропонованих сценаріїв надаються Регулятором та зацікавленими сторонами протягом 30 робочих днів.

2.7. Моделювання розвитку генеруючих потужностей та аналіз сценаріїв розвитку попиту та пропозиції повинні, зокрема, враховувати:

допустимі похибки прогнозу потреби споживачів в електричній енергії та потужності;

вплив заходів з енергоефективності та потенціал управління попитом, розвиток технологій зберігання енергії;

залежність (еластичність) попиту від вартості електричної енергії (за категоріями споживачів);

економічну оцінку ймовірності виведення з експлуатації, консервації, нового будівництва генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом;

вплив складнопрогнозованих технологій виробництва електричної енергії (ВЕС та СЕС тощо) та необхідність забезпечення достатності резервних потужностей для компенсації коливань виробництва електричної енергії такими технологіями;

необхідність дотримання критерію надійності N-1;

знаходження частини генеруючих потужностей, УЗЕ та ліній електропередач у планових та аварійних ремонтах;

обмеження пропускної спроможності між ціновими зонами ринку електричної енергії (де застосовується);

оптимальне використання міждержавних ліній електропередачі;

доступ до паливних ресурсів.

2.8. При моделюванні розвитку генеруючих потужностей в ОЕС України ОСП має здійснювати моделювання покриття графіків електричних навантажень для кожної години кожного року часового горизонту, що охоплюється базовим сценарієм.

2.9. Оцінка кожного сценарію розвитку здійснюється шляхом аналізу можливих прогнозованих випадків, які характеризують окремі ситуації (умови роботи енергосистеми), що можуть виникнути в рамках обраного сценарію.

2.10. Для кожного сценарію розвитку повинні бути визначені, зокрема, такі прогнозні показники:

основні макроекономічні показники, за яких він був сформований;

рівні та режими споживання електричної енергії (ураховуючи власні потреби, у тому числі технологічні витрати електричної енергії в електричних мережах);

величини пропускної спроможності міждержавних перетинів;

рівні та режими імпорту та експорту електричної енергії;

потужність технологій генерації електричної енергії (за типами);

потужність технологій, що надають послуги з управління попитом;

характеристики УЗЕ;

опис типу технологій зберігання енергії та їх потужність;

потреби в резервах (за видами);

потреби в паливних ресурсах (за видами) та їх вартість;

ціна виробництва та/або відпуску електричної енергії в електричну мережу.

2.11. За результатами проведених досліджень та моделювань ОСП оцінює відповідність (достатність) генеруючих потужностей для забезпечення прогнозованих обсягів та графіків споживання електричної енергії в ОЕС України шляхом розрахунку критеріїв (індикаторів) відповідності (достатності) джерел потужності та відповідного їх аналізу.

У якості таких критеріїв ОСП застосовує критерій очікуваної втрати навантаження (LOLE), критерій очікуваної недопоставленої електричної енергії (EENS) та критерій залишкової потужності (запасу потужності). З метою більш поглибленого аналізу ОСП може використовувати додаткові критерії відповідності (достатності) джерел потужності, які визначає у відповідній методології.

Допустимі діапазони значень критеріїв відповідності (достатності) джерел потужності визначаються ОСП у методології виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей з урахуванням Правил про безпеку постачання електричної енергії, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 27 серпня 2018 року № 448, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 19 вересня 2018 року за № 1076/32528 (далі - Правила безпеки постачання).

2.12. На основі виконаного аналізу та сформованих висновків ОСП готує, зокрема:

пропозиції щодо необхідності розвитку системи передачі (окремих її елементів) з метою забезпечення достатньої пропускної спроможності передачі електричної енергії та відпуску електричної енергії в енергосистему;

пропозиції щодо необхідності розвитку міждержавних перетинів;

рекомендації щодо необхідності будівництва, реконструкції, модернізації генеруючих потужностей, УЗЕ та впровадження заходів управління попитом, а також інших заходів з метою недопущення дефіциту потужності;

пропозиції до цього Кодексу, Правил ринку, інших нормативно-правових актів з метою удосконалення роботи ринку електричної енергії та стимулювання розвитку генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом.

ОСП наводить у Звіті результати моделювання реалізації пропонованих ОСП заходів із зазначенням впливу (у кількісному виразі) кожного із пропонованих заходів.

( Глава 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

3. Вимоги до змісту Звіту та етапів його підготовки

3.1. Підготовлений ОСП Звіт повинен містити, зокрема:

короткий виклад результатів оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей (у тому числі значення критеріїв (індикаторів) відповідності (достатності) джерел потужності, звід основних факторів, що впливають на відповідність (достатність) генеруючих потужностей);

опис методології, методів та засобів проведення робіт та досліджень;

аналіз змін рівнів та режимів споживання електричної енергії протягом не менше ніж 5 останніх повних років;

аналіз структури виробництва електричної енергії для не менше ніж 5 останніх повних років, наявності та впливу на її формування забезпеченості органічним та ядерним паливом, гідроресурсами, а також цін на електричну енергію (та теплову енергію для ТЕЦ);

опис сценаріїв розвитку попиту та пропозиції на середньо- та довгострокову перспективи, прийняті припущення на перспективу та опис обраних умов моделювання;

показники сформованих сценаріїв розвитку на середньострокову, довгострокову та короткострокову перспективи, аналіз основних тенденцій розвитку джерел потужності та навантаження та їх змін за відповідними сценаріями;

опис базового сценарію розвитку попиту та пропозиції (основні показники, прийняті припущення та опис обраних умов моделювання);

розрахунки критеріїв (індикаторів) відповідності (достатності) джерел потужності для базового сценарію та їх аналіз;

оцінку прогнозних балансів потужності та електроенергії ОЕС України та критерії відповідності (достатності) джерел потужності на короткострокову перспективу (для кожного місяця року Т+1);

оцінку ризиків, які виникають внаслідок реалізації сценаріїв розвитку щодо достатності джерел потужності для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію;

пропозиції щодо заходів з мінімізації впливу виявлених ризиків.

( Пункт 3.1 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 1318 від 18.10.2022 )

3.2. ОСП щороку до 01 лютого оприлюднює графік підготовки Звіту на власному офіційному вебсайті.

( Пункт 3.2 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

3.3. Для підготовки Звіту ОСП використовує всю необхідну інформацію, отриману на свій запит від користувачів, учасників ринку, органів державної влади, оператора газотранспортної системи, оператора газосховищ згідно з формами надання інформації для проведення оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та інструкцій щодо їх заповнення, оприлюднених на власному вебсайті ОСП, а також додаткову інформацію, отриману за окремими запитами ОСП (за необхідністю).

( Пункт 3.3 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

3.4. При підготовці проєкту Звіту ОСП використовує інформацію, отриману під час проведення консультацій із органами державної влади, заінтересованими сторонами, Регулятором, оператором газотранспортної системи, оператором газосховищ, науковою та експертною спільнотою стосовно формування сценарних припущень щодо перспектив розвитку енергетики країни з урахуванням тенденцій розвитку економіки та інших суміжних питань, пов'язаних з розробкою узгоджених сценаріїв на короткострокову, середньострокову та довгострокову перспективи.

( Пункт 3.4 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

3.5. За результатами проведених консультацій ОСП оприлюднює на власному офіційному вебсайті відповідні аналітичні матеріали з описом та обґрунтуванням прийнятих сценарних припущень, на основі яких готується Звіт.

( Пункт 3.5 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

3.6. Підготовлений проєкт Звіту оприлюднюється ОСП на власному офіційному вебсайті до 01 жовтня року разом із повідомленням про проведення громадських обговорень.

( Пункт 3.6 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

3.7. ОСП протягом календарного місяця з дати опублікування проєкту Звіту забезпечує проведення громадських обговорень та консультацій, забезпечує збір зауважень та пропозицій, їх розгляд та аналіз.

Пропозиції та зауваження до проєкту Звіту ОСП приймає до 15 жовтня (включно).

( Пункт 3.7 глави 3 розділу II доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

3.8. За результатами проведених громадських обговорень та консультацій ОСП здійснює доопрацювання проєкту Звіту та подає його на затвердження Регулятору до 01 листопада року відповідно до пункту 1.9 глави 1 цього розділу. Разом з проєктом Звіту ОСП надає детальні матеріали та результати розрахунків, що здійснювалися при підготовці Звіту, а також результати проведених громадських обговорень та консультацій.

( Пункт 3.8 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

3.9. У разі отримання зауважень та пропозицій від Регулятора ОСП здійснює коригування проєкту Звіту та повторно подає його на затвердження у встановлені Регулятором терміни.

3.10. Після затвердження Звіту Регулятором ОСП оприлюднює його разом із ключовими показниками, що використовувалися для моделювання на власному офіційному вебсайті.

( Пункт 3.10 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

4. Особливості проведення оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей на короткострокову перспективу

4.1. Оцінка відповідності (достатності) генеруючих потужностей на короткострокову перспективу проводиться ОСП на період Т+1 при підготовці Звіту.

ОСП виконує короткострокову оцінку відповідності (достатності) генеруючих потужностей згідно з таким алгоритмом:

збір та підготовка вхідних даних для проведення розрахунків;

формування базового і критичного сценарію розвитку попиту та пропозиції у межах прогнозів на короткострокову перспективу;

аналіз та розрахунки;

формування висновків щодо потенційних ризиків виникнення дефіциту джерел потужності та відповідних чинників;

підготовка пропозицій щодо заходів запобігання дефіциту джерел потужності з урахуванням вимог безпеки постачання електричної енергії та операційної безпеки енергосистеми.

4.2. При проведенні короткострокової оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей ОСП враховує, зокрема:

заплановану недоступність об’єктів системи передачі, у тому числі міждержавних ліній;

заплановану недоступність об’єктів системи розподілу, які мають вплив на роботу системи передачі та видачу потужності в ОЕС України;

заплановану недоступність джерел потужності;

поточну інформацію щодо запланованого вводу/виводу генеруючих потужностей та УЗЕ;

поточну інформацію щодо застосування заходів управління попитом;

прогноз споживання електричної енергії на відповідний період (річний, сезонний тощо);

поточну інформацію щодо прогнозованого стану притоку водних ресурсів;

поточну та прогнозну інформацію щодо стану забезпечення виробників паливними ресурсами (вугілля, природний газ тощо);

ймовірність аварійної недоступності потужності системи передачі/розподілу, у тому числі міждержавних ліній електропередачі;

ймовірність аварійної недоступності генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом;

прогнозовані погодні умови/явища та їх вплив на режими споживання електричної енергії;

режими виробництва енергії з ВДЕ;

очікувані перетоки імпорту/експорту електричної енергії;

поточну та прогнозну інформацію щодо потреби та стану забезпечення ОЕС України викопним та ядерним паливом (у тому числі природним газом) для забезпечення безпеки постачання електричної енергії.

4.3. ОСП актуалізує оцінку відповідності (достатності) генеруючих потужностей на короткострокову перспективу впродовж року на сезонній основі.

4.4. ОСП проводить сезонну оцінку відповідності (достатності) генеруючих потужностей щонайменше для періодів літнього (з 01 квітня - по 30 вересня) та зимового (з 01 жовтня - по 31 березня) сезонів з метою оцінки ризиків, пов'язаних з безпекою постачання електричної енергії, які можуть виникнути протягом зазначених періодів.

Для проведення сезонної оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей Користувачі повинні надавати ОСП до 20 лютого та до 20 серпня інформацію (дані) згідно з формами, що оприлюднені на офіційному вебсайті ОСП.

4.5. Сезонна оцінка відповідності (достатності) генеруючих потужностей готується для кожного тижня відповідного періоду. Розрахунки проводяться для базового сценарію балансу потужності в ОЕС України на відповідний період. Якщо в результаті оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей за базового сценарію ОСП виявлено недостатність джерел потужності для покриття попиту на електричну енергію, ОСП робить оцінку причин виникнення дефіциту джерел потужності, а також заходів для його запобігання з урахуванням вимог безпеки постачання електричної енергії та операційної безпеки енергосистеми.

4.6. ОСП оприлюднює результати оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей для зимового сезону до 15 вересня та результати оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей для літнього сезону до 15 березня на власному офіційному вебсайті.

Відповідна інформація має бути прозорою, містити основні вхідні та вихідні дані, бути вичерпною та інформативною.

4.7. Якщо за результатами проведення короткострокової оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей (у тому числі сезонної) виявлено ризики недостатності джерел потужності для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву у періоді, для якого проводилась оцінка, ОСП відповідно до Правил безпеки постачання невідкладно повідомляє про це Регулятора та центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та надає пропозиції (план дій) щодо відповідних превентивних заходів.

4.8. Якщо після оприлюднення результатів короткострокової (у тому числі сезонної) оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей відбуваються суттєві зміни у вхідних даних, що використовувались при проведенні оцінки (зміна планів ремонтів тощо), та/або виникають інші непередбачувані обставини, ОСП проводить місячну оцінку відповідності (достатності) генеруючих потужностей, якщо ОСП вважає, що відповідні зміни можуть спричинити ризик для покриття попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву в ОЕС України.

ОСП повинен проводити оцінку відповідності (достатності) генеруючих потужностей на місяць наперед за обґрунтованим зверненням Регулятора та/або центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.

ОСП може проводити оцінку відповідності (достатності) генеруючих потужностей також на тиждень та на добу наперед у випадках та у порядку, визначених методологією виконання короткострокової оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей.

Для актуалізації короткострокової оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей на відповідний період ОСП може використовувати дані (інформацію), отримані для аналізу операційної безпеки відповідно до глави 6 розділу VI цього Кодексу. У разі необхідності ОСП може звернутися до Користувачів із запитом про надання додаткової та/або підтвердження раніше наданої інформації на найближчий відповідний період.

Результати короткострокової оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей (сезонні, на місяць, на тиждень та на добу наперед) оприлюднюються ОСП на власному офіційному вебсайті.

( Розділ II доповнено новою главою 4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

5. Методологічні засади планування розвитку системи передачі

5.1. Планування розвитку системи передачі передбачає визначення необхідних заходів та інвестицій для забезпечення відповідності (достатності) пропускної спроможності системи передачі для потреб Користувачів та надійності її функціонування з дотриманням принципів та критеріїв, визначених цим Кодексом.

5.2. ОСП здійснює планування та визначення заходів з розвитку системи передачі згідно з розробленою ним методологією за таким узагальненим алгоритмом:

підготовка вхідних даних для проведення досліджень та робіт (у тому числі з урахуванням результатів оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей);

технічний аналіз сформованих сценаріїв розвитку на основі моделювання та оцінки впливу кожного сценарію на роботу системи передачі (зокрема шляхом проведення мережевих досліджень (аналіз усталених режимів, аналіз статичної та динамічної стійкості, аналіз коротких замикань тощо));

визначення вимог та критеріїв роботи системи передачі для реалізації кожного сценарію розвитку та виявлення обмежень у системі передачі;

формування набору можливих рішень щодо заходів з розвитку системи передачі (зокрема шляхом оцінки результативності пропонованих рішень, аналізу варіантів та обрання доцільних рішень, оцінки вартості можливих інвестиційних проєктів з розвитку системи передачі).

5.3. Головними завданнями виконання робіт та досліджень при плануванні розвитку системи передачі є:

формування та аналіз режимів роботи системи передачі при відповідних сценаріях розвитку та визначення прогнозованих потреб пропускної спроможності системи передачі;

виявлення та аналіз потенційних обмежень пропускної спроможності електричних мереж системи передачі та порушень надійності роботи системи передачі;

формування та обґрунтування відповідних рішень з розвитку системи передачі (у тому числі проєктів з розвитку міждержавних ліній електропередачі) для забезпечення довгострокового попиту на передачу електричної енергії.

5.4. Формування переліку нових проєктів з розвитку системи передачі на запланований період повинен виконуватися на основі порівняльного аналізу альтернативних проєктів або груп проєктів, які забезпечують реалізацію відповідних рішень, із застосуванням методів оцінки витрат і вигод.

5.5. Оцінка витрат і вигод проєктів з розвитку системи передачі повинна здійснюватися, зокрема, на основі аналізу таких критеріїв:

загальні інвестиційні витрати проєкту;

збільшення пропускної спроможності;

вплив на технологічні витрати електричної енергії в електричних мережах;

надійність електропостачання;

запаси статичної стійкості;

інтеграція ВДЕ;

соціальний вплив та вплив на навколишнє середовище;

вплив на суспільний добробут.

5.6. Процес планування розвитку системи передачі має супроводжуватися розробкою та періодичним оновленням схем перспективного розвитку електричних мереж системи передачі, в яких рішення, передбачені Планом, деталізуються з урахуванням забезпечення вимог операційної безпеки.

5.7. ОСП визначає терміни, в які необхідно забезпечити реалізацію рішень з розвитку системи передачі для забезпечення відповідності (достатності) пропускної спроможності системи передачі.

6. Вимоги до змісту Плану та етапів його розроблення

6.1. План щорічно розробляється ОСП на основі Звіту, а також з урахуванням планів розвитку суміжних систем передачі, систем розподілу електричної енергії.

6.2. План повинен містити:

опис методології розробки Плану із зазначенням методів та засобів, які були використані при проведенні відповідних досліджень та моделювань;

аналіз роботи ОЕС України за останні 3-5 років та опис поточної ситуації;

аналіз виконання попереднього Плану;

аналіз отриманих результатів досліджень та моделювання, у тому числі виявлених "вузьких місць" та обмежень пропускної спроможності системи передачі, та формування вимог щодо цільових показників роботи системи передачі;

перелік необхідних заходів з розвитку системи передачі на наступні 10 років, спрямованих на забезпечення ефективного функціонування системи передачі, з обґрунтуванням необхідності та/або доцільності їх реалізації та визначенням пріоритетності їх реалізації;

аналіз ризиків при неповній реалізації запланованих рішень з розвитку системи передачі, можливих форс-мажорних обставин тощо;

перелік основних об’єктів системи передачі, будівництво або реконструкція яких є доцільними протягом наступних 10 років;

інформацію щодо заходів, що здійснюються ОСП, спрямованих на впровадження та розвиток "розумних мереж";

( Пункт 6.2 глави 6 розділу II доповнено новим абзацом дев’ятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

інформацію щодо об’єктів системи передачі, які мають бути збудовані та/або реконструйовані протягом наступних 10 років, строки їх будівництва та/або реконструкції, джерела фінансування;

інформацію про інвестиції в об’єкти системи передачі, щодо яких уже прийняті рішення та які перебувають на стадії реалізації, із зазначенням прогнозних інвестицій, що мають бути здійснені протягом наступних 3 років.

6.3. Вихідні дані для розробки Плану щорічно надаються ОСП Користувачами згідно з переліком, який визначається ОСП відповідно до глави 9 цього розділу, та у визначені ним терміни, але не пізніше ніж до 01 лютого року відповідно до пункту 1.9 глави 1 цього розділу.

( Пункт 6.3 глави 6 розділу ІІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )

6.4. ОСП повинен здійснити аналіз отриманих від ОСР проєктів планів розвитку систем розподілу на наступні 5 років щодо частин цих планів, що відносяться до розвитку електричних мереж 110 (150) кВ, на відповідність Плану та надати ОСР висновки (з обґрунтованими пропозиціями та зауваженнями щодо необхідності коригування у випадку невідповідності) протягом 20 робочих днів з дати отримання їх від ОСР.

У разі обґрунтованої необхідності виконання заходів з будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення об’єктів ОСП, пов’язаних з виконанням планів розвитку систем розподілу, ОСР погоджує з ОСП технічне завдання на проєктування таких заходів.

Виконання таких заходів у мережах ОСП має бути передбачено у Плані та відповідній інвестиційній програмі ОСП та корелюватися із термінами виконання відповідних заходів у планах розвитку систем розподілу та інвестиційних програмах ОСР.

( Пункт глави розділу II доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 ) ( Пункт глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

6.5. Підготовлений проєкт Плану оприлюднюється ОСП на власному вебсайті в мережі Інтернет до 15 березня року, що передує року початку планового періоду.

6.6. ОСП протягом календарного місяця з дати опублікування проєкту Плану у прозорий та недискримінаційний спосіб забезпечує проведення громадських обговорень та консультацій із заінтересованими учасниками ринку, збір зауважень та пропозицій, їх розгляд та аналіз.

6.7. За результатами проведених громадських обговорень та консультацій, розгляду та аналізу наданих пропозицій та зауважень ОСП здійснює доопрацювання проєкту Плану та розміщує на власному вебсайті в мережі Інтернет звіт щодо врахування або відхилення (з відповідним обґрунтуванням) наданих пропозицій та зауважень.

6.8. ОСП повинен подати проєкт Плану на схвалення Регулятору до 01 травня року, що передує року початку планового періоду. Разом з проєктом Плану ОСП надає детальні матеріали та результати розрахунків, що здійснювалися при підготовці Плану, а також результати проведених громадських обговорень та консультацій.

( Пункт глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

6.9. У разі отримання зауважень та пропозицій від Регулятора ОСП здійснює коригування проєкту Плану та повторно подає його на схвалення у встановлені Регулятором терміни.

6.10. Після схвалення Плану Регулятором ОСП оприлюднює його на власному вебсайті в мережі Інтернет.

6.11. ОСП має забезпечити вільний доступ до інформації щодо закупівель обладнання, матеріалів, робіт та послуг з будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення об’єктів оператора системи передачі (далі - Закупівля). Закупівля має бути здійснена з дотриманням принципів, передбачених Законом України "Про публічні закупівлі".

Інформація про результати здійснених та проведення повторних, по даному заходу, Закупівель оприлюднюється на офіційному вебсайті ОСП в розділі "Закупівлі", згідно з формою додатка 11 до цього Кодексу та повинна актуалізуватися щомісячно до 25 числа місяця, наступного за звітним.

( Главу розділу II доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

6.12. ОСП розробляє інвестиційну програму на підставі Плану та подає її Регулятору разом із розрахунком тарифу на послуги з передачі електричної енергії. Розробка інвестиційної програми здійснюється ОСП відповідно до вимог додатка 12 до цього Кодексу, згідно з формою, наведеною в додатку 13 до цього Кодексу.

( Главу 6 розділу II доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 281 від 13.02.2024 )

6.13. ОСП формує та подає Регулятору звіт щодо виконання інвестиційної програми відповідно до вимог додатка 12 до цього Кодексу, згідно з формою, наведеною в додатку 14 до цього Кодексу.

7. Звіт про виконання Плану

7.1. ОСП готує звіт про виконання Плану з метою надання інформації Регулятору та Користувачам про повноту та своєчасність виконання заходів схваленого Плану та досягнення відповідних результатів.

7.2. У звіті про виконання Плану має міститись така інформація:

1) перелік заходів, передбачених Планом, із зазначенням стану їх виконання;

2) причини невиконання запланованих заходів з відповідним обґрунтуванням;

3) ретроспективний порівняльний аналіз показників результативності діяльності ОСП (усунення вузьких місць, величини рівнів витрат електричної енергії, пропускної спроможності, показників якості електричної енергії, показників надійності (безперервності) передачі електричної енергії тощо).

7.3. Звіт про виконання Плану формується ОСП згідно з формою, наведеною в додатку 10 до цього Кодексу, та подається Регулятору до 01 березня року, наступного за звітним, в електронній формі (файл Excel та скан-копія у форматі pdf) на електронну адресу НКРЕКП energo3@nerc.gov.ua та на офіційну адресу із накладанням кваліфікованого електронного підпису.

( Розділ II доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

8. Збір даних та формування інформаційної бази для оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі

8.1. Оцінка відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі повинні здійснюватися на єдиній інформаційній базі, яку створює, адмініструє та використовує ОСП.

8.2. Підготовка інформаційного поля для проведення досліджень здійснюється на основі постійного, періодичного або за запитом ОСП моніторингу:

законодавчої та нормативно-правової бази, очікуваних та можливих їх змін у майбутньому;

державної політики в соціально-економічній сфері;

стану та перспектив розвитку економіки та окремих її галузей;

ситуації на ринку електричної енергії України та суміжних країн;

технічних характеристик елементів ОЕС України;

техніко-економічних, екологічних та показників надійності роботи елементів ОЕС України;

режимів роботи ОЕС України;

планів розвитку енергетичних компаній та стану їх реалізації;

темпів та напрямків науково-технічного прогресу в електроенергетиці та інших галузях економіки;

іншої інформації, яку ОСП визначає як необхідну для вирішення задач оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі.

У процесі моніторингу ОСП здійснює аналіз отриманої інформації, її узагальнення та аналітичну обробку та в максимально структурованому вигляді заносить та підтримує її в актуальному стані у спеціалізованій базі даних.

8.3. Для збору інформації, необхідної для оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі, ОСП використовує відкриті джерела інформації, а також має право звертатися до органів державної виконавчої влади, органів державної статистики, наукових установ, інших установ та організацій щодо надання відповідної інформації.

8.4. Інформація від користувачів системи передачі/розподілу, яка необхідна для оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі, поділяється на постійні дані та дані, які надаються на періодичній основі.

8.5. ОСП повинен розробити та оприлюднити на власному вебсайті в мережі Інтернет форми надання постійних та періодичних даних користувачами системи передачі/розподілу та відповідні інструкції щодо їх заповнення.

За запитом користувача системи передачі/розподілу ОСП повинен надавати відповідні роз’яснення щодо заповнення форм надання даних.

8.6. ОСП повинен забезпечити нерозголошення комерційної інформації, отриманої ним від користувачів системи передачі/розподілу у процесі виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі.

9. Постійні дані, які надаються Користувачами ОСП

9.1. Для складання Плану та Звіту використовуються постійні дані щодо технічних характеристик електроустановок Користувачів.

9.2. Постійні дані включають технічні характеристики (встановлені заводом-виробником, визначені проєктом або за результатами випробування), схеми та режими, що характеризують роботу електроустановок (та/або їх складових), приєднаних до системи передачі.

9.3. Постійні дані відповідно до наведених у главі 6 розділу X цього Кодексу типів даних надаються Користувачами при їх приєднанні до системи передачі та оновлюються у разі їх зміни (старіння даних, реконструкції електроустановок тощо) або на окремий запит ОСП.

9.4. ОСП має право доповнювати та уточнювати перелік постійних даних, необхідних для підготовки Плану та Звіту.

10. Дані, які надаються Користувачами на періодичній основі

10.1. Для складання Плану та Звіту використовуються дані, що характеризують роботу електроустановок Користувачів, та надаються на періодичній основі.

10.2. Користувачі згідно з видами своєї діяльності на ринку електричної енергії повинні надавати:

фактичні дані за попередні 3 роки та дані на прогнозний період щодо потреб в обсягах електричної енергії, максимальної активної та реактивної потужності;

фактичні дані за попередні 3 роки та дані на прогнозний період щодо встановленої енергогенеруючої потужності, встановленої потужності та повної енергоємності УЗЕ, обсягів виробництва електричної енергії та потужності, встановленої потужності та повної енергоємності УЗЕ, а також надання допоміжних послуг;

( Абзац третій пункту глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

техніко-економічні, екологічні та показники надійності роботи енергогенеруючої потужності та УЗЕ за останні 3 роки;

( Абзац четвертий пункту глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

плани щодо будівництва, реконструкції та технічного переоснащення, техніко-економічні показники відповідних проєктів та їх обґрунтування щодо відповідності вимогам екологічної безпеки, а також виведення з експлуатації об’єктів електроенергетики та електроустановок УЗЕ;

( Абзац п'ятий пункту глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

плани розвитку систем розподілу.

10.3. Оперативні фактичні дані щодо обсягів споживання активної та реактивної потужності, вузлів та перетинів, а також рівнів напруги в характерних точках мережі та інші дані щодо схеми електрозабезпечення та режиму роботи електроенергетичного обладнання мають бути отримані у процесі здійснення контрольного виміру в режимні дні, визначені ОСП.

10.4. Визначення обсягів споживання активної та реактивної потужності окремих Користувачів здійснюється цими Користувачами, які несуть відповідальність за достовірність даних, що надаються.

10.5. Користувачі мають надавати ОСП фактичні дані попереднього року та дані на прогнозний період щодо своїх потреб в обсягах електричної енергії, активної та реактивної потужності в цілому та по кожній точці приєднання до електричної мережі.

10.6. Користувачі - ОСР, готуючи інформацію, яка стосується обсягів споживання у вузлах своєї електричної мережі, мають ураховувати точки розділу з мережами сусідніх Користувачів, не допускаючи взаємного дублювання споживання в точці розділу, з відповідним узгодженням цієї інформації з суміжними Користувачами перед її наданням ОСП.

10.7. Дані фактичного споживання та попиту активної потужності та енергії мають містити таку інформацію:

фактичні добові графіки споживання активної потужності для доби максимального попиту та доби мінімального попиту в ОЕС України, дати яких визначаються ОСП;

фактичні добові графіки споживання активної потужності для доби максимального попиту та доби мінімального попиту кожного Користувача, дати яких визначаються Користувачем з урахуванням статистичних даних та/або умов виробництва;

фактичне споживання електричної енергії за попередній рік та щорічні потреби в активній енергії на прогнозний період для кожної з точок приєднання Користувача (ОСР надають, у тому числі, дані по основних групах споживачів, галузях промисловості та енергоємних підприємствах);

типові погодинні графіки добового споживання по групах споживачів для робочого та вихідного дня опалювального та неопалювальних сезонів.

10.8. На окремий запит ОСП Користувачі зобов’язані надавати таку додаткову інформацію:

дані про прогнозований попит за будь-які інші періоди;

детальні дані про будь-які індивідуальні навантаження, характеристики яких значно відрізняються від типового діапазону побутових, комерційних і промислових навантажень;

чутливість споживання (активна і реактивна потужності) до змін напруги і частоти в електричній мережі;

максимально можливий вплив на напругу електричної мережі в точці приєднання, який на думку Користувача, може надавати нелінійність характеристик його устаткування;

детальні дані по будь-яких споживачах, генеруючих установках та УЗЕ, що можуть викликати зміну активної потужності в точці приєднання більшу ніж на 300 кВт за хвилину для розподільної мережі та більшу ніж на 5 МВт за хвилину - для магістральної мережі;

( Абзац шостий пункту глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

іншу інформацію, що за оцінкою ОСП потрібна для перспективного планування.

10.9. Дані з виробництва електричної енергії надаються по кожному виробнику електричної енергії для генеруючих одиниць типу В, С, D і мають містити таку інформацію:

виробництво електричної енергії по кожній енергоустановці (кожному енергоблоку) у річному та місячному розрізі (кВт·год);

відпуск електричної енергії з шин станцій у річному та місячному розрізі (кВт·год);

обмеження потужності для нормальних режимів (постійні та/або сезонні), якщо такі є (кВт);

очікуваний режим роботи (базове навантаження, напівпікове навантаження, пікове навантаження, можливості надання резервів тощо) на кожній електростанції;

добовий прогнозований графік виробництва активної потужності для енергоустановок або енергоблоків. Такий графік надається по відношенню до кожної точки приєднання для доби пікового та мінімального попиту, а також типового попиту робочих та вихідних днів по кожному місяцю кожного року прогнозованого періоду.

10.10. По кожній електростанції або генеруючій одиниці, які передбачається виділяти за допомогою автоматики частотного ділення (АЧД) для збереження їх власних потреб на район із приблизно збалансованим навантаженням, має надаватися прогнозоване значення максимального та мінімального споживання потужності цим районом (кВт) з урахуванням обсягів автоматичного частотного розвантаження.

10.11. Користувачі системи передачі/розподілу, в яких установлено УЗЕ типу А2, В, С, D, надають інформацію про:

відпуск електричної енергії по кожній електроустановці УЗЕ у річному та місячному розрізі (МВт·год);

відбір електричної енергії по кожній електроустановці УЗЕ у річному та місячному розрізі (МВт·год);

очікуваний режим роботи (базове навантаження, напівпікове навантаження, пікове навантаження, можливості надання резервів тощо) на кожній електроустановці;

добовий прогнозований графік відпуску та відбору активної потужності, що надається по кожній точці приєднання для доби пікового та мінімального попиту, а також типового попиту робочих та вихідних днів по кожному місяцю кожного року прогнозованого періоду;

добовий прогнозований графік відбору активної потужності, що надається по кожній точці приєднання для доби пікового та мінімального попиту, а також типового попиту робочих та вихідних днів по кожному місяцю кожного року прогнозованого періоду.

( Главу розділу II доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

10.12. На запит ОСП для підготовки сезонної оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей Користувачі повинні надавати запитувану інформацію у тижневому розрізі.

( Главу 10 розділу II доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1318 від 18.10.2022 )

III. Умови та порядок приєднання до системи передачі, технічні вимоги до електроустановок об’єктів електроенергетики

1. Загальні умови щодо приєднання електроустановок до системи передачі

1.1. До системи передачі можуть бути приєднані:

електростанції, встановлена потужність яких перевищує 20 МВт;

електростанції, встановлена потужність яких становить 20 МВт та менше відповідно до ТЕО;

електроустановки систем розподілу (об’єкти розподілу);

системи постійного струму високої напруги (системи ПСВН);

УЗЕ на рівні напруги 110 кВ та вище, номінальна (встановлена) потужність яких перевищує 20 МВт;

( Пункт 1.1 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом шостим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

УЗЕ на рівні напруги 110 кВ та вище, номінальна (встановлена) потужність яких становить 20 МВт та менше відповідно до ТЕО;

( Пункт 1.1 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом сьомим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

електроустановки споживача на рівні напруги 110 кВ та вище (об’єкти енергоспоживання), у тому числі МСР відповідно до ТЕО;

( Абзац пункт 1.1 глави 1 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020, № 493 від 17.05.2022 )

електроустановки існуючих споживачів у частині зміни дозволеної до використання потужності без підвищення рівня надійності електрозабезпечення електроустановки, зміни ступеня напруги та/або зміни схеми живлення.

( Пункт 1.1 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

1.2. Право на приєднання до системи передачі має будь-який Замовник, електроустановки якого відповідають встановленим технічним умовам на приєднання, а сам Замовник дотримується або зобов’язується дотримуватися вимог цього Кодексу.

Відмова у приєднанні електроустановок Замовника до системи передачі з підстав, не передбачених Законом України "Про ринок електричної енергії" або цим Кодексом, не допускається.

( Пункт 1.2 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

Відмова у приєднанні електроустановок Замовника до системи передачі має містити посилання на норму Закону України "Про ринок електричної енергії" та/або цього Кодексу, що не дотримана Замовником та перешкоджає чи унеможливлює надання ОСП відповідної послуги з приєднання електроустановок Замовника.

Відмова у приєднанні електроустановок Замовника до електричних мереж оператора системи направляється Замовнику у вказаний у заяві про приєднання спосіб обміну інформацією протягом 2 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дня отримання заяви.

Залишення ОСП заяви про приєднання електроустановки Замовника до системи передачі з будь-яких підстав без розгляду, повернення такої заяви, залишення її без руху, відмова у її прийнятті не допускається.

1.3. Будівництво, реконструкція чи технічне переоснащення електричних мереж від точки приєднання до струмоприймачів Замовника забезпечується Замовником та залишається у його власності.

1.4. Точка приєднання електроустановок Замовника розташовується на межі земельної ділянки Замовника або, за його згодою, на території цієї земельної ділянки. Точка приєднання електроустановок Замовника зазначається в договорі про приєднання електроустановок до системи передачі (додаток 3 до цього Кодексу).

( Пункт 1.4 глави 1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

1.5. Розроблення та узгодження з ОСП та іншими заінтересованими сторонами проєктної документації на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж системи передачі з метою приєднання електроустановок Замовника (електроустановок інженерного зовнішнього електрозабезпечення), а також вирішення питань щодо відведення земельних ділянок для розміщення об’єктів зовнішнього забезпечення здійснюється Замовником.

1.6. ОСП не має права відмовити в приєднанні електроустановок Замовника до системи передачі за умов дотримання Замовником вимог цього Кодексу, відсутності обмеження пропускної спроможності в мережі ОСП (або окремих її елементах), до якої Замовник виявив наміри приєднатися, забезпечення надійності електропостачання та стандартів операційної безпеки функціонування ОЕС України.

( Пункт 1.6 глави 1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

1.7. ОСП при видачі Замовнику технічних умов на приєднання або формуванні вимог, висновків/рекомендацій щодо виконання відповідних технічних заходів щодо технічних умов на приєднання, підготовлених ОСР, для забезпечення надійної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах має керуватися принципом забезпечення операційної безпеки функціонування ОЕС України.

У разі досягнення меж операційної безпеки функціонування ОЕС України ОСП має вживати заходів щодо тимчасового припинення (обмеження) видачі технічних умов на приєднання та/або надання письмових висновків/рекомендацій щодо виконання технічних заходів для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах до реалізації технічних та ринкових заходів, передбачених затвердженим Звітом з оцінки відповідності (адекватності) генеруючих потужностей.

Рішення щодо припинення (обмеження) видачі технічних умов на приєднання та/або надання письмових висновків/рекомендацій щодо виконання технічних заходів для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах має бути:

обґрунтованим із зазначенням причин такого припинення (обмеження). Обґрунтування причини такої відмови має базуватися на об'єктивних технічно та економічно обґрунтованих критеріях, а також інформації про обґрунтований строк, після закінчення якого Замовник має звернутися щодо видачі технічних умов на приєднання;

направлено на адресу користувачів системи передачі;

розміщено на власному вебсайті ОСП у мережі Інтернет;

направлено Регулятору та до центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, у п’ятиденний термін з дня його оформлення.

У разі прийняття ОСП рішення щодо припинення (обмеження) видачі технічних умов на приєднання для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах терміни підготовки технічних умов та договору приєднання ОСП та ОСР призупиняються.

Прийняття/скасування рішення щодо припинення (обмеження) видачі технічних умов на приєднання та/або надання письмових висновків/рекомендацій щодо виконання технічних заходів для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС України та/або у відповідних її частинах може здійснюватися ОСП виключно згідно з відповідними вимогами (критеріями), розробленими і затвердженими ОСП та оприлюдненими ним на власному вебсайті в мережі Інтернет.

( Пункт 1.7 глави 1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

1.8. Приєднання новозбудованих електроустановок до системи передачі не має призводити до погіршення параметрів надійності та якості електричної енергії для інших Користувачів.

1.9. Перед здійсненням приєднання до мережі системи передачі Замовник повинен надати всю запитувану ОСП інформацію, яка визначена цим Кодексом, включаючи інформацію, необхідну для планування режимів роботи енергосистеми.

1.10. У випадках, визначених Кодексом систем розподілу, затвердженим постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 310, для врахування пропускної спроможності мережі ОСП, ОСР звертається до ОСП за отриманням вимог (технічних заходів) ОСП, виконання яких необхідне в електричних мережах ОСП для забезпечення технічної можливості приєднання електроустановок замовника.

ОСП у строк не більше ніж 10 робочих днів від дати звернення ОСР має надати вимоги (або повідомити про їх відсутність), виконання яких необхідне в електричних мережах ОСП для забезпечення технічної можливості приєднання електроустановок замовника.

ОСП оприлюднює на офіційному вебсайті в мережі Інтернет порядок та вичерпний перелік документів для отримання вимог ОСП, які мають містити:

вимоги до електроустановок замовника стосовно каналів зв’язку для передачі інформації щодо обліку, телевимірювань та даних оперативно-технологічного характеру, у тому числі щодо показників якості електричної енергії;

вимоги до електроустановок ОСП у частині організації релейного захисту та протиаварійної автоматики;

вимоги чинних нормативно-технічних документів у частині забезпечення критеріїв видачі/споживання потужності з відповідним обґрунтуванням.

( Главу 1 розділу III доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

1.11. Замовник при здійсненні приєднання до системи передачі електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, має право встановити та підключити УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення за умови відбору електричної енергії УЗЕ виключно від власних генеруючих установок.

Прогнозовану величину номінальної (встановленої) потужності Pnom УЗЕ, яку заплановано підключити до електростанції або генеруючої одиниці, Замовник має зазначити в заяві, типова форма якої наведена в додатку 1 (тип Б) до цього Кодексу.

( Главу 1 розділу III доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

2. Технічні вимоги до генеруючих об’єктів, які приєднуються до системи передачі або впливають на режими роботи системи передачі

( Назва глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

2.1. Визначення типу генеруючих одиниць

Генеруючі одиниці класифікуються за чотирма категоріями відповідно до рівня напруги їхньої точки приєднання та їхньої потужності, а саме:

тип А - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і потужністю до 1 МВт включно;

тип В - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і потужністю від 1 МВт до 20 МВт включно;

тип С - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і потужністю від 20 МВт до 75 МВт включно;

тип D - точка приєднання з напругою 110 кВ або вище. Генеруюча одиниця також належить до типу D, якщо її точка приєднання має напругу нижче 110 кВ, а потужність вище 75 МВт.

( Абзац п’ятийй пункту 2.1 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

2.2. Технічні вимоги за типами генеруючих одиниць

Перелік загальних технічних вимог до відповідних типів генеруючих одиниць та додаткових технічних вимог до синхронних генеруючих одиниць та одиниць енергоцентрів наведений у таблицях 1-3 відповідно.

Таблиця 1

Загальні технічні вимоги до генеруючих одиниць

Пункти та підпункти цього розділу, в яких передбачені технічні вимоги	Технічна вимога	Тип А	Тип В	Тип С	Тип D
пункт 2.3	Технічні вимоги щодо стабільності частоти
підпункт 1 пункту 2.3	Діапазони частоти	+	+	+	+
підпункт 2 пункту 2.3	Стійкість до швидкості зміни частоти	+	+	+	+
підпункт 3 пункту 2.3	Режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSM-O)	+	+	+	+
підпункт 4 пункту 2.3	Режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSM-U)			+	+
підпункт 5 пункту 2.3	Режим нормованого первинного регулювання частоти (частотно чутливий режим FSM)			+	+
підпункт 6 пункту 2.3	Дистанційне відключення/включення	+	+
підпункт 7 пункту 2.3	Керованість активною потужністю		+
підпункт 8 пункту 2.3	Регулювання активної потужності			+	+
підпункт 9 пункту 2.3	Автоматичне приєднання	+	+	+
пункт 2.4	Технічні вимоги щодо надійності генеруючих одиниць
підпункт 2.4.2 пункту 2.4	Стійкість до КЗ		+	+	+
підпункт 2.4.3 пункту 2.4	Відновлення вироблення активної енергії після КЗ		+	+	+
підпункт 2.4.4 пункту 2.4	Статична стійкість			+	+
пункт 2.5	Технічні вимоги щодо стабільності напруги
підпункт 4 пункту 2.5	Автоматичне від’єднання при відхиленнях напруги за допустимі межі			+	+
підпункт 5 пункту 2.5	Здатність до вироблення реактивної енергії при максимальній активній потужності			+	+
підпункт 7 пункту 2.5	Вимоги щодо діапазонів напруги				+
пункт 2.6	Технічні вимоги щодо управління системою передачі
підпункт 1 пункту 2.6	Схеми управління та параметри налаштування		+	+	+
підпункт 2 пункту 2.6	Релейний захист та протиаварійна автоматика та параметри налаштування		+	+	+
підпункт 3 пункту 2.6	Обмін інформацією		+	+	+
підпункт 4 пункту 2.6	Динамічна стійкість			+	+
підпункт 5 пункту 2.6	Контрольно-вимірювальна апаратура			+	+
підпункт 6 пункту 2.6	Імітаційні (математичні, комп’ютерні) моделі			+	+
підпункт 7 пункту 2.6	Швидкість зміни активної потужності			+	+
підпункт 8 пункту 2.6	Заземлення нейтралі			+	+
підпункт 9 пункту 2.6	Засоби синхронізації				+
пункт 2.7	Технічні вимоги щодо відновлення системи передачі
підпункт 1 пункту 2.7	Автоматичне повторне приєднання		+	+	+
підпункт 2 пункту 2.7	Автономний пуск			+	+
підпункт 3 пункту 2.7	Участь в острівному режимі роботи			+	+
підпункт 4 пункту 2.7	Швидка повторна синхронізація			+	+

Таблиця 2

Додаткові технічні вимоги до синхронних генеруючих одиниць

Пункти та підпункти цього розділу, в яких передбачені технічні вимоги	Технічна вимога	Тип А	Тип В	Тип С	Тип D
пункт 2.4	Технічні вимоги щодо надійності генеруючих одиниць
підпункт 2.4.1 пункту 2.4	Здатність нести задане навантаження		+	+	+
пункт 2.5	Технічні вимоги щодо стабільності напруги
підпункт 1 пункту 2.5	Здатність до вироблення реактивної енергії (загальна)		+
підпункт 3 пункту 2.5	Система регулювання напруги		+	+	+

Таблиця 3

Додаткові технічні вимоги до одиниць енергоцентрів

Пункти та підпункти цього розділу, в яких передбачені технічні вимоги	Технічна вимога	Тип А	Тип В	Тип С	Тип D
пункт 2.3	Технічні вимоги щодо стабільності частоти
підпункт 10 пункту 2.3	Штучна інерція			+	+
пункт 2.5	Технічні вимоги щодо стабільності напруги
підпункт 2 пункту 2.5	Швидке підживлення КЗ струмом		+	+	+
підпункт 6 пункту 2.5	Демпфірування коливань потужності			+	+

2.3. Технічні вимоги щодо стабільності частоти:

1) діапазони частоти:

генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати в межах діапазону частот та інтервалів часу, зазначених у таблиці 4.

Таблиця 4

Мінімальні інтервали часу, для яких генеруючі одиниці мають бути здатними працювати на різних частотах, що відхиляються від номінального значення, без від’єднання від мережі

Діапазон частот	Робочий період часу
47,5 Гц - 49,0 Гц	не менше ніж 30 хвилин
49,0 Гц - 51,0 Гц	без обмеження
51,0 Гц - 51,5 Гц	не менше ніж 30 хвилин

Існуючі генеруючі одиниці АЕС та ТЕС мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі в діапазоні 48,0-49,0 Гц не менше 5 хвилин, у діапазоні 47,5-48,0 Гц не менше 60 секунд, у діапазоні 50,5-51,5 Гц не менше 10 секунд;

2) стійкість до швидкості зміни частоти:

генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаним до мережі і працювати при швидкості зміни частоти до 1,7 Гц/с;

3) режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSM-O):

генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечити зміни активної потужності при відхиленні частоти за межі зони нечутливості по частоті (див. рис. 1) та зі статизмом, визначеними ОСП у межах значень, вказаних в абзацах третьому та четвертому цього підпункту;

зона нечутливості по частоті fRmax повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 50,2 Гц до 50,5 Гц включно;

уставка статизма повинна мати можливість змінюватися в діапазоні між 2 % і 12 %;

генеруючі одиниці мають бути здатними до реакції активної потужності на відхилення частоти з затримкою не більше 1 секунди;

після досягнення генеруючою одиницею мінімального технічного рівня Pmin навантаження генеруючої одиниці вона має бути здатною продовжувати роботу на цьому рівні;

генеруючі одиниці мають бути здатним до стійкої роботи в режимі LFSM-O. Коли LFSM-O активний, уставка LFSM-O повинна мати пріоритет над іншими видами регулювання активної потужності;

Рисунок 1

Здатність генеруючих одиниць до реакції активної потужності на відхилення частоти в режимі LFSM-O

див. зображення

Pmax, Pmin - максимальний, мінімальний технічний рівень потужності генеруючої одиниці; Pпоточ - поточний рівень потужності; fRmax - максимальне значення зони нечутливості по частоті; fmin, fmax мінімальна, максимальна допустима частота роботи генеруючої одиниці.

4) режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSMU):

генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечити зміни активної потужності при відхиленні частоти за межі зони нечутливості по частоті (див. рис. 2) та зі статизмом, визначеними ОСП в межах значень, вказаних в абзацах третьому та четвертому цього підпункту;

зона нечутливості по частоті fRmin повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 49,8 Гц до 49,5 Гц включно;

уставки статизма повинні мати можливість змінюватися в діапазоні між 2 % і 12 %;

після досягнення генеруючою одиницею максимального технічного рівня Pmax навантаження генеруючої одиниці вона має бути здатною продовжувати роботу на цьому рівні;

генеруючі одиниці мають бути здатним до стійкої роботи в режимі LFSM-U;

Рисунок 2

Здатність генеруючих одиниць до реагування активної потужності на відхилення частоти в режимі в LFSM-U

див. зображення

Pmax, Pmin - максимальний, мінімальний технічний рівень потужності генеруючої одиниці; Pпоточ - поточний рівень потужності. fRmin, fRmax - мінімальне, максимальне значення зони нечутливості по частоті; fmin, fmax мінімальна, максимальна допустима частота роботи генеруючої одиниці.

5) режим нормованого первинного регулювання частоти (частотно чутливий режим FSM):

генеруючі одиниці мають бути здатними змінювати активну потужність при відхиленні частоти відповідно до параметрів, встановлених ОСП, (див. рис. 3) у межах діапазонів, зазначених у таблиці 5;

Рисунок 3

Здатність генеруючих одиниць до реакції активної потужності на відхилення частоти в режимі в FSM, що ілюструє випадок нульової мертвої зони і нечутливість

див. зображення

Pref - базова активна потужність, до якої відноситься Дельта P; Дельта P - зміна вихідної активної потужності генеруючої одиниці; fn - номінальна частота (50 Гц) у мережі; Дельта f - відхилення від номінальної частоти в мережі.

Таблиця 5

Параметри для реакції активної потужності на відхилення частоти у режимі FSM

Параметри		Діапазони
діапазон зміни активної потужності відносно номінальної потужності: \|Дельта P1 \| / Pном		1,5-10%
нечутливість частотної характеристики	Дельта f1	менше або дорівнює 10 мГц
	Дельта f1 f n	менше або дорівнює 0,02%
мертва зона частотної характеристики		0-200 мГц
статизм s1		2-12%

( Таблиця 5 підпункту 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )

у випадку підвищення частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується мінімальним технічним рівнем;

у випадку зниження частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується максимальною потужністю;

фактична зміна активної потужності при відхиленні частоти може обмежуватися рядом чинників, зокрема впливом навколишнього середовища та наявністю джерел первинної енергії;

у разі стрибкоподібної зміни частоти генеруючі одиниці мають бути здатними змінювати активну потужності при відхиленні частоти по лінії, як зазначено на рис. 4, або вище неї (з метою уникнення коливань активної потужності для генеруючих одиниць);

Рисунок 4

Здатність змінювати активну потужність при відхиленні частоти

див. зображення

Pmax - максимальна потужність, до якої відноситься Дельта P; Дельта P - зміна вихідної активної потужності генеруючої одиниці. Генеруюча одиниця має забезпечувати вихідну активну потужність Дельта P до точки Дельта P1 відповідно до інтервалів часу t1 і t2 зі значеннями Дельта P1, t1 і t2, визначених ОСП відповідно до таблиці 6; t1 - початкова затримка; t2 - час повної активації.

Таблиця 6

Параметри повної зміни активної потужності на відхилення частоти внаслідок стрибкоподібної зміни частоти

Параметри	Діапазони або значення
діапазон зміни активної потужності відносно номінальної потужності: \|Дельта P1 \| / Pном	1,5-10%
максимальна допустима початкова затримка t1 для генеруючих одиниць (з інерцією)	2 секунди
максимальна допустима початкова затримка t1 для генеруючих одиниць (без інерції)	500 мс
максимальний допустимий вибір часу повної активації t2	до 30 секунд

( Таблиця 6 підпункту 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )

генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечити стійку видачу наявної регулюючої активної потужності при відхиленні не менше 15 хвилин;

у межах 15 хвилин регулювання активної потужності повинно відповідати статичній частотній характеристиці генеруючих одиниць;

у разі зниження частоти, гідроакумулюючі (акумулюючі) об’єкти мають бути здатними до від’єднання свого навантаження за виключенням власних потреб станції;

генеруючі об’єкти повинні мати обладнання зв’язку, щоб передавати в режимі реального часу з належним захистом від генеруючого об’єкта до диспетчерських пунктів ОСП, принаймні, такі сигнали:

сигнал індикації стану нормованого первинного регулювання частоти FSM (ув./вимк.);

планова активна потужність (за графіком);

фактичне значення активної потужності;

фактичні завдання по активній потужності для відповідного відхилення частоти;

статизм і зона нечутливості;

за необхідності ОСП може вказувати додаткові сигнали, які мають передаватися генеруючим об’єктом з використанням пристроїв моніторингу та реєстрації для перевірки участі генеруючих одиниць у нормованому первинному регулюванні;

6) дистанційне відключення/включення:

генеруючі одиниці мають бути обладнані вхідним портом, щоб припиняти вироблення активної потужності не пізніше ніж через 5 секунд після отримання команди на вхідному порті. Відповідні Оператори мають право вказувати вимоги для обладнання, щоб забезпечити дистанційне керування цим механізмом;

( Абзац другий підпункту 6 пункту 2.3 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

7) керованість активною потужністю:

генеруючі одиниці мають бути обладнані інтерфейсом (вхідним портом), щоб мати змогу зменшувати вихідну активну потужність до вказаного рівня не пізніше ніж через 60 секунд після отримання команди на вхідному порті. ОСП має право вказувати вимоги до обладнання, щоб мати змогу дистанційно регулювати вихідну активну потужність генеруючих одиниць;

( Абзац другий підпункту 7 пункту 2.3 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

8) регулювання активної потужності:

система регулювання генеруючої одиниці має бути здатною до налаштування уставки активної потужності згідно з керуючими діями/оперативними командами ОСП;

( Абзац другий підпункту 8 пункту 2.3 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

ОСП встановлює час, у межах якого має бути досягнута уставка активної потужності (за умови наявності палива/джерела енергії) та вказати допустиме відхилення для нової уставки і час, за який вона має бути встановлена;

у випадку виведення з роботи генеруючої одиниці з-під управління Системи автоматичного регулювання частоти та потужності (САРЧП) ОСП забезпечує управління цією генеруючою одиницею в ручному режимі, повідомивши невідкладно власника генеруючої одиниці про час такого переведення. ОСП повідомляє Регулятора про випадки виведення з-під САРЧП генеруючих одиниць шляхом щомісячного звітування;

9) автоматичне приєднання:

ОСП вказує умови, за яких генеруюча одиниця може автоматично з’єднатися з мережею після незапланованого відключення або під час відновлення системи передачі.

Ці умови мають включати: діапазони частоти та діапазони напруг, у межах яких автоматичне приєднання є допустимим, і відповідний час затримки; максимальний градієнт збільшення вихідної активної потужності.

Якщо інші умови не узгоджені між ОСП, власником генеруючої одиниці та відповідним ОСР, умови автоматичного приєднання такі:

діапазон частоти 49,9-50,1 Гц;

діапазон напруги 0,9-1,1 в. о.;

мінімальний час затримки 60 секунд;

максимальний градієнт збільшення вихідної активної потужності менше або дорівнює 20 % Pmax /хв;

10) штучна інерція:

одиниці енергоцентру мають бути здатними забезпечувати штучну інерцію.

Принципи роботи систем управління, встановлених для забезпечення штучної інерції, та відповідні параметри визначаються ОСП на етапі підключення електроустановок.

( Підпункт 10 пункту 2.3 глави 2 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

2.4. Технічні вимоги щодо надійності генеруючих одиниць

2.4.1. Здатність нести задане навантаження

Генеруючі одиниці мають бути здатними нести навантаження на заданому рівні активної потужності незалежно від зміни частоти в межах порогової частоти, вказаної в підпункті 1 пункту 2.3 цієї глави;

2.4.2. Стійкість до КЗ

1) генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і продовжувати стабільну роботу під час КЗ та після його усунення релейним захистом при зміні напруги за кривою (див. рис. 5), параметри якої задаються ОСП у межах діапазонів, що зазначені в таблицях 7 і 8 для синхронних генеруючих одиниць та одиниць енергоцентрів відповідно. Часові інтервали роботи генеруючих одиниць без відключення від мережі при КЗ для вказаних рівнів напруги (див. рис. 5), приєднаних на рівні напруги 110 кВ або вище, наведені в таблицях 9 і 10 для синхронних генеруючих одиниць та одиниць енергоцентрів відповідно;

Рисунок 5

Графік напруги генеруючої одиниці під час проходження КЗ без відключення від мережі

див. зображення

На графіку показана нижня межа кривої напруги в залежності від часу для напруги в точці приєднання, вираженої як відношення її фактичного значення до її опорного значення у в. о. - до, упродовж і після пошкодження. Uret - залишкова напруга в точці приєднання впродовж КЗ, tclear - момент ліквідації КЗ. Urec1, Urec2, trec1, trec2 і trec3 - вказують на певні точки нижніх меж відновлення напруги після ліквідації КЗ.

Таблиця 7

Параметри для синхронних генеруючих одиниць

Параметри напруги, в. о.		Параметри часу, секунд
Uret	0,05-0,3	tclear	0,14-0,15 (або 0,14-0,25, якщо захист системи і безпечна експлуатація цього вимагають)
Uclear	0,7-0,9	trec1	tclear
Urec1	Uclear	trec2	trec1 - 0,7
Urec2	0,85-0,9 і => Uclear	trec3	trec2 - 1,5

Таблиця 8

Параметри для одиниць енергоцентрів

Параметри напруги, в. о.		Параметри часу, секунд
Uret	0,05 - 0,15	tclear	0,14-0,15 (або 0,14-0,25, якщо захист системи і безпечна експлуатація цього вимагають)
Uclear	Uret - 0,15	trec1	tclear
Urec1	Uclear	trec2	trec1
Urec2	0,85	trec3	1,5-3,0

Таблиця 9

Параметри для синхронних генеруючих одиниць приєднаних на рівні напруги 110 кВ або вище

Параметри напруги, в. о.		Параметри часу, секунд
Uret	0	tclear	0,14-0,25
Uclear	0,25	trec1	tclear - 0,45
Urec1	0,5-0,7	trec2	trec1 - 0,7
Urec2	0,85-0,9	trec3	trec2 - 1,5

Таблиця 10

Параметри для одиниць енергоцентрів приєднаних на рівні напруги 110 кВ або вище

Параметри напруги, в. о.		Параметри часу, секунд
Uret	0	tclear	0,14-0,25
Uclear	Uret	trec1	tclear
Urec1	Uclear	trec2	trec1
Urec2	0,85	trec3	1,5-3,0

2) для забезпечення можливості роботи генеруючих одиниць без відімкнення від мережі при КЗ ОСП на вимогу власника генеруючого об’єкта повинен надати йому значення мінімальної та максимальної потужності КЗ у точці приєднання та вказати передаварійні робочі параметри генеруючої одиниці, виражені як вихідні активна і реактивна потужності у точці приєднання та напруга в точці приєднання;

3) генеруючі одиниці мають бути здатними продовжувати стабільну роботу, коли фактичні значення лінійних напруг відносно рівня напруги мережі в точці приєднання під час КЗ, ураховуючи вищенаведені передаварійні і післяаварійні режими, залишається вище межі, вказаної на рисунку 5, якщо схема захисту для внутрішніх електричних пошкоджень не вимагає від’єднання генеруючої одиниці від мережі. Схеми захисту і уставки для внутрішніх електричних пошкоджень не повинні ставити під загрозу характеристики здатності залишатися в роботі без відімкнення від мережі при КЗ;

4) захист від зниження напруги (здатність залишатися в роботі без відімкнення від мережі при КЗ чи мінімальне значення, вказане для напруги в точці приєднання) встановлюється власником генеруючого об’єкта відповідно до його максимальних технічних можливостей, якщо ОСП не встановлює вимоги відповідно до підпункту 2 пункту 2.6 цієї глави. Уставки мають бути обґрунтовані власником генеруючого об’єкта відповідно до цього принципу.

2.4.3. Відновлення вироблення активної енергії після КЗ

Генеруючі одиниці повинні відновлювати виробництво активної енергії після КЗ ОСП визначає величину та час відновлення вироблення активної енергії.

Мінімальні вимоги до відновлення вироблення активної енергії після КЗ:

час початку відновлення - у момент досягнення 90 % напруги на момент виникнення КЗ;

максимально допустимий час відновлення активної енергії після КЗ - 1 секунда;

мінімальний рівень потужності активної енергії - 90 % потужності активної енергії на момент виникнення КЗ.

2.4.4. Статична стійкість

У разі відхилень потужності генеруючі одиниці повинні зберігати статичну стійкість, працюючи в будь-якій робочій точці характеристики P-Q.

Генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати без зниження потужності поки напруга і частота залишаються в указаних межах згідно з вимогами, встановленими у цьому розділі.

Генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі під час однофазних або трифазних КЗ та АПВ на лініях електропередачі, які відходять від станції. Детальні дані цієї здатності повинні підлягати координації та узгодженням щодо схем захисту та уставок, відповідно до підпункту 2 пункту 2.6 цієї глави.

( Абзац третій підпункту 2.4.4 пункту 2.4 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

2.5. Технічні вимоги щодо стабільності напруги:

1) здатність до вироблення реактивної енергії (загальна)

Генеруючі одиниці повинні бути здатними виробляти реактивну потужність, якщо така вимога встановлена ОСП;

2) швидке підживлення КЗ струмом

Одиниці енергоцентру на вимогу ОСП мають бути здатними забезпечувати швидке підживлення КЗ струмом у точці приєднання під час симетричних (трифазних) пошкоджень;

ОСП повинен встановити вимоги до роботи одиниць енергоцентру без відключення від електричної мережі під час нормативних пошкоджень;

( Абзац третій підпункту 2 пункту 2.5 глави 2 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

3) система регулювання напруги

Генеруючі одиниці повинні бути обладнані постійною системою автоматичного регулювання збудження, яка може забезпечувати постійну напругу на затискачах генератора змінного струму на рівні вибраної уставки без нестабільності в усьому робочому діапазоні синхронної генеруючої одиниці.

Синхронні генеруючі одиниці мають бути обладнані системою АРЗ. Ця система має включати:

( Абзац третій підпункту 3 пункту 2.5 глави 2 розділу ІІІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )

функцію обмеження діапазону вихідного сигналу таким чином, щоб найвища частота характеристики не мала змоги збуджувати крутильні коливання на інших приєднаних до мережі генеруючих одиницях;

обмежувач мінімального збудження для запобігання зменшенню збудження генератора змінного струму до рівня, який загрожує синхронній стійкості;

обмежувач максимального збудження для запобігання збудження генератора змінного струму вище від максимального значення, яке припустиме в межах його проєктних параметрів;

( Абзац шостий підпункту 3 пункту 2.5 глави 2 розділу ІІІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )

обмежувач струму статора;

функцію PSS для демпфірування коливань потужності, яка є обов’язковою для нових синхронних генеруючих одиниць типу В, С і D та існуючих синхронних генеруючих одиниць ГЕС/ГАЕС типу D.

( Абзац восьмий підпункту 3 пункту 2.5 глави 2 розділу ІІІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )

Уставки налаштування функції PSS для демпфірування коливань потужності вибираються згідно з методикою виробника цієї системи. Частоти налаштування повинні відповідати заданим ОСП значенням.

( Абзац підпункту 3 пункту 2.5 глави 2 розділу ІІІ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )

Заходи з налаштування функції PSS мають бути виконані власниками генеруючих одиниць у термін не більше п’яти місяців після отримання відповідного оперативного розпорядження ОСП;

4) автоматичне від’єднання при відхиленнях напруги за допустимі межі

Генеруючим одиницям дозволяється автоматичне від’єднання, коли напруга в контрольній точці приєднання виходить за межі, встановлені ОСП;

5) здатність до вироблення реактивної енергії при максимальній активній потужності

Синхронні генеруючі одиниці мають бути здатними на вимогу ОСП використовувати всі резерви реактивної потужності аж до аварійних перевантажень згідно з вимогами Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж.

Генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечувати на вимогу ОСП вироблення/споживання реактивної потужності у випадках коливань напруги з урахуванням того, що:

синхронні генеруючі одиниці мають бути здатними забезпечувати вироблення/споживання реактивної потужності на її максимальному рівні у межах графіка U-Q/Pmax, вказаного на рисунку 6;

діапазон Q/Pmax і діапазон напруг для синхронних генеруючих одиниць повинні перебувати в межах значень, наведених у таблиці 11, а для одиниць енергоцентру - в межах значень, наведених у таблиці 12;

необхідно враховувати, що повний діапазон реактивної потужності не може бути наявним в усьому діапазоні напруг в усталеному режимі;

генеруючі одиниці мають бути здатними до переміщення в будь-яку робочу точку в межах свого профілю U-Q/Pmax у відповідних часових рамках до значень, встановлених ОСП.

Рисунок 6

Робочі діапазони U-Q/Pmax генеруючої одиниці

див. зображення

Діаграма відображає межі графіка U-Q/Pmax напругою в точці приєднання, вираженою відношенням її фактичного значення до її опорного значення у в. о., у залежності від відношення реактивної потужності (Q) до максимальної потужності (Pmax ).

Таблиця 11

Параметри для обвідної (див. рис. 6) для синхронних генеруючих одиниць

Максимальна різниця між граничними значеннями Q/Pmax	Максимальна різниця між граничними значеннями діапазону напруги в усталеному режимі у в. о.
0,95	0,225

Таблиця 12

Параметри для обвідної (див. рис. 6) для одиниць енергоцентру

Максимальна різниця між граничними значеннями Q/Pmax	Максимальна різниця між граничними значеннями діапазону напруги в усталеному режимі у в. о.
0,75	0,225

Одиниці енергоцентру мають відповідати таким вимогам щодо режимів регулювання реактивної потужності:

бути здатними до видачі реактивної потужності автоматично або в режимах регулювання напруги, реактивної потужності чи коефіцієнта потужності;

для забезпечення режиму регулювання напруги мають бути здатними до сприяння регулюванню напруги в точці приєднання через забезпечення обміну реактивною потужністю з мережею з уставкою напруги, що охоплює від 0,95 до 1,05 в. о. з кроками не більше ніж 0,01 в. о., з крутизною характеристики у діапазоні, принаймні 2-7 %, і кроками не більше ніж 0,5 %. Вихідна реактивна потужність має бути нульовою, коли значення напруги мережі в точці приєднання дорівнюватиме уставці напруги;

здійснювати роботу з уставкою з або без зони нечутливості, вибраної в діапазоні від нуля до ± 5 % опорного значення 1 в. о. напруги мережі, з кроками не більше ніж 0,5 %;

упродовж ступінчатої зміни напруги мають бути здатними досягати 90 % зміни реактивної потужності впродовж часу, що не перевищує 5 секунд, і стабілізуватися на значенні, вказаному крутизною характеристики в межах часу, що не перевищує 60 секунд, з усталеним допустимим відхиленням реактивної потужності не більше ніж 5 % від максимальної реактивної потужності;

для забезпечення режиму регулювання реактивної потужності мають бути здатними до встановлення уставки реактивної потужності де завгодно у діапазоні реактивної потужності, визначеному в абзаці третьому цього підпункту, з уставкою кроку не більшою ніж 5 МВАр або 5 % (менше з цих значень) повної реактивної потужності, регулюючи реактивну потужність у точці приєднання з точністю в межах ± 5 МВАр або ± 5 % (менше з цих значень) повної реактивної потужності;

бути здатними регулювати коефіцієнт потужності в точці приєднання в межах необхідного діапазону реактивної потужності згідно з вимогами, встановленими в абзаці третьому цього підпункту, з кроками цільового коефіцієнта потужності не більше ніж 0,01;

6) демпфірування коливань потужності

Одиниці енергоцентру мають бути здатними демпфірувати коливання потужності. Характеристики регулювання напруги та реактивної потужності одиниць енергоцентру не повинні чинити негативний вплив на демпфірування коливань потужності;

7) вимоги щодо діапазонів напруги

З урахуванням вимог підпункту 2.4.2 пункту 2.4 цієї глави генеруючі одиниці мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати у межах діапазонів напруги в точці приєднання, виражених напругою в точці приєднання у вигляді опорного значення 1 в. о., і для періодів часу, зазначених у таблиці 13 (для класів напруги до 330 кВ включно) і таблиці 14 (для класів напруги від 400 кВ до 750 кВ).

Таблиця 13

Діапазон напруг	Робочий період часу
0,85 в. о. - 0,90 в. о.	не менше 60 хвилин
0,90 в. о. - 1,10 в. о.	без обмеження
1,10 в. о. - 1,15 в. о.	не менше 20 хвилин

Таблиця 14

Діапазон напруг	Робочий період часу
0,85 в. о. - 0,90 в. о.	60 хвилин
0,90 в. о. - 1,05 в. о.	без обмеження
1,05 в. о. - 1,10 в. о.	не менше ніж 20 хвилин

Ширші діапазони напруги або довші мінімальні періоди часу для роботи можуть бути погоджені між ОСП і власником генеруючого об’єкта. Якщо ширші діапазони напруги та довший мінімальний час для експлуатації є економічно вигідними і технічно можливими, то така пропозиція не повинна бути відхилена будь-якою із сторін.

З урахуванням вимог абзацу другого цього підпункту ОСП має право вказувати напругу в точці приєднання, за якої генеруючі одиниці мають бути здатними до автоматичного від’єднання. Умови та уставки для автоматичного від’єднання повинні бути узгоджені між ОСП і власником генеруючого об’єкта.

2.6. Технічні вимоги щодо управління системою передачі:

1) схеми управління та параметри налаштування

Схеми, принцип дії, алгоритми роботи станційних систем управління, АСУ ТП генеруючих одиниць (у частині регулювання частоти, потужності та АРЗ) визначаються згідно з додатком 8 до цього Кодексу. Внесення будь-яких змін до схем та алгоритмів роботи без погодження з ОСП забороняється;

( Абзац другий підпункту 1 пункту 2.6 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

2) релейний захист та протиаварійна автоматика та параметри налаштування

Алгоритми роботи, принципи організації та уставки релейного захисту та протиаварійної автоматики генеруючих одиниць в обов’язковому порядку погоджуються з ОСП і повинні бути скоординовані (узгоджені) з дією РЗ та ПА передавальних та розподільних мереж. ОСП повинен визначати схеми і уставки, РЗ та ПА мереж, з урахуванням характеристик генеруючої одиниці. При загрозі безпечній роботі ОЕС України, обладнанню або життю та здоров’ю персоналу, релейний захист та протиаварійна автоматика генеруючої одиниці повинні мати пріоритет над автоматикою регулювання нормального режиму (наприклад, САРЧП).

При виборі схеми та алгоритму роботи релейного захисту та протиаварійної автоматики повинна бути врахована необхідність захисту від:

зовнішніх і внутрішніх коротких замикань;

несиметричних навантажень (зворотна послідовність фаз);

перевантажень статора й ротора;

пере-/недозбудження;

підвищення/зниження напруги в точці приєднання;

підвищення/зниження напруги на затисках генератора;

коливань потужності в електричних мережах;

помилкових спрацювань з врахуванням пускових струмів;

асинхронних режимів;

неприпустимих кручень вала (наприклад, підсинхронний резонанс);

пошкоджень ліній електропередачі, що впливають на роботу генеруючої одиниці;

пошкоджень блочних трансформаторів;

з урахуванням необхідності забезпечення резервування на випадок відмови комутаційної апаратури та захисту, перезбудження (U/f), зворотної потужності, швидкості зміни частоти, зміщення нейтралі напруги.

При організації взаємодії РЗ та ПА генеруючих одиниць та електричних мереж повинен бути встановлений такий пріоритет дії (від найвищого до найнижчого):

захист електричних мереж та захист обладнання генеруючої одиниці;

забезпечення штучної інерції, де це доречно;

здійснення регулювання частоти та потужності;

обмеження потужності;

обмеження градієнта потужності;

3) обмін інформацією

Генеруючі об’єкти мають бути здатними до обміну технологічною інформацією з ОСП у режимі реального часу згідно з вимогами глави 6 розділу X цього Кодексу з міткою часу;

4) динамічна стійкість

Генеруючі одиниці мають бути здатними до від’єднання від мережі автоматично, щоб запобігти порушенню стійкості енергосистеми або пошкодженню генеруючої одиниці.

Власники генеруючих об’єктів і ОСП повинні узгодити умови (критерії) забезпечення динамічної стійкості або збереження керованості;

5) контрольно-вимірювальна апаратура

Генеруючі об’єкти мають бути обладнані засобами реєстрації аварійних подій і моніторингу динамічної поведінки системи. Ці засоби повинні реєструвати такі параметри:

напругу;

активну потужність;

реактивну потужність;

частоту.

ОСП має право встановлювати параметри апаратури реєстрації аварійних подій, зокрема критерії запуску і частоту дискретизації.

ОСП визначає вимоги до моніторингу динамічної поведінки енергосистеми, зокрема до процедури виявлення та сигналізації слабо затухаючих коливань потужності (WAMS).

Системи моніторингу якості електропостачання та динамічної поведінки енергосистеми мають включати засоби доступу до інформації для власника генеруючого об’єкта та ОСП. Протоколи обміну зареєстрованими даними повинні бути узгоджені між власником генеруючого об’єкта і ОСП.

У разі необхідності ОСП може висунути вимоги щодо необхідності встановлення додаткових пристроїв на генеруючому об’єкті, з метою попередження аварійних ситуацій в енергосистемі;

6) імітаційні (математичні, комп’ютерні) моделі

На вимогу ОСП власники генеруючих об’єктів повинні надати імітаційні моделі, які належним чином відображають поведінку генеруючої одиниці як в усталеному режимі так і в електромеханічному та електромагнітному перехідних процесах.

Власники генеруючих об’єктів повинні забезпечити верифікацію наданих моделей відповідними результатами випробувань згідно з вимогами цього Кодексу та надавати результати випробувань ОСП.

Моделі, надані власниками генеруючих об’єктів, мають містити такі складові в залежності від існування окремих компонентів:

генератор змінного струму і первинний двигун;

регулювання частоти обертання та потужності;

регулювання напруги, включаючи функцію стабілізатора енергосистеми (PSS) і систему регулювання збудження, у випадку їх наявності;

моделі захистів генеруючої одиниці;

моделі перетворювачів у разі їх наявності.

ОСП визначає:

формат, в якому мають надаватися моделі;

обсяг документації про структуру та блок-схеми моделі;

мінімальні і максимальні потужності КЗ у точці приєднання, виражені в МВА, як еквівалент мережі;

7) швидкість зміни активної потужності

З метою забезпечення можливості змінювати активну потужність генеруючої одиниці відповідно до її планового графіка ОСП встановлює мінімальну (але не менше 1 % від встановленої потужності) і максимальну межі для швидкості зміни вихідної активної потужності для генеруючої одиниці, ураховуючи тип генеруючого обладнання;

8) заземлення нейтралі

Заземлювальний пристрій нейтралі на мережевій стороні підвищувальних трансформаторів має відповідати вимогам Правил улаштування електроустановок;

9) засоби синхронізації

Генеруючі одиниці мають бути обладнані необхідними засобами синхронізації для під’єднання до мережі.

Синхронізація генеруючих одиниць має бути можливою для частот у межах діапазонів, вказаних у таблиці 4.

Параметри пристроїв синхронізації повинні бути погоджені ОСП та власником генеруючого об’єкта на етапі проєктування, а саме:

напруга;

частота;

діапазон фазового кута;

послідовність чергування фаз;

відхилення напруги і частоти.

2.7. Технічні вимоги щодо відновлення системи передачі:

1) автоматичне повторне приєднання

Генеруючі одиниці мають бути здатними до повторного підключення до мережі після випадкового відключення, викликаного порушенням мережі відповідно до умов, встановлених ОСП. ОСП повинен визначити необхідність встановлення систем автоматичного повторного підключення та їх параметрів для кожного генеруючого об’єкта на основі розрахунків електричних режимів;

2) автономний пуск

Здатність до автономного пуску не є обов’язковою для будь-яких типів генеруючих одиниць, за виключенням випадків, коли ОСП вважає, що безпека енергосистеми піддається ризику через дефіцит в енергосистемі здатності до автономного пуску. У такому випадку ОСП може звернутися до власників генеруючих об’єктів з вимогою надати комерційну пропозицію щодо забезпечення здатності до автономного пуску, а власники зобов’язані надати йому таку пропозицію.

Генеруючі одиниці зі здатністю до автономного пуску мають бути здатними до пуску з повністю знеструмленого стану без будь-якої зовнішньої подачі електричної енергії в межах часового інтервалу, затвердженого ОСП.

Генеруючі одиниці зі здатністю до автономного пуску мають бути здатними синхронізуватися в межах частоти, вказаної в таблиці 4, і в межах напруги відповідно до підпункту 7 пункту 2.5 цієї глави, якщо це застосовується.

Генеруючі одиниці зі здатністю до автономного пуску мають бути здатними до автоматичної підтримки напруги при приєднанні навантаження.

Генеруючі одиниці зі здатністю до автономного пуску повинні:

бути здатними регулювати частоту та потужність у виділеному енергорайоні;

регулювати частоту у разі її підвищення чи зниження в усьому діапазоні вихідної активної потужності між мінімальним рівнем регулювання і максимальною потужністю, а також на рівні навантаження власних потреб;

паралельно працювати з декількома генеруючими одиницями у складі одного острова;

автоматично регулювати напругу у процесі відновлення енергосистеми;

3) участь в острівному режимі роботи

Генеруючі одиниці (крім енергоблоків АЕС та одиниць енергоцентру) мають бути здатними брати участь в острівному режимі роботи з такими межами:

( Абзац другий підпункту 3 пункту 2.7 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )

межі частоти для острівного режиму роботи встановлені у таблиці 4;

межі напруги для острівного режиму роботи мають встановлюватися ОСП або відповідним Оператором у координації з ОСП.

Генеруючі одиниці мають бути здатними працювати в режимі нормованого первинного регулювання частоти (FSM) під час острівного режиму роботи відповідно до вимог підпункту 5 пункту 2.3 цієї глави. У разі надлишку потужності генеруючі одиниці мають бути здатними до зниження вихідної активної потужності від попередньої робочої точки до будь-якої нової робочої точки в межах графіка P-Q. У зв’язку з цим генеруючі одиниці мають бути здатним до зниження вихідної активної потужності до технічного мінімуму.

( Абзац п’ятий підпункту 3 пункту 2.7 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 )

ОСП та власником генеруючого об’єкта повинна бути погоджена процедура інформування про перехід генеруючих одиниць від паралельної роботи з ОЕС України на роботу в острівному режимі та навпаки;

4) швидка повторна синхронізація

У разі від’єднання генеруючої одиниці від мережі ця генеруюча одиниця має бути здатною до швидкої повторної синхронізації методом точної синхронізації, що передбачає встановлення пристроїв автоматичної та напівавтоматичної точної синхронізації.

Якщо на повторну синхронізацію генеруючої одиниці потрібно понад 15 хвилин, ОСП та відповідний ОСР спільно з власником генеруючого об’єкта повинні погодити схему виділення на живлення власних потреб та прилеглий енергорайон.

У вищезазначеному випадку генеруючі одиниці мають бути здатними до тривалої роботи після перемикання на живлення власних потреб та прилеглого енергорайону в ізольованому режимі. Мінімальна тривалість роботи в ізольованому режимі має бути встановлена ОСП з урахуванням типу генеруючого обладнання.

2.8. Застосування технічних вимог до ГАЕС, енергетичних об’єктів з комбінованим виробленням тепла та електричної енергії

Генеруючі одиниці ГАЕС повинні відповідати всім вимогам, зазначеним у цій главі, як у генераторному, так і в насосному режимах роботи, якщо вони відносяться до типу B, C або D. Робота в режимі синхронних компенсаторів для ГАЕС не повинна бути обмежена в часі технічним проєктом.

Насосні модулі на ГАЕС, які забезпечують лише режим закачування, мають виконувати технічні вимоги, викладені в главі 3 цього розділу, і розглядатися як об’єкти енергоспоживання.

Вимоги цього розділу стосовно здатності підтримувати постійну вихідну активну потужність або модулювати вихідну активну потужність не повинні застосовуватися до генеруючих одиниць об’єктів з комбінованим виробленням тепла та енергії, вбудованих у мережі промислових об’єктів, на яких виконуються всі з наведених нижче критеріїв:

основне призначення цих об’єктів - вироблення тепла для промислових процесів відповідного промислового об’єкта;

вироблення тепла та електричної енергії нерозривно пов’язані, тобто будь-яка зміна вироблення тепла закінчується неминучою зміною вироблення активної потужності і навпаки;

генеруючі одиниці відносяться до типу A, B або C.

3. Технічні вимоги до електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання, які приєднуються до системи передачі або впливають на режими роботи системи передачі

3.1. Вимоги до електроустановок щодо частоти

Приєднані до системи передачі електроустановки об’єктів розподілу/енергоспоживання мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та працювати в частотних діапазонах і впродовж періодів часу, вказаних у таблиці 15.

Таблиця 15

Мінімальні інтервали часу, для яких енергооб’єкти мають бути здатним працювати на різних частотах, що відхиляються від номінального значення, без від’єднання від мережі

Діапазон частот	Робочий період часу
47,5 Гц - 48,5 Гц	не менше ніж 30 хвилин
48,5 Гц - 49,0 Гц	не менше ніж 30 хвилин
49,0 Гц - 51,0 Гц	без обмеження
51,0 Гц - 51,5 Гц	не менше ніж 30 хвилин

3.2. Вимоги до електроустановок щодо напруги

ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні забезпечити, щоб їхні приєднання не призводили до спотворення або коливання напруги живлення в мережі в точці приєднання. Рівень спотворення не має перевищувати рівень, який встановлений їм ОСП.

Приєднані до системи передачі об’єкти розподілу/енергоспоживання мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та працювати в діапазонах напруги і впродовж періодів часу, вказаних у таблиці 16 (для рівнів напруги до 330 кВ включно) і таблиці 17 (для рівнів напруги вище 400 кВ).

Обладнання розподільних мереж, підключених до системи передачі на тій самій напрузі, що й напруга точки приєднання, має бути здатним залишатися приєднаним до мережі та працювати в діапазонах напруги і впродовж періодів часу, вказаних у таблиці 16 (для рівнів напруги до 330 кВ включно) і таблиці 17 (для рівнів напруги вище 400 кВ).

Таблиця 16

Діапазон напруг	Робочий період часу
0,90 в. о. - 1,10 в. о.	без обмеження
1,10 в. о. - 1,15 в. о.	не менше ніж 20 хвилин

Таблиця 17

Діапазон напруг	Робочий період часу
0,90 в. о. - 1,05 в. о.	без обмеження
1,05 в. о. - 1,10 в. о.	не менше ніж 20 хвилин

Якщо цього вимагає ОСП, приєднані до системи передачі електроустановки об’єктів розподілу/енергоспоживання мають бути здатними до автоматичного відімкнення за вказаних рівнів напруги. Умови та налаштування для автоматичного відімкнення повинні бути узгоджені між ОСП і ОСР/власником об’єкта енергоспоживання.

3.3. Вимоги до електроустановок щодо короткого замикання:

1) ОСП повинен указати рівень максимального струму короткого замикання в точці приєднання, який мають бути здатними витримувати приєднані до системи передачі електроустановки об’єкти розподілу/енергоспоживання;

2) ОСП повинен надати ОСР/власнику об’єкта енергоспоживання оцінку мінімальних і максимальних струмів короткого замикання, які очікуватимуться в точці приєднання;

3) після виникнення незапланованої події ОСП повинен повідомити заінтересованого ОСР/власника об’єкта енергоспоживання якомога швидше але не пізніше 3 днів після настання незапланованої події щодо зміни порога максимального струму короткого замикання в мережі ОСП;

4) встановлений відповідно до підпункту 3 цього пункту новий поріг повинен бути доведений до ОСР та власників об’єктів енергоспоживання, електроустановки яких приєднані до системи передачі та мають бути здатними витримувати зміни порога максимального струму короткого замикання;

5) перед запланованою подією ОСП повинен повідомити заінтересованого ОСР/власника об’єкта енергоспоживання, якомога швидше, але не пізніше одного тижня перед запланованою подією, про зміни щодо збільшення порога максимального струму короткого замикання в мережі ОСП;

6) встановлений відповідно до підпункту 5 цього пункту новий поріг повинен бути доведений до ОСР та власників об’єктів енергоспоживання, електроустановки яких приєднані до системи передачі та мають бути здатними витримувати зміни порога максимального струму короткого замикання;

7) ОСП повинен запросити інформацію від ОСР та власників об’єктів енергоспоживання щодо внеску струму короткого замикання від їхніх енергоустановок або мереж. Еквівалентні модулі мережі мають бути представлені і підтверджені для нульової, прямої та зворотної послідовностей;

8) після незапланованої події ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні якнайшвидше повідомити ОСП, але не пізніше 7 днів після незапланованої події, про зміни у внеску струму короткого замикання з перевищенням порога, встановленого ОСП;

9) до запланованої події ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні якнайшвидше повідомити ОСП, але не пізніше 7 днів до запланованої події, про зміни у внеску струму короткого замикання з перевищенням порога, встановленого ОСП.

3.4. Вимоги до об’єктів розподілу/енергоспоживання щодо реактивної потужності:

1) приєднані до системи передачі об’єкти розподілу/енергоспоживання мають бути здатними до підтримання їхньої стійкої роботи в точці приєднання в межах діапазону реактивної потужності, вказаного ОСП для споживання та генерування реактивної потужності, який не має перевищувати 48 % (при коефіцієнті потужності 0,95) більшої з-поміж потужності максимально допустимої видачі або максимально допустимого споживання. Коефіцієнт потужності може буди змінено за взаємною згодою ОСР та ОСП, після виконання розрахунків;

2) ОСП може вимагати, щоб приєднані до системи передачі розподільні мережі були здатними компенсувати генерацію реактивної потужності у точці приєднання аж до нульового значення в умовах перетікання активної потужності менше 25 % від максимально допустимого перетоку;

3) з урахуванням вимог підпункту 1 цього пункту ОСП може вимагати, щоб у приєднаній до системи передачі розподільній мережі активно було забезпечено регулювання перетоків реактивної потужності в точці приєднання. ОСП і ОСР повинні погодити метод цього регулювання з урахуванням надійності електропостачання споживачів та роботи ОЕС України в цілому.

3.5. Вимоги до об’єктів розподілу/енергоспоживання щодо схем захисту та пристроїв керування:

1) ОСП і ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні погодити типи пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики, схеми релейного захисту та протиаварійної автоматики та уставки для приєднаних до системи передачі об’єктів розподілу/енергоспоживання;

2) з урахуванням безпеки роботи енергосистеми та без шкоди для обладнання та здоров’я персоналу і населення автоматичний захист об’єктів розподілу/енергоспоживання повинен мати пріоритет над управлінням шляхом надання оперативних команд та розпоряджень диспетчерським персоналом;

( Підпункт 2 пункту 3.5 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

3) пристрої релейного захисту та протиаварійної автоматики мають забезпечувати:

ліквідацію зовнішніх й внутрішніх КЗ;

попередження підвищення або зниження напруги в точці приєднання до системи передачі вище/нижче гранично допустимих меж;

попередження відхилення частоти за межі гранично допустимих значень;

захист електроустановок споживачів;

захист блочних трансформаторів;

резервування на випадок відмови комутаційної апаратури та захисту;

4) ОСП і ОСР/власники об’єктів енергоспоживання, об’єкти яких приєднані до системи передачі, повинні погодити процедури внесення змін у схеми, уставки та типи пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики з урахуванням їх взаємодії з системами керування нормального режиму;

5) процедура погодження схем, уставок та типів пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики повинна враховувати:

режими роботи об’єктів розподілу/енергоспоживання (ізольовано або синхронно);

необхідність демпфірування (гасіння) коливань потужності;

попередження та ліквідацію порушення нормального режиму роботи передавальної мережі;

автоматичне введення резерву;

автоматичне повторне включення після ліквідації КЗ;

6) ОСР/власники об’єктів енергоспоживання, зобов’язані створювати власні телекомунікаційні мережі та забезпечувати обмін даними з ОСП відповідно до вимог глави 6 розділу X цього Кодексу.

3.6. Вимоги щодо автоматичного частотного розвантаження (АЧР), вимкнення навантаження (САВН) та повторного включення навантаження після дії пристроїв АЧР (ЧАПВ) та САВН:

( Абзац перший пункту 3.6 глави 3 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )

1) усі приєднані до системи передачі об’єкти розподілу/енергоспоживання мають відповідати вимогам щодо АЧР або САВН:

( Абзац перший підпункту 1 пункту 3.6 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )

ОСР та власники приєднаних до системи передачі об’єктів енергоспоживання повинні забезпечувати здатність до автоматичного відімкнення/включення узгодженої частки їхнього навантаження при зниженні/підвищенні частоти та/або напруги до уставок спрацювання та/або перевищенні допустимих перетоків потужності в контрольованих ОСП перетинах. ОСП визначає уставки спрацювання та обсяги підключеного навантаження до пристроїв АЧР, САВН та ЧАПВ.

( Абзац другий підпункту 1 пункту 3.6 глави 3 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )

Вимкнення/включення навантаження, заведеного під АЧР/ЧАПВ, повинно виконуватися багатоступеневим для заданого діапазону частот та з заданим часом і відповідати таким вимогам:

( Абзац третій підпункту 1 пункту 3.6 глави 3 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )

діапазон частот - у межах 47-50 Гц із кроком налаштування 0,01 Гц;

реле частоти АЧР мають зберігати задані уставки спрацювання за частотою при змінах величини контрольованої і оперативної напруги в межах діапазону 20-130 % номінальної;

реле частоти АЧР мають зберігати працездатність і забезпечувати відсутність хибного спрацювання вихідних реле при вимиканні і вмиканні контрольованої і оперативної напруги плавно і поштовхом, при стрибкоподібних і плавних хитаннях контрольованої напруги і частоти;

діапазон зміни уставок за швидкістю відхилення частоти - від 0,1 Гц/с до 20 Гц/с з дискретністю 0,1 Гц/с; за часом від 0,1 секунди до 300 секунд - з дискретністю 0,1 секунди;

максимальний час вимкнення навантаження з урахуванням часу вимкнення вимикача - не більше 150 мілісекунд після спрацювання пристрою АЧР;

контроль напрямку перетоку активної потужності в точці відімкнення для приєднань на яких, у залежності від режиму роботи генеруючих одиниць, можлива зміна напряму (реверсу) активної потужності.

( Абзац дев'ятий підпункту 1 пункту 3.6 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )

Контрольована напруга на реле частоти АЧР повинна подаватися від точки підключення навантаження, заведеного під дію АЧР;

2) для забезпечення вимкнення навантаження від пристроїв САВН при зниженні напруги за допустимі межі мають задовольнятися такі вимоги:

( Абзац перший підпункту 2 пункту 3.6 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )

ОСП у координації з ОСР/власниками об’єктів енергоспоживання визначає об’єкти розподілу/енергоспоживання, які повинні вимикатися при зниженні напруги за допустимі межі;

( Абзац третій підпункту 2 пункту 3.6 глави 3 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )

ОСР погоджує з ОСП метод вимкнення навантаження при зниженні напруги за допустимі межі (з використанням реле або за оперативними командами та розпорядженнями диспетчерського персоналу);

( Абзац третій підпункту 2 пункту 3.6 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

спеціальна автоматика вимкнення навантаження при зниженні напруги за допустимі межі повинна передбачати:

контроль напруги шляхом вимірювання всіх трьох фаз;

блокування роботи реле за напрямком перетоку активної або реактивної потужності;

3) умови оперативного вимкнення навантаження, заведеного під дію САВН, визначає ОСП (з використанням кнопок (дистанційного відключення) або за оперативними командами диспетчерського персоналу).

( Підпункт 3 пункту 3.6 глави 3 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 )

3.7. Вимоги щодо створення імітаційних (математичних, комп’ютерних) моделей:

1) приєднані до системи передачі об’єкти розподілу/енергоспоживання мають відповідати вимогам, пов’язаним зі створенням імітаційних моделей:

ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні забезпечити створення імітаційних моделей, які показували б поведінку приєднаних до системи передачі об’єктів розподілу/енергоспоживання в усталених і перехідних режимах;

ОСП повинен визначити зміст і формат цих імітаційних моделей, що мають включати:

дані, необхідні для розрахунків усталених та перехідних режимів;

дані, необхідні для задання параметрів моделей, що використовуються при проведенні розрахунків електромагнітних та електромеханічних перехідних процесів у точці приєднання;

структуру та блок-схеми імітаційних моделей.

Імітаційні моделі повинні коректно відтворювати моделювання:

зміни навантаження при зміні частоти або напруги;

дію релейного захисту та протиаварійної автоматики приєднаних до системи передачі об’єктів розподілу/енергоспоживання;

дію перетворювачів;

2) ОСП повинен вказувати вимоги до реєстраторів перехідних режимів на приєднаних до системи передачі об’єктах розподілу/енергоспоживання для забезпечення верифікації моделей на відповідність фактичним режимам.

3.8. Загальні положення щодо надання допоміжних послуг ОСП об’єктами енергоспоживання, у тому числі у складі одиниць агрегації

( Абзац перший пункту 3.8 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

1) ОСП об’єктами енергоспоживання можуть надаватися допоміжні послуги:

регулювання активної потужності за рахунок зміни споживання (дистанційно від диспетчерського центру або локально);

регулювання реактивної потужності (дистанційно від диспетчерського центру або локально).

Допоміжні послуги, що надаються об’єктами енергоспоживання можуть включати, спільно або окремо, модифікації зі збільшенням чи зменшенням споживання;

2) кожний власник об’єкта енергоспоживання, який надає допоміжні послуги ОСП, повинен підтвердити ОСП свою здатність задовольняти вимоги, викладені у цьому пункті та пункті 3.9 цієї глави, шляхом надання оперативного повідомлення відповідно до порядку, викладеного в підпунктах 3 або 4 цього пункту, та отримати від ОСП для електроустановок з надання допоміжних послуг статус одиниці надання допоміжних послуг;

( Підпункт 2 пункту 3.8 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

3) для електроустановок споживача, приєднаних на рівні понад 1000 В, порядок оперативного повідомлення має бути викладений у документі - паспорт одиниці надання допоміжних послуг (ПОНДП).

Зміст документа ПОНДП має, зокрема, включати і результати проведених випробувань та інформацію, визначену ОСП. Кожна електроустановка споживача з управлінням попитом повинна мати окремий документ ПОНДП.

Спираючись на документ ПОНДП, ОСП повинен видати власнику об’єкта енергоспоживання для відповідної електроустановки з управління попитом статус ДПО;

( Підпункт 3 пункту 3.8 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

4) для електроустановок споживача, приєднаних на рівні напруги 1000 В або нижче, порядок оперативного повідомлення має відповідати вимогам:

( Абзац перший підпункту 4 пункту 3.8 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

порядок оперативного повідомлення для електроустановок споживача в об’єктах енергоспоживання, приєднаних на рівні напруги 1000 В або нижче, має бути викладений у посібнику з монтажу;

( Абзац другий підпункту 4 пункту 3.8 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

шаблон посібника з монтажу надається відповідним ОСР, його зміст узгоджується, прямо чи опосередковано - через третю особу, з ОСП;

на підставі посібника з монтажу, власник об’єкта енергоспоживання чи ОСР повинен представити інформацію, прямо чи опосередковано - через третю особу, ОСП щодо здатності установки споживача до управління попитом. Дата цього подання має бути вибрана до пропозиції на ринку пропускної здатності електроустановок споживачів з управління попитом. Вимоги, встановлені в посібнику з монтажу для цієї установки, повинні диференціюватися поміж інших типів приєднань і різних категорій послуг з управління попитом;

для кожної електроустановки споживача з управління попитом мають надаватися окремі посібники з монтажу;

зміст посібника з монтажу обладнання окремих електроустановок споживачів може бути об’єднаний ОСР;

посібник з монтажу має містити такі елементи:

місце, в якому електроустановка споживача з управління попитом приєднана до мережі;

максимальна потужність установки управління попитом у кВт;

тип послуг з управління попитом;

сертифікат електроустановки споживача та сертифікат обладнання для послуги з управління попитом або якщо їх немає в наявності - рівноцінна інформація;

контактні дані власника об’єкта енергоспоживання або третьої особи, яка агрегує електроустановки споживача у складі об’єкта енергоспоживання.

Спираючись на інформацію, отриману на підставі посібника з монтажу, ОСП повинен видати власнику об’єкта енергоспоживання або ОСР для відповідної електроустановки з управління попитом статус ДПО.

3.9. Технічні вимоги до електроустановок споживача з регулюванням активної потужності, регулюванням реактивної потужності:

1) об’єкти енергоспоживання можуть надавати ОСП послуги з регулювання активної потужності та реактивної потужності;

2) електроустановки споживача з регулюванням активної потужності, регулюванням реактивної потужності - індивідуально або, через агрегатора, мають відповідати таким вимогам:

( Абзац перший підпункту 2 пункту 3.9 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

електроустановки мають бути здатними працювати в діапазонах частот, зазначених у пункті 3.1 цієї глави;

електроустановки мають бути здатними працювати в діапазонах напруги, зазначених у пункті 3.2 цієї глави, якщо вони приєднані на рівні напруги 110 кВ або вище;

електроустановки мають бути здатні працювати в нормальному діапазоні робочої напруги системи в точці підключення, зазначеної ОСП, якщо вони приєднані на рівні напруги нижче 110 кВ;

електроустановки мають бути здатні контролювати споживання потужності з мережі в діапазоні, установленому ОСП у договорах про надання допоміжних послуг;

електроустановки мають бути оснащені обладнанням для отримання оперативних команд, прямо чи опосередковано - через третю особу оперативного персоналу, від ОСП щодо зміни свого навантаження, а також для передавання необхідної інформації;

електроустановки мають бути здатні регулювати споживання потужності впродовж періодів часу, встановлених ОСП у договорах про надання допоміжних послуг;

оперативний персонал, в управлінні якого знаходяться електроустановки, повинен повідомляти ОСП щодо змінення потужності. ОСП повинен вказувати форму та строки надання такого повідомлення;

електроустановки повинні мати здатність витримувати швидкість зміни частоти до 1,7 Гц/с без від’єднання від системи;

при підключенні споживання до системи регулювання частоти та/або напруги об’єкт енергоспоживання повинен забезпечувати зміну навантаження відповідно до команд центрального регулятора системи регулювання частоти та/або напруги. Такий об’єкт енергоспоживання має бути обладнаний приймально-передавальними засобами для отримання команд від центрального регулятора та передачі відповідної інформації до центрального регулятора, прямого чи опосередковано - через агрегатора;

3) для регулювання напруги з відімкненням або повторним увімкненням енергоустановок статичної компенсації кожний приєднаний до системи передачі об’єкт енергоспоживання повинен забезпечити можливість вмикати або відмикати свої установки статичної компенсації, прямо чи опосередковано через агрегатора у відповідь на оперативні команди та розпорядження ОСП, або за умов, визначених у договорі про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

( Підпункт 3 пункту 3.9 глави 3 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021, № 2649 від 29.12.2023 )

4. Технічні вимоги до систем постійного струму високої напруги, які приєднані до системи передачі або впливають на режими роботи системи передачі

4.1. Вимоги до систем ПСВН щодо частоти, регулювання активної потужності та діапазонів регулювання:

1) системи ПСВН мають відповідати таким вимогам щодо частоти:

системи ПСВН мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати в межах частотних діапазонів і періодів часу, зазначених у таблиці 18;

Таблиця 18

Мінімальні інтервали часу та діапазони частот, для яких системи ПСВН мають бути здатні працювати

Діапазон частот	Робочий період часу
47,0 Гц - 47,5 Гц	60 секунд
47,5 Гц - 49,0 Гц	не менше 30 хвилин
49,0 Гц - 51,0 Гц	без обмеження
51,0 Гц - 52,0 Гц	не менше 30 хвилин

ОСП і власники систем ПСВН можуть домовитися про ширші частотні діапазони або триваліший мінімальний час спрацювання, якщо йдеться про підтримання або відновлення безпеки системи. Якщо ширші частотні діапазони і довший мінімальний час спрацювання є економічно вигідними і технічно можливими, то така пропозиція не повинна бути відхилена будь-якою із сторін;

ОСП та власник системи ПСВН можуть вказати максимальне допустиме зменшення вихідної активної потужності від її робочої точки, якщо частота в енергосистемі знизиться нижче 49 Гц;

системи ПСВН мають бути здатними витримувати швидкість змінення частоти, залишатися приєднаними до мережі і працювати, якщо швидкість зміни частоти не виходить за межі діапазону від -2,5 Гц/с до +2,5 Гц/с;

( Абзац п'ятий підпункту 1 пункту 4.1 глави 4 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )

2) системи ПСВН мають бути здатними до регулювання активної потужності відповідно до таких вимог:

регулювання активної потужності в усьому наявному діапазоні ПСВН;

для систем ПСВН, що зв’язують різні області регулювання або синхронні області ОСП разом з приєднаним через систему ПСВН ОСП визначають, яким чином у системі ПСВН має бути передбачена зміна підживлення активною потужністю в разі порушення режиму в одній або іншій синхронній області або області регулювання;

системи ПСВН мають бути здатними до швидкого реверсування активної потужності. Реверсування потужності повинно бути можливим у межах від максимальної пропускної здатності за активною потужністю в одному напрямку до максимальної пропускної здатності за активною потужністю в іншому напрямку зі швидкістю, що не перевищує 2 секунди;

3) системи ПСВН мають бути здатними до роботи в режимі нормованого первинного регулювання частоти FSM:

у режимі з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота LFSM-O;

у режимі з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частоти LFSMU;

4) під час роботи в режимі нормованого первинного регулювання частоти (FSM) системи ПСВН мають виконувати такі вимоги:

бути здатними реагувати на відхилення частоти в кожній приєднаній мережі змінного струму шляхом регулювання активної потужності передачі, як відображено на рисунку 7, і відповідно до параметрів, встановлених відповідним Оператором - у межах діапазонів, зазначених у таблиці 19;

бути здатними налаштовувати статизм для висхідного і низхідного регулювання, зону нечутливості частотної характеристики і робочий діапазон зміни, у межах діапазону доступної для FSM активної потужності, як відображено на рисунку 7;

Рисунок 7

Зміни активної потужності системи ПСВН при відхиленні частоти у режимі FSM

див. зображення

Рисунок ілюструє випадок нульової зони нечутливості і нечутливості з позитивною уставкою активної потужності (режим імпортування). Дельта P - зміна вихідної активної потужності системи ПСВН. fn - цільова частота в мережі ЗС, де надається послуга FSM, а Дельта f - відхилення частоти в мережі ЗС, де надається послуга FSM.

Таблиця 19

Параметри для реакції активної потужності на відхилення частоти у режимі FSM

Параметри	Діапазони
Мертва зона частотної характеристики	0-200 мГц
Статизм s1 (регулювання на збільшення)	Мінімум 0,1 %
Статизм s2 (регулювання на зниження)	Мінімум 0,1 %
Нечутливість частотної характеристики	Максимум 30 мГц

( Таблиця 19 підпункту 4 пункту 4.1 глави 4 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )

при ступінчатій зміні частоти системи ПСВН мають бути здатними до активації реакції активної потужності на відхилення частоти (див. рис. 8) таким чином, щоб ця реакція була на рівні або вище суцільної лінії (див. рис. 8) та параметрів часу, вказаних відповідним Оператором у межах діапазонів, вказаних у таблиці 20;

для систем ПСВН, що з’єднують різні області регулювання або синхронні області, під час роботи в режимі FSM система ПСВН має бути здатною регулювати повну активну потужність за частотною характеристикою в будь-який момент часу і впродовж безперервного періоду часу;

Рисунок 8

Здатність систем ПСВН до реакції активної потужності на відхилення частоти

див. зображення

Дельта P - зміна активної потужності, ініційованої ступінчастою зміною частоти.

Таблиця 20

Параметри повної активації реакції активної потужності на відхилення частоти внаслідок зміни сходинки частоти

Параметри	Час
Максимальна допустима початкова затримка t1	0,5 секунди
Максимальний допустимий вибір часу повної активації t2	30 секунд

5) при роботі в режимі з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSM-O) системи ПСВН мають:

налаштовувати частотну характеристику активної потужності як під час прийому, так і під час видачі енергії (див. рис. 9) на пороговій частоті f1 між 50,2 Гц і 50,5 Гц, включно, зі статизмом s3, який налаштовується від 0,1 % до 12 %;

регулювати активну потужність вниз до своєї мінімальної пропускної спроможності.

Рисунок 9

Здатність систем ПСВН до зміни активної потужності при відхиленні частоти в режимі LFSM-O

див. зображення

Дельта P - зміна вихідної активної потужності системи ПСВН і залежно від робочих режимів зменшення імпортованої потужності або збільшення експортованої потужності. fn - номінальна частота мережі або мереж ЗС, до яких приєднана система ПСВН, а Дельта f - зміна частоти в мережі або мережах ЗС, до яких приєднана система ПСВН. За підвищених частот, коли f перевищує f1, система ПСВН повинна зменшувати активну потужність відповідно до уставки статизму.

6) під час роботи в режимі з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSM- U) системи ПСВН мають:

налаштовувати частотну характеристику активної потужності як під час прийому, так і під час видачі енергії (див. рис. 10) на пороговій частоті f2 між 49,8 Гц і 49,5 Гц, включно, зі статизмом s4, який налаштовується від 0,1 % до 12 %;

у режимі LFSM-U системи ПСВН мають бути здатними регулювати активну потужність до своєї максимальної пропускної спроможності.

Рисунок 10

Здатність систем ПСВН до зміни активної потужності при відхиленні частоти в режимі LFSM-U

див. зображення

Дельта P - зміна вихідної активної потужності системи ПСВН і залежно від робочих режимів зменшення імпортованої потужності або збільшення експортованої потужності. fn - номінальна частота в мережі або мережах ЗС, до яких приєднана система ПСВН, а Дельта f - зміна частоти в мережі або мережах ЗС, до яких приєднана система ПСВН. За знижених частот, коли f нижче f2, система ПСВН повинна збільшувати вихідну активну потужність відповідно до уставки статизму s4.

7) системи ПСВН повинні мати таку конфігурацію, щоб втрата нею інжекції активної потужності в синхронну зону була обмежена значенням, указаним відповідним Оператором на основі впливу системи ПСВН на енергосистему;

8) на вимогу ОСП системи ПСВН повинні бути обладнані незалежним модулем керування для модуляції вихідної активної потужності перетворювальної підстанції ПСВН у залежності від значення частоти у всіх точках підключення системи ПСВН для підтримки стабільної частоти енергосистеми. Принципи роботи, параметри та критерії активації цього регулятора частоти визначаються ОСП на етапі підключення електроустановок.

( Пункт 4.1 глави 4 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

4.2. Вимоги до систем ПСВН щодо напруги:

1) з урахуванням вимог пункту 4.3 цієї глави перетворювальні підстанції систем ПСВН мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і функціонувати з максимальним струмом системи ПСВН у межах діапазонів напруги в точці приєднання в 1 в. о. і впродовж періодів часу, вказаних у таблиці 21 (для рівнів напруги до 330 кВ) і таблиці 22 (для напруги від 330 кВ до 750 кВ);

Таблиця 21

Діапазон напруг	Робочий період часу
0,85 в. о. - 1,10 в. о.	Без обмеження
1,10 в. о. - 1,15 в. о.	не менше ніж 20 хвилин

Таблиця 22

Діапазон напруг	Робочий період часу
0,85 в. о. - 1,05 в. о.	Без обмеження
1,05 в. о. - 1,0875 в. о.	Має вказуватися відповідним Оператором, але не менше ніж 60 хвилин

2) перетворювальні підстанції систем ПСВН мають бути здатними до автоматичного відімкнення при досягненні в точці приєднання рівня напруги, визначеного відповідним Оператором. Терміни та уставки для автоматичного відключення повинні бути узгоджені між відповідним Оператором і власником системи ПСВН;

3) включення систем ПСВН до системи передачі повинно виконуватись з контролем напруги;

4) власники систем ПСВН повинні забезпечити, щоб приєднання їх систем ПСВН до мережі не призводило до спотворення або коливання напруги живлення в мережі, у точці приєднання вище рівня, установленого відповідним нормативно-технічним документом.

4.3. Вимоги до систем ПСВН щодо короткого замикання:

1) перетворювальні підстанції систем ПСВН мають бути здатними продовжувати стійку роботу під час КЗ та після його усунення релейним захистом. Часові інтервали роботи перетворювальних підстанцій ПСВН без відключення від мережі при КЗ для кривої залежності напруги від часу, відображеній на рисунку 11, вказані в таблиці 23. Мають бути розроблені схеми захисту та уставки для внутрішніх пошкоджень, щоб не ставити під загрозу здатність проходити коротке замикання без відключення від мережі;

Рисунок 11

Крива залежності напруги від часу

див. зображення

Uret - залишкова напруга в точці приєднання під час пошкодження, tclear - момент, коли пошкодження ліквідовано, Urec1 і trec1 вказують точку більш низьких меж відновлення напруги після ліквідації пошкодження. Ublock - блокувальна напруга в точці приєднання. Згадувані значення часу вимірюються від tfault.

Таблиця 23

Параметри кривої залежності напруги від часу при проходженні КЗ без відключення від мережі перетворювальної підстанції ПСВН

(див. рис. 11)

Параметри напруги, в. о.		Параметри часу, секунд
Uret	0,00 - 0,30	tclear	0,14 - 0,25
Urec1	0,25 - 0,85	trec1	1,5 - 2,5
Urec2	0,85 - 0,90	trec2	trec1 - 10,0

2) на запит власника системи ПСВН ОСП повинен надати значення мінімальної та максимальної потужності КЗ у кожній точці приєднання, що виражена у МВА, та вказати передаварійні робочі параметри перетворювальної підстанції ПСВН, виражені як вихідні активна та реактивна потужності, а також напруги у точці приєднання;

3) системи ПСВН мають бути здатними діяти в діапазоні величин короткого замикання і мережевих характеристик, указаних відповідним Оператором, а також приєднані на постійному струмі одиниці енергоцентру мають бути здатними до стабільної роботи в діапазоні від мінімальної до максимальної потужності короткого замикання і з мережевими характеристиками точки приєднання системи ПСВН;

4) ОСП повинен указати профіль відновлення активної потужності, які системи ПСВН мають бути здатними забезпечити;

5) системи ПСВН мають відповідати таким вимогам щодо привнесення струму короткого замикання:

системи ПСВН мають бути здатними, якщо це передбачено відповідним Оператором, у координації з ОСП привносити швидкий струм короткого замикання у точці приєднання у разі симетричних (трифазних) пошкоджень;

там, де система ПСВН потрібна для того, щоб мати зазначену у другому абзаці цього підпункту можливість, відповідний Оператор повинен вказати:

як і коли відхилення напруги має бути виявлено, а також кінець відхилення напруги;

характеристики швидкого струму короткого замикання;

час і точність швидкого струму короткого замикання, який може включати в себе кілька етапів.

Відповідний Оператор у координації з ОСП може визначити вимогу до привнесення повного струму короткого замикання у разі несиметричного (1фазного або 2-фазного) пошкодження;

6) системи ПСВН, включаючи повітряні лінії електропередачі постійного струму, мають бути здатними до швидкого відновлення після нестійких ушкоджень у системі ПСВН.

4.4. Вимоги до систем ПСВН щодо реактивної потужності:

1) ОСП повинен указати вимоги до здатності регулювання реактивної потужності при зміні напруги. Перетворювальні підстанції ПСВН повинні забезпечувати регулювання реактивної потужності з урахуванням рівня активної потужності в межах графіка U-Q/Pmax;

2) графік U-Q/Pmax не має виходити за межі прямокутника (див. рис. 12), параметри якого встановлені в таблиці 24;

Рисунок 12

Вимоги до графіка U-Q/P max

див. зображення

Діаграма відображає межі графіка U-Q/Pmax з напругою U у точках приєднання, вираженою співвідношенням її фактичного значення до його опорного значення в 1 в. о., а також співвідношення Q/Pmax реактивної потужності до максимальної пропускної здатності за активною потужністю системи ПСВН. Положення, розмір і форма внутрішньої обвідної є орієнтовними, а форми, відмінні від прямокутника, можуть використовуватися в межах внутрішньої обвідної. Для форм графіків, крім прямокутної, діапазон напруг відображає найвищі і найнижчі значення точок напруги. Такий профіль не призведе до повного діапазону реактивної потужності, наявного в усьому діапазоні стабілізованих напруг.

Таблиця 24

Параметри для внутрішньої обвідної, зазначеної на рисунку 12

Максимальний діапазон Q/Pmax	Максимальний діапазон стабілізованого рівня напруги у в. о.
0,95	0,225

3) системи ПСВН мають бути здатними до переміщення в будь-яку робочу точку в межах графіка U-Q/Pmax й у часових рамках, зазначених ОСП;

4) системи ПСВН мають відповідати таким вимогам:

бути здатними працювати в будь-якому з трьох наведених нижче режимів регулювання:

режим регулювання напруги,

режим регулювання реактивної потужності,

режим регулювання коефіцієнта потужності;

забезпечувати регулювальні характеристики:

змінювати задані рівні напруги в точці приєднання відповідно до оперативних команд ОСП,

( Абзац сьомий підпункту 4 пункту 4.4 глави 4 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )

змінювати зону нечутливості навколо заданого рівня напруги в діапазоні ± 5 %;

перетворювальні підстанції систем ПСВН мають бути здатними регулювати коефіцієнт потужності в точці приєднання.

ОСП визначає приймально-передавальне обладнання та його параметри налаштування з метою дистанційного вибору режимів регулювання та відповідних рівнів напруги;

5) власник системи ПСВН повинен забезпечити, щоб реактивна потужність його перетворювальної підстанції ПСВН, що обмінюється з мережею в точці приєднання, була обмежена значеннями, визначеними відповідним Оператором за узгодженням з ОСП.

Зміни реактивної потужності, спричинені роботою регулювання реактивною потужністю перетворювальної підстанції ПСВН, не повинні призводити до зміни напруги, яка перевищує допустиме значення в точці приєднання. Максимально допустиме значення регулювання напруги визначає відповідний Оператор за узгодженням з ОСП.

( Пункт 4.4 глави 4 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

4.5. Вимоги до систем ПСВН щодо здатності до демпфірування коливань потужності.

Системи ПСВН мають бути здатними до POD у приєднаній мережі змінного струму. ОСП повинен вказати частотний діапазон коливань, які схема керування має позитивно гасити.

( Абзац другий пункті 4.5 глави 4 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )

Уставки налаштування функції POD вибираються згідно з методикою виробника цієї системи. Частоти налаштування повинні відповідати заданим ОСП значенням.

( Пункт 4.5 глави 4 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )

Заходи з налаштування функції POD мають бути виконані власниками систем ПСВН у термін не більше трьох місяців після отримання відповідного оперативного розпорядження ОСП.

4.6. Вимоги до систем ПСВН щодо схем захисту та пристроїв керування:

1) системи ПСВН мають бути здатними забезпечувати стійку роботу в усіх режимах (нормальні та перехідні) в системі ПСВН або мережі змінного струму, до якої вона приєднана;

2) відключення перетворювальної підстанції ПСВН не повинно призводити до порушення стійкої роботи ОЕС у точці приєднання;

3) власники систем ПСВН повинні надати інформацію ОСП щодо стійкості системи ПСВН до збурень в ОЕС України;

4) схеми захисту, а також уставки для системи ПСВН, мають бути скоординовані та узгоджені між відповідним Оператором та власником системи ПСВН;

5) електричний захист систем ПСВН повинен мати пріоритет над оперативним керуванням з урахуванням безпеки системи, безпеки і здоров’я службового персоналу та населення;

6) власники систем ПСВН повинні організувати пристрої захисту і керування відповідно до наведеного нижче пріоритетного ранжування, переліченим у порядку спадання значимості:

захист електричної мережі і системи ПСВН;

регулювання активної потужності;

штучна інерція;

автоматичні коригувальні дії (реверсування активної потужності), як зазначено в абзаці четвертому підпункту 2 пункту 4.1 цієї глави;

режим обмеженої чутливості до частоти - LFSM;

FSM і регулювання частоти;

режим регулювання реактивної потужності;

здатність демпфірувати коливання потужності;

обмеження градієнта потужності;

7) параметри та уставки основних функцій керування системами ПСВН мають бути узгоджені між власником системи ПСВН і ОСП;

8) реєстрація та моніторинг аварійних порушень систем ПСВН має відповідати вимогам:

системи ПСВН мають бути обладнані засобами реєстрації аварійних порушень і моніторингу динамічної поведінки системи для кожної з її перетворювальних підстанцій ПСВН по таких параметрах: напруга постійного стуму і змінного струму, змінний і постійний струм, активна потужність, реактивна потужність, частота;

відповідний Оператор може вказати параметри якості електропостачання, яким мають відповідати системи ПСВН;

( Абзац третій підпункту 8 пункту 4.6 глави 4 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

докладні відомості про обладнання реєстрації аварійних порушень, зазначених в абзаці другому цього підпункту, включаючи аналогові і цифрові канали, уставки, у т. ч. критерії запуску і частота дискретизації повинні бути узгоджені між власником системи ПСВН і ОСП;

усе обладнання для моніторингу динамічної поведінки системи має включати схему сигналізації коливань, визначену ОСП для виявлення слабозатухаючих коливань потужності;

засоби контролю якості електропостачання та динамічного моніторингу поведінки системи мають включати механізми електронного доступу до інформації для власника системи ПСВН і ОСП. Протоколи обміну зареєстрованими даними повинні бути узгоджені між власником системи ПСВН, відповідним Оператором і ОСП;

9) схеми захисту повинні розроблятися з урахуванням характеристик системи, специфіки мережі, а також технічних особливостей технології одиниці енергоцентру і погоджуватися відповідним Оператором у координації з ОСП;

10) власники систем ПСВН зобов’язані створювати власні телекомунікаційні мережі та забезпечувати обмін даними з ОСП відповідно до вимог розділу X цього Кодексу.

4.7. Вимоги до системи ПСВН щодо здатності до автономного пуску

Відповідний Оператор може отримати від власників систем ПСВН квоту для здатності до автономного пуску з повністю знеструмленого стану.

Системи ПСВН зі здатністю до автономного пуску з повністю знеструмленого стану мають бути спроможними в разі подачі живлення на одну перетворювальну підстанцію подавати живлення на шину підстанції змінного струму, до якої приєднана інша перетворювальна підстанція, у межах періоду часу після знеструмлення системи ПСВН, визначеного відповідним Оператором. Такі системи ПСВН мають бути здатними синхронізувати в межах частоти, встановленої у підпункті 1 пункту 4.1 цієї глави, та в межах напруги, встановленої відповідним Оператором, або як це передбачено у підпункті 1 пункту 4.2 цієї глави. Відповідний Оператор може вказати ширші діапазони частоти і напруги, якщо це необхідно для відновлення безпеки системи.

Відповідний Оператор і власник системи ПСВН повинні погодити пропускну здатність, наявність можливості до автономного пуску з повністю знеструмленого стану та оперативну методику.

4.8. Вимоги щодо створення імітаційних (математичних, комп’ютерних) моделей:

1) відповідний Оператор у координації з ОСП має право зобов'язати власника системи ПСВН надати імітаційні моделі, які належним чином відображають поведінку системи ПСВН як у статичному, так і в динамічному моделюванні (складник частоти основної гармоніки), а також в електромагнітних перехідних моделюваннях.

Формат, в якому повинні бути передбачені моделі, і надання документації про структуру та блок-схеми моделей повинні бути вказані відповідним Оператором;

2) для цілей динамічного моделювання дані моделі мають містити в залежності від наявності вказаних складових такі підмоделі:

агрегату перетворювача ПСВН;

складової змінної струму;

мережі постійного струму;

регулятора напруги та потужності;

спеціального керування, якщо таке застосовується, яке показує, наприклад, функції демпфірування коливань потужності (POD), регулювання підсинхронної крутильної взаємодії (SSTI) тощо;

багатотермінального керування, якщо таке застосовується;

захисту системи ПСВН, як погоджено між відповідним Оператором і власником системи ПСВН;

3) власники систем ПСВН повинні провести випробування/моделювання систем ПСВН на відповідність вимогам глави 5 цього розділу та надати звіт за результатами цих випробувань/моделювань відповідному Оператору. Моделі повинні використовуватися для підтвердження дотримання вимог цього Кодексу, включаючи, але не обмежуючись цим, випробування на відповідність моделюванням, як це передбачено в згаданих розділах, та використання у дослідженнях для безперервної оцінки у плануванні та експлуатації системи;

4) власники систем ПСВН повинні надати відповідному Оператору або ОСП на його запит записи систем ПСВН, щоб порівняти реакцію моделей з цими записами.

4.9. Експлуатація систем ПСВН.

Кожен агрегат перетворювача ПСВН системи ПСВН повинен бути обладнаний автоматичним контролером, здатним отримувати оперативні команди від ОСП. Цей автоматичний контролер має бути здатний узгоджено керувати агрегатами перетворювача ПСВН системи ПСВН. Відповідний Оператор повинен визначити ієрархію автоматичного контролера для кожного агрегата перетворювача ПСВН.

Автоматичний контролер системи ПСВН має бути здатний передавати такі типи сигналів ОСП - оперативні сигнали та сигнали тривоги.

Оперативні сигнали, що передаються, забезпечують:

сигнали запуску;

вимірювання змінної та постійної напруги;

вимірювання змінного та постійного струму;

вимірювання активної та реактивної потужності на стороні змінного струму;

вимірювання потужності постійного струму;

рівень (режим) роботи агрегату перетворювача ПСВН у багатополюсному перетворювачі ПСВН;

статус елементів мережі та топології;

діапазони активної потужності в режимах роботи FSM, LFSM-O та LFSM-U.

Сигнали тривоги, що передаються, забезпечують:

аварійне блокування;

блокування зміни активної потужності;

швидке реверсування активної потужності.

Автоматичний контролер повинен мати можливість приймати такі типи сигналів від ОСП - оперативні сигнали та сигнали тривоги.

Оперативні сигнали, що приймаються, забезпечують:

команду запуску;

задані значення уставки активної потужності;

налаштування режиму, чутливого до частоти;

уставки реактивної потужності, напруги або подібні задані значення уставок;

режими регулювання реактивної потужності;

управління демпфіруванням коливань потужності;

штучну інерцію.

Сигнали тривоги, що приймаються, забезпечують:

команду аварійного блокування;

команду блокування зміни активної потужності;

напрямок перетоку активної потужності;

команду швидкого реверсу активної потужності.

Щодо кожного сигналу відповідний Оператор може визначати якість сигналу, що подається.

( Главу 4 розділу III доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

5. Підтвердження відповідності електроустановок об’єктів електроенергетики, УЗЕ, які приєднуються до системи передачі або обладнання яких впливає на режими роботи системи передачі, технічним вимогам цього Кодексу шляхом проведення випробувань та/або моделювання відповідності

( Назва глави 5 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

5.1. Загальні положення щодо підтвердження відповідності:

1) власники генеруючих об’єктів, об'єктів розподілу/енергоспоживання, систем ПСВН (власники об’єктів електроенергетики), ОУЗЕ, які приєднуються до системи передачі або впливають на режими роботи системи передачі, повинні підтвердити відповідність своїх електроустановок вимогам цього Кодексу шляхом проведення випробувань та/або моделювання відповідності. Власники об’єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні забезпечити, щоб електроустановки їх об'єктів відповідали вимогам цього Кодексу упродовж усього терміну експлуатації об'єкта;

2) власники об’єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні повідомляти ОСП про будь-які: заплановані зміни технічних можливостей їх електроустановок, пов'язаних з виконанням вимог, визначених цим Кодексом. Наміри щодо змін технічних можливостей електроустановок, що можуть вплинути на відповідність вимогам, передбаченим цим Кодексом, мають бути повідомлені ОСП до реалізації такої зміни, але не пізніше одного тижня до запланованої зміни;

експлуатаційні події, порушення чи відмови, які впливають на дотримання вимог, встановлених цим Кодексом, не пізніше одного тижня після настання незапланованої події;

3) власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні виконувати обґрунтовану вимогу ОСП щодо випробування на відповідність електроустановки.

Випробування повинні бути проведені:

у разі підключення нової генеруючої потужності, УЗЕ;

після будь-якої відмови обладнання (крім УЗЕ);

у разі проведення реконструкції, модифікації або заміни будь-якого обладнання, що впливає на виконання вимог цього Кодексу;

у разі отримання від ОСП матеріалів моніторингу роботи електроустановки, які підтверджують порушення власником електроустановки, ОУЗЕ вимог до електроустановок, встановлених цим Кодексом;

для підтвердження відповідності вимогами цього Кодексу;

у плановому порядку, визначеному ОСП (не частіше одного разу на рік).

У випадку проведення планових випробувань ОСП повинен повідомити власника об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ щодо необхідності проведення випробувань і довести до власника графік випробувань на новий календарний рік не пізніше грудня поточного року та не менше як за 30 діб до початку випробувань;

4) організація проведення випробувань здійснюється згідно з вимогами глави 8 розділу IV цього Кодексу, технічні аспекти щодо підтвердження відповідності шляхом проведення випробувань/моделювань мають відповідати вимогам, встановленим у пунктах 5.2 та 5.3 цієї глави, з урахуванням умов підпункту 5 цього пункту;

5) незважаючи на вимоги до випробувань/моделювань, викладені у пунктах 5.2 та 5.3 цієї глави, ОСП має право:

дозволяти власнику об'єкта електроенергетики, ОУЗЕ здійснювати альтернативну серію випробувань/моделювань за умови, що вони є ефективними й достатніми для того, щоб підтвердити відповідність електроустановок вимогам цього Кодексу;

вимагати, щоб власник об'єкта електроенергетики, ОУЗЕ провів додаткові або альтернативні серії випробувань/моделювань у тих випадках, коли інформація, надана ОСП щодо перевірки відповідності, не є достатньою, щоб підтвердити виконання вимог цього Кодексу;

вимагати, щоб власник генеруючого об'єкта провів належні випробування для демонстрації характеристик генеруючої одиниці під час роботи на проєктному або альтернативних видах палива, або паливних сумішах. ОСП і власник генеруючого об'єкта повинні узгодити, які типи палива мають бути випробувані;

6) для підтвердження відповідності електроустановок вимогам цього Кодексу власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні надати для кожної окремої електроустановки у складі об'єкта звіти про випробування та імітаційні моделі, які демонструють усталені та динамічні характеристики відповідно до вимог цього Кодексу, включаючи використання фактичних значень, виміряних під час випробування, на рівні деталізації, необхідної ОСП, що визначається ним з урахуванням технічних вимог щодо проведення випробувань/моделювань, установлених у пунктах 5.2 та 5.3 цієї глави та підпункті 5 цього пункту. Замість виконання відповідного випробування власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ можуть підтвердити відповідність своїх електроустановок окремим вимогам цього Кодексу сертифікатами відповідності обладнання, виданими органом з оцінки відповідності, та надати їх ОСП;

7) ОСП на підставі наданих власниками об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ звітів про випробування/сертифікатів відповідності та імітаційних моделей повинен оцінювати відповідність електроустановок об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ вимогам, встановленим цим Кодексом, як при наданні дозволу на підключення, так і впродовж усього строку експлуатації електроустановки об'єкта.

Для генеруючих одиниць типу A при оцінці відповідності вимогам цього Кодексу ОСП або відповідний ОСР може використовувати надані власниками відповідних об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ сертифікати відповідності обладнання, видані органом сертифікації.

Відповідність електроустановки споживача, використовуваної об'єктом енергоспоживання для надання послуг ОСП шляхом управління попитом, має бути оціненою ОСП у координації з відповідним ОСР;

8) ОСП повинен надати власникам об'єктів, ОУЗЕ технічні дані та імітаційні моделі мережі в обсязі, необхідному для виконання запитуваних моделювань;

9) ОСП має право перевіряти, чи відповідає електроустановка вимогам цього Кодексу, виконуючи свої власні моделювання відповідності та спираючись на надані власниками об'єктів, ОУЗЕ звіти про моделювання, імітаційні моделі і виміри у рамках проведених випробувань;

10) випробування/моделювання вважаються успішними, якщо результати випробувань підтвердили виконання відповідних вимог цього Кодексу.

( Пункт 5.1 глави 5 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

5.2. Технічні вимоги щодо підтвердження відповідності генеруючих одиниць, УЗЕ та систем ПСВН шляхом проведення випробувань/моделювань.

5.2.1. Для генеруючих одиниць та УЗЕ типу В і систем ПСВН власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні підтвердити їх відповідність встановленим цим Кодексом технічним вимогам шляхом проведення таких випробувань та/або моделювань:

1) випробування або моделювання реакції в режимі підвищення частоти (LFSM-O) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена здатність генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН безперервно модулювати активну потужність, щоб сприяти регулюванню частоти у випадку будь-якого значного збільшення частоти в енергосистемі. Мають бути перевірені та підтверджені усталені параметри регулювання, такі як статизм і мертва зона частотної характеристики, а також динамічні параметри, включаючи реакцію на покрокову зміну частоти;

випробування/моделювання має проводитися шляхом моделювання сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активізувати зміну активної потужності принаймні на 10 % максимальної потужності, ураховуючи уставки статизму і мертву зону частотної характеристики. У разі необхідності змодельовані сигнали відхилення частоти мають подаватися одночасно як у регулятор частоти обертання, так і в регулятор навантаження систем регулювання, ураховуючи схему цих систем регулювання;

результати випробувань/моделювань (як динамічних, так і статичних) параметрів мають підтвердити їх відповідність встановленим технічним вимогам;

незатухаючі коливання не мають виникати після реагування на східчасті зміни;

2) моделювання здатності генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН проходити коротке замикання без відімкнення від мережі відповідно до встановлених технічних вимог;

3) моделювання післяаварійного відновлення активної потужності мають підтвердити здатність генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН забезпечувати післяаварійне відновлення активної потужності відповідно до встановлених технічних вимог.

5.2.2. Для одиниць енергоцентру та УЗЕ типу B і систем ПСВН, у доповнення до вимог підпункту 5.2.1 цього пункту, власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні проводити моделювання інжекції швидкого струму короткого замикання, які мають підтвердити таку здатність генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН відповідно до встановлених технічних вимог.

5.2.3. Для генеруючих одиниць типу C і D та УЗЕ типу В, С і D та систем ПСВН, у доповнення до вимог підпункту 5.2.1 цього пункту, власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні проводити випробування та/або моделювання:

1) випробування або моделювання реакції в режимі зниження частоти (LFSM-U) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна здатність генеруючих одиниць, УЗЕ типу В, С, D безперервно модулювати активну потужність, щоб сприяти регулюванню частоти у разі значного зниження частоти в системі;

випробування/моделювання має проводитися моделюванням сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активувати зміни активної потужності принаймні на 10 % максимальної активної потужності з відправною точкою не вище ніж 80 % максимальної потужності, ураховуючи уставки статизму і мертвої зони частотної характеристики;

незагасаючі коливання не мають виникати після реагування на східчасті зміни;

2) випробування або моделювання реакції в режимі нормованого первинного регулювання (FSM) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна здатність генеруючих одиниць/УЗЕ типу В, С, D/систем ПСВН безперервно модулювати активну потужність у повному робочому діапазоні між максимальною потужністю і мінімальним рівнем регулювання, щоб сприяти регулюванню частоти. Мають бути перевірені усталені параметри регулювання такі як нечутливість, статизм, мертва зона частотної характеристики і регулювальний діапазон, а також динамічні параметри, включаючи реакцію на покрокову зміну частоти;

випробування/моделювання має проводитися шляхом модулювання сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активувати принаймні 10 % повного діапазону частотної характеристики активної потужності в кожному напрямку, беручи до уваги уставки статизму і мертву зону частотної характеристики. Щоб виконати це випробування/моделювання, мають бути подані змодельовані сигнали відхилення частоти;

час активації повного діапазону частотної реакції активної потужності як результат зміни кроку частоти, не має бути довшим ніж встановлено відповідно до технічних вимог;

незагасаючі коливання не повинні виникати після реагування на східчасті зміни;

час початкової затримки має відповідати технічним вимогам;

уставки статизму мають перебувати в діапазоні, визначеному відповідно до технічних вимог;

нечутливість частотної характеристики активної потужності в будь-якій відповідній робочій точці не повинна перевищувати встановлену відповідно до технічних вимог;

3) випробування генеруючих одиниць, УЗЕ типу С, D з контролю за відновленням частоти. Має бути перевірена спільна робота в режимі FSM і регулювання для відновлення частоти;

4) випробування або моделювання на здатність до вироблення реактивної потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна можливість генеруючих одиниць, УЗЕ типу В, С, D щодо забезпечення здатності до вироблення ємнісної та індуктивної реактивної потужності;

випробування має бути виконано за максимальної реактивної потужності (як ємнісної, так і індуктивної) з перевіркою таких параметрів:

робота з 60 % надлишком максимальної потужності впродовж 30 хвилин,

робота в діапазоні 30-50 % максимальної потужності впродовж 30 хвилин,

робота в діапазоні 10-20 % максимальної потужності впродовж 60 хвилин;

тривалість роботи генеруючої одиниці, УЗЕ не має бути коротшою ніж тривалість за максимальної реактивної потужності (як ємнісної, так і індуктивної) для кожного параметра, вказаного в цьому підпункті;

має бути підтверджена здатність генеруючих одиниць, УЗЕ досягати будь-якого цільового значення реактивної потужності впродовж узгодженого або встановленого діапазону реактивної потужності;

у межах, вказаних діаграмою можливостей щодо вироблення реактивної потужності не повинно відбуватися спрацювання приладів захисту;

5) випробування на здатність систем ПСВН до вироблення реактивної потужності, які мають проводитися для систем ПСВН з дотриманням таких вимог:

агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою технічну можливість виробляти випереджальну та відставальну реактивну потужність відповідно до встановлених технічних вимог;

випробування на здатність до вироблення реактивної потужності має проводитися на максимальній реактивній потужності (як випереджальній, так і відставальній) і має перевірити такі параметри:

робота на мінімальній пропускній здатності систем ПСВН за активною потужністю,

робота на максимальній пропускній здатності систем ПСВН за активною потужністю,

робота за уставки активної потужності між цими мінімальними і максимальними значеннями пропускної здатності систем ПСВН за активною потужністю;

агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають працювати не менше однієї години на максимальній реактивній потужності (як випереджальній, так і відставальній) для кожного з вищевказаних параметрів;

агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність переходити на будь-яку уставку реактивної потужності в межах застосовного діапазону реактивної потужності і в межах цільових значень відповідної схеми регулювання реактивної потужності;

відсутність спрацювання будь-якого захисту в робочих межах, указаних графіком можливостей реактивної потужності;

6) моделювання острівного режиму роботи, які мають проводитися для генеруючих одиниць, УЗЕ типу С і D з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджено, що під час острівного режиму роботи характеристики генеруючих одиниць, УЗЕ відповідають встановленим технічним вимогам;

генеруючі одиниці, УЗЕ зменшують або збільшують вихідну активну потужність зі своєї попередньої робочої точки до будь-якої нової робочої точки на графіку P-Q у рамках, визначених відповідно до технічних вимог.

5.2.4. Для синхронних генеруючих одиниць та УЗЕ типу C і D і систем ПСВН, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1 та 5.2.3 цього пункту, власники генеруючих об'єктів, ОУЗЕ повинні проводити такі випробування:

1) випробування зі здатності синхронної генеруючої одиниці, УЗЕ до автономного запуску, які мають проводитися з дотриманням таких вимог:

для синхронних генеруючих одиниць, УЗЕ зі здатністю до автономного запуску має бути підтверджена їхня технічна можливість до запуску, починаючи із зупиненого стану, і без будь-якої подачі електричної енергії ззовні;

час запуску має утримуватися в межах часового інтервалу, установленого відповідно до технічних вимог;

2) випробування зі здатності систем ПСВН до автономного пуску, які мають проводитися для систем ПСВН з дотриманням таких вимог:

системи ПСВН мають підтвердити свою технічну здатність подавати живлення на шину віддаленої підстанції змінного струму, до якої вони приєднані відповідно до встановлених технічних вимог;

випробування мають проводиться під час автономного пуску систем ПСВН із знеструмленого стану;

системи ПСВН мають працювати у стабільній робочій точці з погодженою пропускною здатністю відповідно до встановлених технічних вимог;

3) випробування з перемикання на навантаження власних потреб мають проводитися з дотриманням таких вимог:

синхронні генеруючі одиниці, УЗЕ мають підтвердити свою технічну можливість перемикатися і стійко працювати на власні потреби;

випробування має проводитися за максимальної активної потужності і номінальної реактивної потужності генеруючої одиниці, УЗЕ перед скиданням навантаження;

ОСП має право встановлювати додаткові умови з урахуванням встановлених технічних вимог та технічних можливостей обладнання;

перемикання на навантаження власних потреб має бути успішним, стабільна робота на власні потреби має бути продемонстрована впродовж встановленого періоду часу, а повторна синхронізація з мережею була проведена успішно.

5.2.5. Для синхронних генеруючих одиниць та УЗЕ типу D, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1, 5.2.3 і 5.2.4 цього пункту, власники генеруючих об'єктів, ОУЗЕ повинні проводити моделювання регулювання демпфірування коливань потужності з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджено, що характеристики синхронних генеруючих одиниць, УЗЕ з точки зору їхньої системи регулювання (функція PSS) здатні до демпфірування коливань активної потужності відповідно до встановлених технічних вимог;

результатом регулювання має бути поліпшення демпфірування відповідної реакції активної потужності АРЗ у поєднанні з функцією PSS, у порівнянні з реакцією активної потужності одного лише АРЗ без PSS;

мають виконуватися такі сукупні умови:

функція PSS має гасити існуючі коливання активної потужності генеруючої одиниці/УЗЕ/системи ПСВН у межах діапазону частот, установлених технічними вимогами. Цей діапазон частот має включати частоти локального режиму генеруючої одиниці, УЗЕ та очікувані у мережі коливання;

зміна активної потужності генеруючої одиниці/УЗЕ/системами ПСВН не повинна призводити до незатухаючих коливань активної або реактивної потужності генеруючої одиниці/систем ПСВН.

5.2.6. Для одиниць енергоцентру та УЗЕ типу C і D, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1-5.2.3 цього пункту, власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні проводити такі випробування та моделювання:

1) випробування з регулювання активної потужності і діапазону регулювання, які мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/системи ПСВН мають підтвердити свою технічну можливість безперервно модулювати активну потужність у повному робочому діапазоні відповідно до встановлених технічних вимог;

уставка і точність регулювання має відповідати технічним вимогам;

2) випробування щодо регулювання системами ПСВН швидкості лінійного змінення активної потужності, які мають проводитися для систем ПСВН з дотриманням таких вимог:

системи ПСВН мають підтвердити свою технічну здатність регулювати швидкість лінійного змінення активної потужності;

випробування повинно проводитися шляхом надсилання відповідним Оператором вказівок на установлення швидкості лінійного змінення;

швидкість лінійного змінення має бути регульованою;

системи ПСВН мають підтвердити стабільну роботу впродовж періодів лінійного змінення;

3) випробування на здатність до режиму регулювання напруги мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання напруги відповідно до встановлених технічних вимог;

під час випробування режиму регулювання напруги перевіряються такі параметри:

крутизна характеристики і мертва зона частотної характеристики,

точність регулювання,

нечутливість регулювання,

час активації реактивної потужності;

діапазон регулювання та регульований статизм і мертва зона частотної характеристики мають відповідати технічним вимогам;

нечутливість регулювання напруги має бути не вищою ніж 0,01 в. о.;

після східчастої зміни напруги 90 % зміни у вихідній реактивній потужності мають бути досягнуті в межах, установлених згідно з технічними вимогами, значень часу і допусків;

4) випробування режиму регулювання реактивної потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання реактивної потужності в умовах, визначених відповідно до технічних вимог;

випробування режиму регулювання реактивної потужності має бути додатковим до випробування можливостей щодо вироблення реактивної потужності;

під час випробування режиму регулювання реактивної потужності мають бути перевірені такі параметри:

діапазон уставки реактивної потужності, точність регулювання,

час активації реактивної потужності;

діапазон уставки реактивної потужності та точність регулювання мають відповідати встановленим технічним вимогам;

5) випробування режиму регулювання коефіцієнта потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання коефіцієнта потужності в умовах, визначених відповідно до технічних вимог;

під час випробування режиму регулювання коефіцієнта потужності мають бути перевірені такі параметри:

діапазон уставок коефіцієнта потужності,

точність регулювання,

реакція реактивної потужності на східчасту зміну активної потужності;

діапазон уставок коефіцієнта потужності та точність регулювання мають відповідати встановленим технічним вимогам;

час активації реактивної потужності як результат східчастої зміни активної потужності не має перевищувати встановленого відповідно до технічних вимог;

6) моделювання для одиниць енергоцентру, УЗЕ здатності до забезпечення штучної інерції мають підтвердити здатність одиниць енергоцентру, УЗЕ до забезпечення штучної інерції до події зі зниженням частоти відповідно до встановлених технічних вимог.

5.2.7. Для УЗЕ, що є повністю інтегрованим елементом мережі, відповідний Оператор проводить випробування та/або моделювання відповідності в необхідних обсягах згідно з підпунктами 5.2.1-5.2.6 цього пункту, які відповідають спроможності щодо забезпечення безпечного та надійного функціонування системи передачі чи системи розподілу (але не використовуються для балансування або управління перевантаженнями).

5.2.8. Для УЗЕ, що підключені до внутрішніх мереж виробника електричної енергії або споживача, технічні вимоги щодо підтвердження відповідності електроустановок шляхом проведення випробувань/моделювань не застосовуються.

( Пункт 5.2 глави 5 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

5.3. Технічні вимоги щодо підтвердження відповідності електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання шляхом проведення випробувань/моделювань

5.3.1. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні підтвердити їх відповідність установленим цим Кодексом технічним вимогам шляхом проведення таких випробувань:

1) випробування на здатність до повторного ввімкнення після випадкового відімкнення через порушення режиму мережі. Це повторне ввімкнення об’єктів розподілу/енергоспоживання, яке має досягатися через виконання методики повторного ввімкнення, переважно дією автоматики, дозволеної ОСП;

2) випробування синхронізації, які мають підтвердити можливості електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання до синхронізації з електричною мережею відповідно до встановлених технічних вимог та перевірити уставки пристроїв синхронізації. Випробування синхронізації повинні охоплювати такі аспекти:

напругу;

частоту;

діапазон фазового кута;

відхилення напруги і частоти;

3) випробування дистанційного від’єднання мають підтвердити здатність електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання до дистанційного відімкнення від мережі в точці (точках) приєднання відповідно до встановлених технічних вимог;

4) випробування відімкнення навантаження за низької частоти, які мають підтвердити здатність об’єктів розподілу/енергоспоживання до відімкнення навантаження в разі зниження частоти відповідно до встановлених технічних вимог;

5) випробування реле відімкнення навантаження за низької частоти, які мають підтвердити спрацювання реле від входу живлення номінальним змінним струмом відповідно до встановлених технічних вимог;

6) випробування відімкнення навантаження за низької напруги, які мають підтвердити здатність електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання до відімкнення навантаження за низької напруги та до роботи об’єднано з блокуванням перемикача відгалужень під навантаженням відповідно до встановлених технічних вимог;

7) випробування щодо обміну інформацією між ОСП і ОСР/оперативним персоналом об’єктів енергоспоживання, у тому числі в режимі реального часу, які мають підтвердити здатність об’єктів розподілу/енергоспоживання задовольняти вимоги стандарту обміну інформацією, встановлені цим Кодексом.

5.3.2. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів розподілу, додатково до вимог підпункту 5.3.1 цього пункту, ОСР мають проводити моделювання здатності об’єктів розподілу до генерування реактивної потужності з дотриманням таких вимог:

під час обчислення обміну реактивною потужністю за різних умов її генерування і споживання має використовуватися імітаційна модель усталеного потокорозподілення навантаження для приєднаної до системи передачі розподільної мережі;

частиною моделювань має бути поєднання режимів усталеного мінімального й максимального генерування та споживання реактивної потужності, що призводять до найнижчого та найвищого обміну реактивною потужністю;

частиною моделювань має бути обчислення експортування у точці приєднання реактивної потужності за умови перетікання активної потужності менше 25 % від максимально допустимого перетоку;

результати моделювання мають підтвердити відповідність об’єктів розподілу встановленим технічним вимогам.

5.3.3. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів енергоспоживання, додатково до вимог підпункту 5.3.1 цього пункту, власники об’єктів мають проводити моделювання здатності об’єктів енергоспоживання до підтримання рівня реактивної потужності з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена можливість об’єкта енергоспоживання підтримувати в точці приєднання рівень реактивної потужності відповідно до встановлених технічних вимог;

імітаційна модель потокорозподілення навантаження, приєднаного до системи передачі об’єкта енергоспоживання, використовується для обчислення обміну реактивною потужністю у різних режимах навантаження. Частиною моделювань мають бути режими мінімального і максимального навантаження, що призводять до найнижчого і найвищого обміну реактивною потужністю в точці приєднання;

результати моделювання мають підтвердити відповідність установленим технічним вимогам.

5.3.4. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів енергоспоживання, які можуть виробляти реактивну потужність, додатково до вимог підпункту 5.3.1 цього пункту, власники об’єктів мають проводити моделювання здатності об’єктів енергоспоживання до підтримання рівня реактивної потужності з дотриманням таких вимог:

імітаційна модель потокорозподілення навантаження приєднаного до системи передачі об’єкта енергоспоживання має використовуватися для обчислення обміну реактивною потужністю у різних режимах її генерування і споживання;

частиною моделювань має бути поєднання режимів мінімального і максимального генерування та споживання реактивної потужності, що призводять до найнижчої та найвищої забезпеченості реактивною потужністю в точці приєднання;

результати моделювання мають підтвердити відповідність установленим технічним вимогам.

5.3.5. Для електроустановок об’єктів енергоспоживання, які беруть участь у регулюванні активної потужності, регулюванні реактивної потужності або управлінні системними обмеженнями за допомогою управління попитом, власники об’єктів енергоспоживання повинні проводити такі випробування та моделювання:

1) випробування модифікації електроустановок, які мають підтвердити здатність електроустановок об’єктів енергоспоживання до зміни їх споживаної потужності після отримання оперативної команди ОСП відповідно до встановлених технічних вимог. Випробування мають проводитися за оперативною командою або альтернативно, шляхом імітації отримання оперативної команди ОСП;

2) випробування відімкнення та/або повторного ввімкнення енергоустановок статичної компенсації об’єкта енергоспоживання, які мають підтвердити здатність об’єктів енергоспоживання до регулювання напруги відповідно до встановлених технічних вимог. Ці випробування мають проводитись шляхом імітації отримання оперативної команди ОСП на подальше відімкнення енергоустановок статичної компенсації та імітації отримання оперативної команди ОСП на подальше повторне ввімкнення цих енергоустановок;

3) моделювання електроустановок об’єктів енергоспоживання, які використовуються для забезпечення регулювання активної потужності за допомогою управління попитом. Ці моделювання мають підтвердити технічну здатність електроустановки об’єкта енергоспоживання до забезпечення регулювання активної потужності за низької частоти відповідно до встановлених технічних вимог.

( Главу 5 розділу III доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023 )

6. Технічні вимоги до УЗЕ, які впливають на режими роботи системи передачі

6.1. Визначення типу УЗЕ

6.1.1. УЗЕ може бути приєднана до системи передачі/розподілу або електроустановок користувача системи передачі/розподілу через синхронну машину чи систему перетворення потужності (інвертор).

( Підпункт 6.1.1 пункту 6.1 глави 6 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

6.1.2. УЗЕ класифікуються за п’ятьма категоріями відповідно до рівня напруги їхньої точки приєднання та їхньої максимальної потужності відпуску, а саме:

( Абзац перший підпункту 6.1.2 пункту 6.1 глави 6 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

1) тип А1 - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і Pmax.вп.до 0,15 МВт включно;

( Підпункт 1 підпункту 6.1.2 пункту 6.1 глави 6 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

2) тип А2 - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і Pmax.вп.до 1 МВт включно, крім тих, що відносяться до класу А1;

3) тип В - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і Pmax.вп.від 1 МВт до 20 МВт включно;

4) тип С - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і Pmax.вп.від 20 МВт до 75 МВт включно;

5) тип D - точка приєднання з напругою 110 кВ або вище. УЗЕ також належить до типу D, якщо її Pmax.вп. становить вище 75 МВт.

6.2. Технічні вимоги до відповідних типів УЗЕ наведено в таблиці 25.

Таблиця 25

Пункти та підпункти цього розділу, в яких передбачені технічні вимоги	Технічна вимога	Тип A1	Тип А2	Тип B	Тип C	Тип D
пункт 6.3	Технічні вимоги щодо стабільності частоти
підпункт 1 пункту 6.3	Діапазони частоти	+	+	+	+	+
підпункт 2 пункту 6.3	Стійкість до швидкості зміни частоти	+	+	+	+	+
підпункт 3 пункту 6.3	Режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSM-O)	+	+	+	+	+
підпункт 4 пункту 6.3	Режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSM-U)	+	+	+	+	+
підпункт 5 пункту 6.3	Режим нормованого первинного регулювання частоти (частотно чутливий режим FSM)		+	+	+	+
підпункт 6 пункту 6.3	Дистанційне відключення/включення		+	+	+	+
підпункт 7 пункту 6.3	Керованість активною потужністю		+	+	+	+
підпункт 8 пункту 6.3	Регулювання активної потужності				+	+
підпункт 9 пункту 6.3	Автоматичне приєднання	+	+	+	+
підпункт 10 пункту 6.3	Штучна інерція				+	+
пункт 6.4	Технічні вимоги щодо надійності УЗЕ
підпункт 1 пункту 6.4	Здатність нести задане навантаження в межах технічної спроможності (у тому числі енергоємності) УЗЕ	+	+	+	+	+
підпункт 2 пункту 6.4	Стійкість до КЗ		+	+	+	+
підпункт 3 пункту 6.4	Відновлення виробництва активної енергії після КЗ		+	+	+	+
підпункт 4 пункту 6.4	Статична стійкість (при приєднанні через синхронну машину)				+	+
пункт 6.5	Технічні вимоги щодо стабільності напруги
підпункт 1 пункту 6.5	Здатність до вироблення реактивної енергії (загальна)	+	+	+	+	+
підпункт 2 пункту 6.5	Швидке підживлення КЗ струмом		+	+	+	+
підпункт 3 пункту 6.5	Система регулювання напруги	+	+	+	+	+
підпункт 4 пункту 6.5	Автоматичне від’єднання при відхиленнях напруги за допустимі межі				+	+
підпункт 5 пункту 6.5	Здатність до вироблення реактивної енергії при максимальній активній потужності				+	+
підпункт 8 пункту 6.5	Демпфірування коливань потужності				+	+
підпункт 9 пункту 6.5	Вимоги щодо діапазонів напруги	+	+	+	+	+
пункт 6.6	Технічні вимоги щодо управління системою передачі
підпункт 1 пункту 6.6	Схеми управління та параметри налаштування		+	+	+	+
підпункт 2 пункту 6.6	Релейний захист та протиаварійна автоматика та параметри налаштування		+	+	+	+
підпункт 3 пункту 6.6	Обмін інформацією		+	+	+	+
підпункт 4 пункту 6.6	Динамічна стійкість		+	+	+	+
підпункт 5 пункту 6.6	Контрольно-вимірювальна апаратура		+	+	+	+
підпункт 6 пункту 6.6	Імітаційні (математичні, комп’ютерні) моделі				+	+
підпункт 7 пункту 6.6	Швидкість зміни активної потужності		+	+	+	+
підпункт 8 пункту 6.6	Заземлення нейтралі				+	+
підпункт 9 пункту 6.6	Засоби синхронізації (при приєднанні через синхронну машину)		+	+	+	+
пункт 6.7	Технічні вимоги щодо відновлення системи передачі
підпункт 1 пункту 6.7	Автоматичне повторне приєднання (при приєднанні через синхронну машину)		+	+	+	+
підпункт 2 пункту 6.7	Автономний пуск				+	+
підпункт 3 пункту 6.7	Участь в острівному режимі роботи				+	+
підпункт 4 пункту 6.7	Швидка повторна синхронізація (при приєднанні через синхронну машину)				+	+

( Пункт 6.2 глави 6 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

6.3. Технічні вимоги щодо стабільності частоти:

1) діапазони частоти:

УЗЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати в межах діапазону частот та інтервалів часу, зазначених у таблиці 26, без від’єднання від мережі;

Таблиця 26

№№ з/п	Діапазон частот	Робочий період часу
1	47,5 Гц - 49,0 Гц	не менше ніж 30 хвилин
2	49,0 Гц - 51,0 Гц	без обмеження
3	51,0 Гц - 51,5 Гц	не менше ніж 30 хвилин

2) стійкість до швидкості зміни частоти:

УЗЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі і працювати при швидкості зміни частоти до 1,7 Гц/с;

3) режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSM-O):

УЗЕ мають бути здатними забезпечити зміни активної потужності при відхиленні частоти за межі зони нечутливості по частоті (див. рис. 13) та зі статизмом, визначеними ОСП у межах значень, зазначених у підпунктах 3 та 4 цього підпункту.

Рисунок 13

див. зображення

Діаграма відображає характер зміни потужності УЗЕ, що може відпускати та відбирати потужність в/з електромережі,

де	Pпоточ	-	поточний рівень потужності;
	fmin, fmax	-	мінімальна, максимальна допустима частота роботи УЗЕ;
	f1	-	мінімальне значення зони нечутливості по частоті;
	f2	-	максимальне значення зони нечутливості по частоті;
	f0	-	номінальна частота;

зона нечутливості по частоті f2 повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 50,2 Гц до 50,5 Гц включно;

уставка статизму повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 0,1 % до 12 %;

УЗЕ мають бути здатними до реакції активної потужності на відхилення частоти з затримкою не більше 500 мс, що вимірюються на виводах синхронної машини або на системах перетворення потужності (інверторі) УЗЕ;

УЗЕ має бути здатною до стійкої роботи в режимі LFSM-O;

УЗЕ, що відпускає активну потужність у режимі LFSM-О, повинна відповідно до характеристики LFSM-O зменшувати відпуск активної потужності з подальшим переходом до режиму відбору електричної енергії (якщо це технічно можливо);

УЗЕ, що відбирає активну потужність у режимі LFSM-О, повинна збільшувати рівень активної потужності, що відбирається, відповідно до характеристики LFSM-O;

УЗЕ повинна відбирати електричну енергію до накопичення повної енергоємності УЗЕ, після чого припинити відбір електричної енергії. ОСП може визначити іншу характеристику або встановити, що УЗЕ під час відбору активної потужності підтримуватиме рівень відбору на час досягнення порогового значення частоти навіть під час підвищення частоти в режимі LFSM-О.

ОСП повинен ураховувати час, необхідний для переходу УЗЕ з режиму відбору електричної енергії в режим відпуску активної потужності або навпаки, що статизм у режимі відбору електричної енергії та в режимі відпуску електричної енергії може бути різним, а також обмеження по повній енергоємності УЗЕ (якщо це технологічно можливо);

4) режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSMU):

УЗЕ мають бути здатними забезпечити зміни активної потужності при відхиленні частоти за межі зони нечутливості по частоті (див. рис. 13) та зі статизмом, визначеними ОСП в межах значень, зазначених у підпунктах 3 та 4 цього підпункту;

зона нечутливості по частоті f1 повинна мати можливість змінюватися в діапазоні від 49,8 Гц до 49,5 Гц включно;

уставки статизму повинні мати можливість змінюватися в діапазоні від 0,1 % до 12 %;

УЗЕ має бути здатною до стійкої роботи в режимі LFSM-U;

УЗЕ, що відбирає активну потужність у режимі LFSM-U, повинна зменшувати рівень активної потужності, що відбирається, відповідно до характеристики LFSM-U з подальшим переходом до режиму відпуску (якщо це технологічно можливо);

УЗЕ, що відпускає активну потужність у режимі LFSM-U, повинна збільшувати відпуск активної потужності відповідно до характеристики LFSM-U;

УЗЕ повинна відпускати електричну енергію до вичерпання повної енергоємності УЗЕ, після чого припиняти відпуск. ОСП може визначити іншу характеристику або встановити, що УЗЕ під час відпуску активної потужності підтримуватиме рівень відпуску на момент досягнення порогового значення частоти навіть під час подальшого зниження частоти в режимі LFSM-U;

ОСП повинен ураховувати час, необхідний для переходу УЗЕ з режиму відпуску активної потужності в режим відбору електричної енергії або навпаки, що статизм у режимі відбору та в режимі відпуску може бути різним, а також обмеження по повній енергоємності УЗЕ (якщо це технологічно можливо);

УЗЕ, що не може досягти режиму відпуску до задіяння автоматичної схеми відключення відбору за низької частоти, повинна відключитися. Відключення допускається лише у випадку, коли режим відпуску не може бути досягнутий до порогу частоти 49 Гц;

5) режим нормованого первинного регулювання частоти (частотно чутливий режим FSM):

УЗЕ мають бути здатними змінювати активну потужність при відхиленні частоти відповідно до параметрів, установлених ОСП (див. рис. 14 та 15), у межах діапазонів, зазначених у таблиці 27.

Рисунок 14

див. зображення

На діаграмі відображена здатність УЗЕ до реакції активної потужності на відхилення частоти в режимі FSM, що ілюструє випадок нульової мертвої зони і нечутливість, де Pref відповідає номінальній потужності УЗЕ (Pnom. ).

Рисунок 15

див. зображення

На діаграмі відображена зона роботи та реакція УЗЕ у режимі FSM зі стандартними налаштуваннями для регулювання частоти (FSM/РПЧ),

де	fmin	-	47,5 Гц;
	fmax	-	51,5 Гц;
	f0	-	50,0 Гц;
	f1	-	49,8 Гц;
	f2	-	50,2 Гц;

параметри для реакції активної потужності на відхилення частоти в режимі FSM для УЗЕ наведено в таблиці 27.

Таблиця 27

№ з/п	Параметри		Діапазони
1	мінімальний діапазон зміни активної потужності відносно Рref: \|Дельта P1 \| / Pref		10 %
2	максимальна нечутливість первинного регулятора	Дельта f1	10 мГц
		Дельта f1 /fn	0,02 %
3	мертва зона частотної характеристики		0-200 мГц
4	статизм s1		0,1 % - 12 %

( Таблиця 27 підпункту 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )

У випадку підвищення частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується потужністю Pпоточ.-Дельта P, що має бути меншою або дорівнювати максимальній потужності відбору Pmax.відб.

У випадку зниження частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується потужністю Pпоточ. +Дельта P, що має бути меншою або дорівнювати максимальній потужності відпуску Pmax.вп.

У разі стрибкоподібної зміни частоти УЗЕ мають бути здатними змінювати активну потужність при відхиленні частоти по лінії, як зазначено на рисунку 16, або вище неї (з метою уникнення коливань активної потужності) з відповідними параметрами, наведеними в таблиці 28.

Рисунок 16

див. зображення

На діаграмі зображено здатність змінювати активну потужність при відхиленні частоти,

де	Pnom.	-	номінальна потужність, до якої відноситься Дельта P;
	Дельта P	-	зміна вихідної активної потужності УЗЕ. УЗЕ має забезпечувати вихідну активну потужність Дельта P до точки Дельта P1 відповідно до інтервалів часу t1 і t2 зі значеннями Дельта P1, t1 і2, визначеними ОСП відповідно до таблиці 28;
	t1	-	початкова затримка;
	t2	-	час повної активації;

параметри повної зміни активної потужності на відхилення частоти внаслідок стрибкоподібної зміни частоти наведено в таблиці 28;

Таблиця 28

№ з/п	Параметри	Діапазони або значення
1	максимальна допустима початкова затримка t1	500 мс
2	максимальний допустимий вибір часу повної активації t2	до 30 секунд

у всіх режимах системи передачі по частоті УЗЕ, що надають послуги з РПЧ, повинні забезпечувати видачу належного обсягу РПЧ відповідно до фактичного відхилення частоти в енергосистемі протягом усього часу надання послуги з РПЧ безперервно, що не може бути меншим ніж розрахунковий період надання послуги з РПЧ;

( Абзац двадцятий підпункту 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 )

після повернення системи передачі в нормальний режим по частоті обмежена по енергоємності УЗЕ, що надає послугу з РПЧ, повинна забезпечити якнайшвидше відновлення енергоємності. Таке відновлення здійснюється протягом 2 годин перебування системи передачі в нормальному режимі по частоті. УЗЕ, що надає послугу з РПЧ та перебуває в режимі відновлення енергоємності, повинна видавати обсяги РПЧ, які відповідають нормальному режиму системи передачі по частоті. Під час такого відновлення енергоємності УЗЕ, що надає послугу з РПЧ, може не забезпечувати видачу необхідних обсягів РПЧ, які відповідають передаварійному та аварійному режимам системи передачі по частоті;

6) дистанційне відключення/включення:

УЗЕ мають бути обладнані вхідним портом, щоб припиняти відпуск активної потужності або її відбір до 0 впродовж 5 секунд після отримання команди на вхідному порті. Відповідний Оператор має право зазначати вимоги до обладнання для забезпечення дистанційного керування УЗЕ;

7) керованість активною потужністю:

УЗЕ мають бути обладнані інтерфейсом (вхідним портом), щоб мати змогу змінювати вихідну активну потужність за час до 10 секунд після отримання команди на вхідному порті. ОСП має право вказувати вимоги до обладнання, щоб мати змогу дистанційно регулювати вихідну активну потужність;

8) регулювання активної потужності:

система регулювання УЗЕ має бути здатною до налаштування уставки активної потужності згідно з керуючими діями/командами, отриманими від ОСП дистанційно;

ОСП встановлює час, у межах якого має бути досягнута уставка активної потужності, та допустиме відхилення для нового завдання;

у випадку виведення УЗЕ з-під управління САРЧП ОСП забезпечує управління цією УЗЕ в ручному режимі, повідомивши невідкладно власника УЗЕ про час такого переведення. ОСП повинен повідомляти Регулятора шляхом щомісячного звітування про час, необхідний для досягнення завдання, та допустиме відхилення по активній потужності;

УЗЕ повинна забезпечувати функціональні можливості, що стосуються участі у процесі відновлення частоти та відповідають вимогам підпунктів 18 - 20 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V цього Кодексу;

9) автоматичне приєднання:

ОСП вказує умови, за яких УЗЕ може автоматично з’єднатися з мережею після незапланованого відключення або під час відновлення системи передачі.

Ці умови мають включати: діапазони частоти та діапазони напруг, у межах яких автоматичне приєднання є допустимим, відповідний час затримки, максимальний градієнт збільшення вихідної активної потужності.

Якщо інші умови не узгоджені між ОСП, власником УЗЕ та відповідним ОСР, умовами автоматичного приєднання є:

діапазон частоти 49,9 - 50,1 Гц;

діапазон напруги 0,9 - 1,1 в.о.;

мінімальний час затримки 60 секунд;

максимальний градієнт збільшення вихідної активної потужності менше або дорівнює 20 % Pnom./хв.

Сигнал, який дозволяє УЗЕ повторно приєднатися, визначений підпунктом 3 пункту 6.6 цієї глави;

10) штучна інерція:

УЗЕ мають бути здатними забезпечувати штучну інерцію під час дуже швидких відхилень частоти;

принципи роботи систем управління, встановлені для забезпечення штучної інерції, та відповідні параметри визначаються ОСП.

6.4. Технічні вимоги щодо надійності УЗЕ:

1) здатність нести задане навантаження:

УЗЕ мають бути здатними нести навантаження на заданому рівні активної потужності незалежно від зміни частоти в межах порогової частоти, зазначеної в підпункті 1 пункту 6.3 цієї глави;

2) стійкість до КЗ:

УЗЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та продовжувати стабільну роботу під час КЗ та після його усунення релейним захистом при зміні напруги за кривою (див. рис. 17), параметри якої задаються ОСП у межах діапазонів, що зазначені в таблицях 29 та 30.

Рисунок 17

див. зображення

На графіку напруги УЗЕ під час проходження КЗ без відключення від мережі зображена нижня межа кривої напруги в залежності від часу для напруги в точці приєднання, вираженої як відношення її фактичного значення до її опорного значення у відносних одиницях: до, упродовж і після пошкодження,

де	Uret	-	залишкова напруга в точці приєднання впродовж КЗ;
	tclear	-	момент ліквідації КЗ;
	Urec1, Urec2, trec1, trec2 і trec3	-	вказують на певні точки нижніх меж відновлення напруги після ліквідації КЗ.

Часові інтервали роботи УЗЕ без відключення від мережі при КЗ для вказаних рівнів напруги (див. рис. 17), приєднаних на рівні напруги нижче 110 кВ, наведені в таблиці 29.

Таблиця 29

№ з/п	Параметри напруги, в.о.		Параметри часу, секунд
1	Uret	0,05 - 0,15	tclear	0,14 - 0,15 (або 0,14 - 0,25, якщо захист системи і безпечна експлуатація цього вимагають)
2	Uclear	Uret - 0,15	trec1	tclear
3	Urec1	Uclear	trec2	trec1
4	Urec2	0,85	trec3	1,5 - 3,0

Часові інтервали роботи УЗЕ без відключення від мережі при КЗ для вказаних рівнів напруги (див. рис. 17), приєднаних на рівні напруги 110 кВ або вище, наведені в таблиці 30.

Таблиця 30

№ з/п	Параметри напруги, в.о.		Параметри часу, секунд
1	Uret	0	tclear	0,14 - 0,25
2	Uclear	Uret	trec1	tclear
3	Urec1	Uclear	trec2	trec1
4	Urec2	0,85	trec3	1,5 - 3,0

Для забезпечення можливості роботи УЗЕ без відімкнення від мережі при КЗ ОСП на вимогу власника УЗЕ повинен надати йому значення мінімальної та максимальної потужності КЗ у точці приєднання та вказати передаварійні робочі параметри УЗЕ, виражені як вихідні активна і реактивна потужності в точці приєднання та напруга в точці приєднання.

УЗЕ мають бути здатними продовжувати стабільну роботу, коли фактичні значення лінійних напруг відносно рівня напруги мережі в точці приєднання під час КЗ, ураховуючи вищенаведені передаварійні та післяаварійні режими, залишаються вище межі, вказаної на рисунку 17, якщо схема захисту для внутрішніх електричних пошкоджень не вимагає від’єднання УЗЕ від мережі. Схеми захисту та уставки для внутрішніх електричних пошкоджень не повинні ставити під загрозу характеристики здатності залишатися в роботі без відімкнення від мережі при КЗ.

Захист від зниження напруги (здатність залишатися в роботі без відімкнення від мережі при КЗ чи мінімальне значення, вказане для напруги в точці приєднання) встановлюється власником УЗЕ відповідно до її максимальних технічних можливостей, якщо ОСП не встановлює вимоги згідно з підпунктом 2 пункту 2.6 глави 2 цього розділу. Уставки мають бути обґрунтовані власником УЗЕ відповідно до цього принципу;

3) відновлення виробництва активної енергії після КЗ:

УЗЕ повинні відновлювати виробництво активної енергії після КЗ. ОСП визначає величину та час відновлення виробництва активної енергії;

мінімальні вимоги до відновлення виробництва активної енергії після КЗ:

час початку відновлення - у час досягнення 90 % напруги на час виникнення КЗ;

максимально допустимий час відновлення активної енергії після КЗ - 1 секунда;

мінімальний рівень потужності активної енергії - 90 % потужності активної енергії на час виникнення КЗ;

4) статична стійкість:

у разі відхилень потужності УЗЕ повинні зберігати статичну стійкість, працюючи в будь-якій робочій точці характеристики P-Q;

УЗЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та працювати без зниження потужності, поки напруга та частота залишаються в указаних межах згідно з вимогами, встановленими в цьому розділі, у межах технічної спроможності.

6.5. Технічні вимоги щодо стабільності напруги:

1) УЗЕ повинні бути здатними виробляти реактивну потужність, якщо така вимога встановлена ОСП, у межах технічної спроможності;

2) УЗЕ на вимогу ОСП мають бути здатними забезпечувати швидке підживлення КЗ струмом у точці приєднання під час симетричних (трифазних) пошкоджень.

ОСП повинен установити вимоги щодо роботи УЗЕ без відключення від електричної мережі під час нормативних пошкоджень;

3) УЗЕ, які підключені через інверторне обладнання, повинні бути обладнані постійною системою автоматичного регулювання напруги, що може забезпечувати постійну напругу на затискачах інвертора змінного струму на рівні вибраної уставки без нестабільності в усьому робочому діапазоні УЗЕ.

УЗЕ, які підключені через синхронні машини, мають бути обладнані системою АРЗ, що має включати також функцію PSS для демпфірування коливань потужності;

4) УЗЕ дозволяється автоматичне від’єднання, коли напруга в контрольній точці приєднання виходить за межі, встановлені ОСП;

5) УЗЕ мають бути здатними на вимогу ОСП використовувати всі резерви реактивної потужності аж до аварійних перевантажень згідно з вимогами ГКД 34.20.507 "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила", затвердженого наказом Міністерства палива та енергетики України від 13 червня 2003 року № 296 (далі - ГКД 34.20.507);

6) УЗЕ мають бути здатними забезпечувати вироблення/споживання реактивної потужності у випадках коливань напруги з урахуванням того, що:

УЗЕ, які приєднані через синхронні машини, мають бути здатними забезпечувати вироблення/споживання реактивної потужності на її максимальному рівні в межах графіка U-Q/Pmax, вказаного на рисунку 6;

діапазон Q/Pmax та діапазон напруг для УЗЕ повинні перебувати в межах значень, наведених у таблиці 12;

повний діапазон реактивної потужності не може бути наявним в усьому діапазоні напруг в усталеному режимі;

УЗЕ, які приєднані через інверторне обладнання, мають бути здатними до переміщення в будь-яку робочу точку в межах свого профілю U-Q/Pmax у відповідних часових рамках до значень, встановлених ОСП;

7) УЗЕ мають відповідати таким вимогам щодо режимів регулювання реактивної потужності:

для забезпечення режиму регулювання напруги мають бути здатними до сприяння регулюванню напруги в точці приєднання через забезпечення обміну реактивною потужністю з мережею з уставкою напруги, що охоплює від 0,95 до 1,05 відносних одиниць з кроками не більше ніж 0,01 відносних одиниць, з крутизною характеристики у діапазоні принаймні 2 - 7 % і кроками не більше ніж 0,5 %;

вихідна реактивна потужність має бути нульовою, коли значення напруги мережі в точці приєднання дорівнюватиме уставці напруги;

здійснювати роботу з уставкою або без зони нечутливості, вибраної в діапазоні від нуля до ± 5 % опорного значення 1 відносної одиниці напруги мережі, з кроками не більше ніж 0,5 %;

бути здатними регулювати коефіцієнт потужності в точці приєднання в межах необхідного діапазону реактивної потужності згідно з вимогами, встановленими підпунктом 2 цього підпункту, з кроками цільового коефіцієнта потужності не більше ніж 0,01;

УЗЕ, які підключені через інверторне обладнання, мають бути здатними забезпечувати вироблення/споживання реактивної потужності на її максимальному рівні в межах графіка U-Q/Pmax, зазначеного на рисунку 12;

діапазон Q/Pmax і діапазон напруг для УЗЕ повинні перебувати в межах значень, зазначених у таблиці 24;

УЗЕ, які підключені через інверторне обладнання, мають бути здатними до переміщення в будь-яку робочу точку в межах графіка U-Q/Pmax й у часових рамках, зазначених ОСП;

УЗЕ, які підключені через інверторне обладнання, мають відповідати таким вимогам:

бути здатними працювати в будь-якому з трьох наведених нижче режимів регулювання:

режим регулювання напруги,

режим регулювання реактивної потужності,

режим регулювання коефіцієнта потужності;

забезпечувати регулювальні характеристики:

змінювати задані рівні напруги в точці приєднання відповідно до команд ОСП;

змінювати зону нечутливості навколо заданого рівня напруги в діапазоні ± 5 %;

УЗЕ мають бути здатними регулювати коефіцієнт потужності в точці приєднання;

8) УЗЕ мають бути здатними демпфірувати коливання потужності. Характеристики регулювання напруги та реактивної потужності УЗЕ не повинні чинити негативний вплив на демпфірування коливань потужності;

Одиниці УЗЕ повинні мати функцію POD, яка є обов’язковою для УЗЕ типу С та D.

( Підпункт 8 пункту 6.5 глави 6 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

Уставки налаштування функції POD вибираються згідно з методикою виробника даної системи. Частоти налаштування повинні відповідати заданим ОСП значенням.

Виконання заходів з налаштування функції POD повинно бути виконано власниками УЗЕ у строк не більше трьох місяців після отримання відповідного оперативного розпорядження ОСП;

9) з урахуванням вимог підпункту 2 пункту 6.4 цієї глави УЗЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та працювати в межах діапазонів напруги в точці приєднання, виражених напругою в точці приєднання у вигляді опорного значення 1 відносна одиниця, та для періодів часу, зазначених у таблиці 31 (для класів напруги до 330 кВ включно).

Таблиця 31

№ з/п	Діапазон напруг	Робочий період часу
1	0,85 в.о. - 0,90 в.о.	Не менше 60 хвилин
2	0,90 в.о. - 1,10 в.о.	Без обмеження
3	1,10 в.о. - 1,15 в.о.	Не менше 20 хвилин

Ширші діапазони напруги або довші мінімальні періоди часу для роботи можуть бути погоджені між ОСП та власником УЗЕ. Якщо ширші діапазони напруги та довший мінімальний час для експлуатації є економічно вигідними і технічно можливими, то така пропозиція не повинна бути відхилена будь-якою зі сторін.

З урахуванням вимог абзацу другого цього підпункту ОСП має право вказувати напругу в точці приєднання, за якої УЗЕ мають бути здатними до автоматичного від’єднання. Умови та уставки для автоматичного від’єднання повинні бути узгоджені між ОСП та власником УЗЕ.

6.6. Технічні вимоги щодо управління системою передачі:

1) схеми управління та параметри налаштування

Схеми, принцип дії, алгоритми роботи станційних систем управління, АСУ ТП УЗЕ (у частині регулювання частоти, потужності та напруги) повинні бути погоджені ОСП. Унесення будь-яких змін до схем та алгоритмів роботи без погодження з ОСП забороняється;

2) релейний захист, протиаварійна автоматика та параметри налаштування УЗЕ повинні відповідати вимогам підпункту 2 пункту 2.6 глави 2 цього розділу;

( Підпункт 2 пункту 6.6 глави 6 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

3) обмін інформацією

УЗЕ мають бути здатними до обміну технологічною інформацією з ОСП згідно з вимогами глави 6 розділу X цього Кодексу з міткою часу.

Для УЗЕ типу А1 та А2 обмін інформацією з ОСП є необов’язковим, але УЗЕ типу А2 мають бути обладнані для отримання та підтвердження зовнішнього сигналу, надісланого від ОСП, для припинення відпуску або відбору.

Для УЗЕ типів B, C, D обмін інформацією з ОСП є обов’язковим. Організація обміну інформацією здійснюється згідно з додатками 8 та 9 до цього Кодексу та технічними вимогами;

4) динамічна стійкість

УЗЕ мають бути динамічно стійкими та здатними до від’єднання від мережі автоматично, щоб запобігти порушенню стійкості енергосистеми або пошкодженню УЗЕ.

Власники УЗЕ і ОСП повинні узгодити умови (критерії) забезпечення динамічної стійкості або збереження керованості;

5) контрольно-вимірювальна апаратура

УЗЕ мають бути обладнані засобами реєстрації аварійних подій і моніторингу динамічної поведінки системи. Ці засоби повинні реєструвати такі параметри:

напругу;

активну потужність;

реактивну потужність;

частоту.

ОСП має право встановлювати параметри апаратури реєстрації аварійних подій, зокрема критерії запуску і частоту дискретизації, та визначати вимоги до моніторингу динамічної поведінки енергосистеми, зокрема до процедури виявлення та сигналізації слабо затухаючих коливань потужності (WAMS).

Системи моніторингу якості електропостачання та динамічної поведінки енергосистеми мають включати засоби доступу до інформації для власника УЗЕ та ОСП.

Протоколи обміну зареєстрованими даними повинні бути узгоджені між власником УЗЕ та ОСП.

У разі обґрунтованої необхідності ОСП може висунути вимоги щодо необхідності встановлення додаткових пристроїв РЗА та ПА у схемі приєднання УЗЕ з метою попередження аварійних ситуацій в енергосистемі;

6) імітаційні (математичні, комп’ютерні) моделі

На вимогу ОСП власники УЗЕ повинні надати імітаційні моделі, які належним чином відображають поведінку УЗЕ як в усталеному режимі, так і в електромеханічному та електромагнітному перехідних процесах.

Власники УЗЕ повинні забезпечити верифікацію наданих моделей відповідними результатами випробувань після проведення пусконалагоджувальних робіт згідно з вимогами цього Кодексу та надавати результати випробувань ОСП.

Моделі, надані власниками УЗЕ, які моделюються як віртуальний синхронний генератор, мають містити такі складові залежно від існування окремих компонентів:

генератор змінного струму та первинний двигун;

регулювання частоти обертання та потужності;

регулювання напруги, включаючи функцію стабілізатора енергосистеми (PSS) та систему регулювання збудження, за наявності;

моделі захистів УЗЕ;

моделі перетворювачів (за наявності).

ОСП визначає:

формат, у якому мають надаватися моделі;

обсяг документації про структуру та блок-схеми моделі;

мінімальні та максимальні потужності КЗ у точці приєднання, виражені в МВА, як еквівалент мережі;

7) швидкість зміни активної потужності

ОСП з метою забезпечення можливості змінювати активну потужність УЗЕ відповідно до її планового графіка може встановлювати мінімальну та максимальну межі для швидкості зміни вихідної активної потужності, ураховуючи тип обладнання;

8) заземлення нейтралі

9) засоби синхронізації

УЗЕ мають бути обладнані необхідними засобами синхронізації для під’єднання до мережі (інвертор).

Синхронізація УЗЕ має бути можливою для частот у межах діапазонів, зазначених у таблиці 26.

Параметри пристроїв синхронізації повинні бути погоджені ОСП та власником УЗЕ на етапі проєктування, а саме:

напруга;

частота;

діапазон фазового кута;

послідовність чергування фаз.

6.7. Технічні вимоги щодо відновлення системи передачі:

1) автоматичне повторне приєднання

УЗЕ мають бути здатними до повторного підключення до мережі після випадкового відключення, викликаного порушенням мережі, відповідно до умов, установлених ОСП. ОСП повинен визначити необхідність встановлення систем автоматичного повторного підключення та їх параметрів для кожної УЗЕ на основі розрахунків електричних режимів.

Сигнал, який дозволяє повторно приєднатися, визначений у підпункті 3 пункту 6.6 цієї глави. У разі автоматичного приєднання або повторного приєднання повинно бути можливим встановити градієнт збільшення активної потужності в режимах заряджання або розряджання цілим числом між мінімальним і максимальним значеннями (виражені у відсотках від Рmax ) згідно з таблицею 32;

Таблиця 32

№ з/п	Тип	А1, A2	B	C	D
1	Minimum [%]		1	1	1
2	Maximum [%]		20	20	20
3	Maximum [MВт/хв]		60	60	60

2) автономний пуск

Здатність до автономного пуску не є обов’язковою для будь-яких типів УЗЕ, за виключенням випадків, коли ОСП вважає, що безпека енергосистеми піддається ризику через дефіцит в енергосистемі здатності до автономного пуску. У такому випадку ОСП може звернутися до власників УЗЕ з проханням надати комерційну пропозицію щодо забезпечення здатності до автономного пуску.

УЗЕ з автономним пуском мають бути здатними:

до пуску з повністю знеструмленого стану мережі без будь-якої зовнішньої подачі електричної енергії в межах часового інтервалу, встановленого ОСП;

до автоматичної підтримки напруги при приєднанні навантаження;

регулювати частоту та потужність у виділеному енергорайоні;

регулювати частоту, у разі її підвищення чи зниження, в усьому діапазоні вихідної активної потужності між мінімальним рівнем регулювання і максимальною потужністю, а також на рівні навантаження власних потреб;

паралельно працювати з декількома генеруючими одиницями у складі одного острова;

автоматично регулювати напругу у процесі відновлення енергосистеми.

УЗЕ зі здатністю до автономного пуску мають синхронізуватися в межах частоти, зазначеної в таблиці 26, та в межах напруги, визначеної підпунктом 9 пункту 6.5 цієї глави, якщо це застосовується;

3) участь в острівному режимі роботи

УЗЕ мають бути здатними брати участь в острівному режимі роботи з такими межами:

межі частоти для острівного режиму роботи встановлені в таблиці 26;

УЗЕ мають бути здатними працювати в режимі нормованого первинного регулювання частоти (FSM) під час острівного режиму роботи згідно з вимогами підпункту 1 пункту 6.3 цієї глави. У разі надлишку потужності УЗЕ мають бути здатними до зниження вихідної активної потужності від попередньої робочої точки до будь-якої нової робочої точки в межах графіка P-Q. УЗЕ мають бути здатними до зниження вихідної активної потужності до технічного мінімуму.

ОСП та власником УЗЕ повинна бути погоджена процедура інформування про перехід УЗЕ від паралельної роботи з ОЕС України на роботу в острівному режимі та навпаки;

4) швидка повторна синхронізація

У разі від’єднання від мережі УЗЕ має бути здатною до швидкої повторної синхронізації методом точної синхронізації, що передбачає встановлення пристроїв автоматичної та напівавтоматичної точної синхронізації.

Якщо на повторну синхронізацію УЗЕ потрібно понад 15 хвилин, ОСП та відповідний ОСР спільно з власником УЗЕ повинні погодити схему виділення на живлення власних потреб та прилеглий енергорайон.

У вищезазначеному випадку УЗЕ мають бути здатними до тривалої роботи після перемикання на живлення власних потреб та прилеглого енергорайону в ізольованому режимі. Мінімальна тривалість роботи в ізольованому режимі має бути встановлена ОСП з урахуванням типу обладнання.

( Розділ III доповнено новою главою 6 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

7. Порядок організації приєднання до системи передачі

7.1. Процедура приєднання нових електроустановок Замовників до системи передачі.

Процедура приєднання нових електроустановок Замовників до системи передачі передбачає такі етапи:

подання Замовником ОСП заяви про приєднання;

визначення ОСП точки забезпечення потужності об'єкта Замовника. Цей етап може потребувати розроблення Замовником техніко-економічного обґрунтування згідно з пунктом 7.5 цієї глави;

підготовка ОСП та видача Замовнику проєкту договору про приєднання та технічних умов, які є невід'ємним додатком до цього договору;

укладення договору про приєднання;

розроблення Замовником проєктної документації на будівництво електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів), реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника;

укладення додаткової угоди до договору про приєднання щодо вартості і порядку приєднання;

оплату Замовником вартості приєднання відповідно до умов договору про приєднання;

проведення процедури закупівлі товарів, робіт і послуг з будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення об’єктів електроенергетики;

укладення додаткової угоди до договору про приєднання щодо терміну/строку приєднання;

проведення будівельно-монтажних і пусконалагоджувальних робіт електроустановок зовнішнього електрозабезпечення;

укладення Замовником договору споживача про надання послуг з передачі електричної енергії, договору про надання послуг із забезпечення перетікань реактивної електричної енергії та договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління або внесення змін до існуючих договорів, а також укладення договору про постачання електричної енергії споживачу або внесення змін до існуючого договору Замовником, який є споживачем електричної енергії;

проведення випробувань електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів);

отримання довідки про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення згідно з підпунктом 7.10.1 пункту 7.10 цієї глави;

укладення договорів, що є обов’язковими для участі на ринку електричної енергії, або внесення змін до існуючих договорів Замовником, який має намір набути статусу учасника ринку електричної енергії;

отримання від ОСП дозволу на підключення;

підключення електроустановок Замовника, або їх черг будівництва (пускових комплексів) до електричної мережі.

Для забезпечення приєднання до електричних мереж Замовник може звертатися до організації, яка має ліцензію на виконання відповідних робіт, яка буде брати участь у підготовці відповідних документів про приєднання та звернень до ОСП.

( Пункт 7.1 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.2. Подання заяви про приєднання

7.2.1. Замовник звертається до ОСП щодо наміру приєднатися до електричних мереж або збільшити потужність існуючих електроустановок, приєднаних до цих мереж, із заявою, типова форма якої наведена в додатку 1 до цього Кодексу.

Заява про приєднання може також подаватися Замовником поштовим рекомендованим відправленням або в електронному вигляді на електронну адресу, зазначену на власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет.

7.2.2. До заяви додаються:

1) ситуаційний план та викопіювання з топографо-геодезичного плану в масштабі 1:2000 із зазначенням місця розташування об’єкта (об’єктів) Замовника, земельної ділянки Замовника або прогнозованої точки приєднання (для об’єктів, які приєднуються до електричних мереж уперше);

( Підпункт 2 підпункту 6.2.2 пункту 6.2 глави 6 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

2) копія документа на право власності, який підтверджує право власності чи користування цим об’єктом, або, за відсутності об’єкта, право власності чи користування земельною ділянкою із зазначенням кадастрового номера. У разі відсутності кадастрового номера у свідоцтві на право власності на земельну ділянку - викопіювання з топографо-геодезичного плану або плану забудови території із зазначенням місця розташування земельної ділянки;

( Підпункт 2 підпункту 7.2.2 пункту 7.2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 493 від 17.05.2022 )

3) копія витягу з Реєстру платників єдиного податку або копію свідоцтва платника податку на додану вартість;

4) копія паспорта або належним чином оформлена довіреність чи інший документ на право укладати та підписувати договір про приєднання;

5) ТЕО (за наявності).

7.2.3. У разі приєднання індустріального парку до заяви про приєднання додатково додаються:

1) копія документа про право власності чи користування земельною ділянкою, кадастрові номери земельних ділянок, на яких створено індустріальний парк;

2) копія витягу з Реєстру індустріальних (промислових) парків або інформація про рішення Кабінету Міністрів України про включення індустріального парку до Реєстру індустріальних (промислових) парків;

( Підпункт 2 підпункту 7.2.3 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

3) копія договору про створення та функціонування індустріального парку.

( Пункт 7.2 глави 7 розділу III доповнено новим підпунктом 7.2.3 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 493 від 17.05.2022 )

7.2.4. ОСП має розробити та оприлюднити на власному вебсайті в мережі Інтернет порядок подання заяви про приєднання та додатків до неї в електронному вигляді.

7.2.5. Заява вважається поданою у разі її належного оформлення та наявності повного комплекту належно оформлених документів, указаних у підпункті 7.2.2 цього пункту. ОСП присвоює поданій заяві реєстраційний номер у такі строки:

( Абзац перший підпункту пункту 7.2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

у разі подання заяви особисто ОСП - у день подання;

у разі направлення заяви рекомендованим поштовим відправленням - не пізніше двох робочих днів з моменту отримання документів;

у разі направлення заяви в електронному вигляді - не пізніше одного робочого дня з моменту отримання документів.

Реєстраційний номер заяви повідомляється Замовнику. У разі направлення заяви рекомендованим поштовим відправленням або в електронному вигляді реєстраційний номер заяви повідомляється Замовнику в зазначений у заяві спосіб (рекомендованим поштовим відправленням, електронною поштою, факсом, за усним запитом засобами телефонного/мобільного зв’язку, телефонограмою з підтвердженням отримання тощо).

7.2.6. У разі відсутності повного комплекту документів, передбачених підпунктом 7.2.2 цього пункту, або неналежного оформлення документів, що додаються до заяви, та/або неналежно заповненої Замовником заяви про приєднання ОСП приймає частину належним чином оформлених документів, вносить відповідну інформацію до реєстру заяв із присвоєнням їй реєстраційного номера та протягом 2 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації заяви про приєднання, інформує Замовника у спосіб, указаний ним у заяві, про виявлені зауваження щодо невідповідностей (повнота та належне оформлення документів, неналежне заповнення заяви (незаповнення колонки(-нок) заяви або неправильне наповнення колонки) з посиланням на вимоги цього Кодексу та вносить відповідну інформацію до реєстру заяв із присвоєнням заяві реєстраційного номера.

Зауваження до неналежного заповнення заяви мають містити назву колонки, яка неправильно заповнена Замовником, та детальний опис зауваження із посиланням на положення цього Кодексу.

Якщо Замовник не усунув зазначені зауваження протягом 30 днів, починаючи з наступного дня від дати отримання зауважень від ОСП, заява вважається анульованою.

Процедура надання послуги з приєднання розпочинається після отримання ОСП усіх документів, вичерпний перелік яких передбачений підпунктом 7.2.2 цього пункту, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації заяви про приєднання або дати надання Замовником повного комплекту документів, та/або усунення зауважень щодо належного оформлення документів, що додаються до заяви, та/або усунення зауважень щодо заповнення заяви про приєднання.

( Підпункт 7.2.6 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.2.7. ОСП протягом 2 робочих днів після реєстрації заяви перевіряє відповідність об’єктів електроенергетики/електроустановок об’єктів електроенергетики, заявлених до приєднання, критеріям приєднання до системи передачі, установленим у пункті 1.1 глави 1 цього розділу, та у разі виявлення їх невідповідності відхиляє подану заяву та повідомляє про це Замовника у спосіб, указаний ним у заяві (рекомендованим поштовим відправленням, електронною поштою, факсом), із зазначенням та обґрунтуванням причин її відхилення.

( Підпункт 7.2.7 пункту 7.2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.2.8. Номер заяви обліковується в окремому реєстрі. Реєстр заяв на приєднання до електричних мереж ведеться у паперовому або електронному вигляді.

7.3. Визначення точки забезпечення потужності

На підставі заяви Замовника про приєднання електроустановки певної потужності та наданих до неї відповідно до підпункту 2 підпункту 7.2.2 пункту 7.2 цієї глави документів ОСП визначає точку забезпечення потужності.

( Абзац другий пункту 7.3 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

Точка забезпечення потужності визначається виходячи з конфігурації мереж і навантаження у зоні можливого приєднання. ОСП готує технічне обґрунтування такого вибору і технічні умови на приєднання відповідно до вимог пункту 7.4 цієї глави.

( Абзац третій пункту 7.3 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

Якщо при визначенні точки приєднання ОСП вважає, що запропоновані для приєднання електроустановки об’єктів електроенергетики несприятливо впливатимуть на якість електричної енергії та надійність електропостачання в цій чи інших точках приєднання, то при підготовці технічних умов він має встановити відповідні вимоги до параметрів електроустановки, які повинні бути забезпечені Замовником.

7.4. Розроблення та надання Замовнику технічних умов на приєднання

7.4.1. ОСП забезпечує безоплатну видачу технічних умов на приєднання, які містять вимоги щодо проєктування та будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника), а також щодо проєктування електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (у межах земельної ділянки Замовника), безпеки електропостачання та влаштування вузла обліку електричної енергії.

7.4.2. Вимоги щодо проєктування електричних мереж внутрішнього забезпечення та вимоги до електроустановок щодо безпеки електропостачання визначаються ОСП згідно з технічними вимогами, установленими в главах 2 та 6 цього розділу, відповідно до типу установки.

( Підпункт 7.4.2 пункту 7.4 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

7.4.3. Технічні умови на приєднання є невід’ємною частиною договору про приєднання та викладаються у вигляді єдиного документа, типова форма якого наведена в додатку 4 до цього Кодексу.

Під час розроблення технічних умов на приєднання ОСП має керуватися такими принципами:

надійності електрозабезпечення струмоприймачів Замовника згідно з чинним законодавством України з урахуванням категорії надійності електропостачання, яку було зазначено в заяві про приєднання;

забезпечення належної якості електричної енергії в точці приєднання;

не погіршення параметрів надійності та якості електричної енергії для інших Користувачів;

оптимальності з економічної і технічної точки зору схеми електрозабезпечення.

Технічні умови на приєднання розробляються ОСП з урахуванням детальних планів території та схем розвитку системи передачі.

Технічні умови на приєднання, підписані ОСП, разом з проєктом договору про приєднання надаються Замовнику не пізніше 10 робочих днів від дня реєстрації заяви.

У разі відсутності ТЕО на приєднання електроустановок, призначених для виробництва або розподілу електричної енергії, або зберігання енергії, та незгоди Замовника з визначеною ОСП точкою забезпечення потужності та/або схемою приєднання цих електроустановок нові технічні умови на приєднання разом з проєктом договору про приєднання розробляються ОСП і надаються Замовнику не пізніше 10 робочих днів від дня отримання від Замовника ТЕО.

( Абзац дев'ятий підпункту 7.4.3 пункту 7.4 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 ) ( Абзац десятий підпункту 7.4.3 пункту 7.4 глави 7 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

За письмовим зверненням Замовника центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, надає висновок щодо технічної обґрунтованості вимог технічних умов на приєднання на відповідність чинним стандартам, нормам та правилам.

Термін дії технічних умов на приєднання визначається відповідно до Закону України "Про регулювання містобудівної діяльності".

( Підпункт 7.4.3 пункту 7.4 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

7.4.4. У разі зміни Замовника (сторони договору) до технічних умов на приєднання (та всіх додатків до договору про приєднання) вносяться лише ті зміни, що стосуються зміни Замовника, за умови, що він підтвердив ОСП листом-повідомленням незмінність технічних параметрів та вимог до категорії з надійності електропостачання об'єкта будівництва, визначених у технічних умовах на приєднання.

У випадку зміни (за ініціативою Замовника) комплексу умов та вимог до інженерного забезпечення об'єкта Замовника, визначених у технічних умовах на приєднання, а саме типу електроустановки (споживання електричної енергії/виробництва електричної енергії/зберігання енергії, зміна первинного джерела енергії), точки приєднання, рівня напруги в точці приєднання та замовленої потужності (якщо зміна потужності призводить до зміни точки забезпечення потужності) у встановленому законодавством порядку відбувається розірвання існуючого договору про приєднання у порядку, визначеному підпунктом 7.6.8 пункту 7.6 цієї глави, та після звернення Замовника із заявою про приєднання у порядку, встановленому пунктом 7.2 цієї глави, укладається новий договір про приєднання за цим об'єктом.

( Пункт 7.4 глави 7 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

7.5. Техніко-економічне обґрунтування схеми приєднання

7.5.1. Розроблення ТЕО схеми приєднання здійснюється Замовником:

у разі незгоди із запропонованою ОСП точкою забезпечення потужності та/або схемою приєднання;

для визначення доцільності приєднання до електричних мереж системи передачі генеруючих одиниць потужністю 20 МВт і нижче та електроустановок споживача.

Розроблення ТЕО здійснюється проєктною організацією за рахунок Замовника.

Техніко-економічне обґрунтування має відповідати чинним нормативно-технічним документам.

7.5.2. Будь-яка фізична або юридична особа має право отримати безоплатно від ОСП вихідні дані для розроблення ТЕО вибору схеми приєднання своїх електроустановок до системи передачі з метою оцінки бізнесових та виробничих ризиків.

Вихідні дані для розроблення ТЕО надаються ОСП на підставі заяви, типова форма якої наведена в додатку 2 до цього Кодексу, протягом 10 робочих днів від дня отримання заяви.

7.5.3. На підставі розробленого ТЕО схеми приєднання Замовник може запропонувати ОСП свій варіант точки забезпечення потужності (схеми приєднання).

ОСП опрацьовує наданий Замовником варіант точки забезпечення потужності (схеми приєднання) та не пізніше ніж через 10 робочих днів з дня отримання ТЕО приймає пропозиції Замовника або письмово обґрунтовує пріоритетність іншого варіанта схеми приєднання ніж передбачено ТЕО.

Якщо Замовник не погоджується з пропозицією ОСП щодо іншого варіанта схеми приєднання ніж передбачено ТЕО, він має право не підписувати договір про приєднання та ініціювати врегулювання спірних питань відповідно до порядку, установленого у главі 5 розділу I цього Кодексу.

7.6. Укладення договору про приєднання

7.6.1. Договір про приєднання визначає організаційні, технічні та фінансові умови, на яких здійснюється приєднання електроустановок Замовника до системи передачі, та регулює правовідносини між ОСП та Замовником у період здійснення заходів з приєднання.

Договір про приєднання укладається за типовою формою, яка наведена в додатку 3 до цього Кодексу.

Невід’ємними додатками до договору є:

технічні умови на приєднання;

погоджена проєктно-кошторисна документація;

розрахунок вартості приєднання;

графіки виконання робіт.

7.6.2. Якщо об’єкт (земельна ділянка) Замовника перебуває у власності (користуванні) декількох осіб, ОСП укладає договір про приєднання з одним із співвласників (Замовників) за умови наявності письмової згоди всіх інших співвласників (Замовників), про що робиться відповідна відмітка в договорі.

7.6.3. ОСП надає Замовнику два примірники підписаного ним договору про приєднання у терміни, визначені в абзацах восьмому та дев'ятому підпункту 7.4.3 пункту 7.4 цієї глави.

Замовник, який одержав два примірники підписаного ОСП договору про приєднання, у разі згоди з його умовами підписує договір у визначений законодавством термін та повертає один примірник ОСП.

( Підпункт 7.6.3 пункту 7.6 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

7.6.4. Термін виконання договору про приєднання встановлюється сторонами з урахуванням часу, необхідного для нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення електричних мереж, пов’язаних з приєднанням електроустановок Замовника.

Під час дії договору про приєднання виконання технічних умов на приєднання до системи передачі є обов’язковим для всіх сторін договору.

7.6.5. Спірні питання, що виникають між сторонами під час дії договору про приєднання, вирішуються у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

7.6.6. Укладення договору про приєднання зобов’язує ОСП враховувати технічні рішення, передбачені в цьому договорі, у плані розвитку системи передачі та при підготовці звіту з оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей.

7.6.7. Плата за приєднання електроустановок до електричних мереж визначається відповідно до методики, затвердженої Регулятором.

7.6.8. У разі наміру Замовника розірвати договір про приєднання він може письмово звернутися до ОСП з пропозицією розірвати договір та визнати технічні умови на приєднання такими, що втратили чинність.

ОСП протягом 20 робочих днів з дня отримання такого звернення має надати письмове обґрунтування щодо погодження (або відмови у погодженні) пропозиції припинити дію договору та направити Замовнику додаткову угоду до договору щодо припинення його дії. Серед умов, у разі погодження з пропозицією припинення договору, ОСП має право зазначити необхідність компенсації йому витрат, понесених у зв’язку з виконанням ОСП зобов’язань, визначених договором про приєднання. Розмір витрат має бути розрахований ОСП на основі підтверджувальних документів щодо витрат ОСП на такі послуги та такий розрахунок має бути наданий Замовнику як додаток до додаткової угоди про припинення дії договору. На письмову вимогу Замовника ОСП має надати для ознайомлення оригінали підтверджувальних документів.

( Пункт 7.6 глави 7 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

7.7. Розроблення проєктної документації на електроустановки зовнішнього електрозабезпечення

7.7.1. Приєднання електроустановок Замовника здійснюється згідно з проєктною документацією на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника та згідно з виконавчою документацією будівельних/монтажних робіт цього об’єкта.

Погодження проєктної документації відбувається шляхом застосування механізму "Єдиного вікна", визначеного у порядку, встановленому законодавством.

( Підпункт 7.7.1 пункту 7.7 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.7.2. Розроблення проєктної документації на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника здійснюється Замовником відповідно до умов договору про приєднання. Завдання на проєктування має враховувати вимоги технічних умов. Для підготовки проєктної документації ОСП на запит Замовника або проєктної організації Замовника має надавати всі необхідні для проєктування дані, власником яких є ОСП, протягом 10 робочих днів з дня отримання відповідного запиту. Розроблена Замовником та погоджена ОСП проєктна документація на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника є додатком до договору про приєднання, що оформлюється відповідною додатковою угодою.

( Підпункт 7.7.2 пункту 7.7 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.7.3. Проєктна документація має визначити достатність замовленої до приєднання потужності та категорії надійності електропостачання вимогам, які мають забезпечуватися у процесі експлуатації об’єкта Замовника. Ці вимоги розраховуються відносно потужності струмоприймачів з урахуванням коефіцієнта одночасності їх використання.

7.7.4. Проєктна документація має визначити точку приєднання на межі технологічного з’єднання електроустановок або частин однієї електроустановки. Проєктна документація розробляється окремими частинами (томами) для мереж Замовника та мереж ОСП відповідно до точки приєднання.

7.7.5. Замовник до початку будівельно-монтажних робіт, пов’язаних з виконанням договору про приєднання, має подати на погодження ОСП проєктну документацію. ОСП не пізніше 10 робочих днів від дати підписання акта приймання-передачі проєктної документації від дня отримання проєктної документації надає Замовнику два примірники підписаної ним додаткової угоди до договору про приєднання. Необхідна кількість примірників проєктної документації та формат надання її на електронних носіях визначається умовами договору про приєднання. Замовник, який одержав два примірники підписаної ОСП додаткової угоди до договору про приєднання, у разі згоди з її умовами підписує додаткову угоду у визначений законодавством термін та повертає один примірник ОСП.

( Підпункт 7.7.5 пункту 7.7 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.7.6. У разі обґрунтованої незгоди ОСП з вартістю реалізації технічних умов відповідно до проєктної документації на вимогу ОСП Замовник надає до проєктної документації письмовий звіт відповідної експертної організації, яка відповідає критеріям, визначеним Міністерством регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України. ОСП у щорічному звіті повідомляє Регулятора про вимогу щодо проведення експертизи з наданням її обґрунтування.

7.7.7. За результатами розгляду проєктної документації ОСП оформлює узагальнене технічне рішення щодо проєкту або надає зауваження до проєктної документації. Строк розгляду проєктної документації, поданої ОСП на погодження, не може перевищувати 10 робочих днів від дати її отримання. Погодження проєктної документації здійснюється ОСП безоплатно.

( Підпункт 7.7.7 пункту 7.7 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.7.8. Строк доопрацювання проєктної документації - 30 робочих днів з дня отримання Замовником зауважень до неї. Замовник може продовжити строк доопрацювання проєктної документації шляхом письмового повідомлення ОСП, направленого не пізніше ніж за 2 робочі дні до закінчення строку доопрацювання.

7.7.9. У разі отримання від ОСП зауважень до проєктної документації на будівництво та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника) приєднання розробник такої проєктної документації здійснює її коригування з урахуванням наданих зауважень та подає відкориговану проєктну документацію на повторне погодження.

Повторне погодження проєктної документації на будівництво та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника) здійснюється протягом 5 робочих днів з дня її повторного подання. Під час повторного погодження проєктної документації не дозволяється висувати нові зауваження, якщо вони не стосуються внесених змін до проєктної документації.

( Підпункт 7.7.9 пункту 7.7 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.7.10. Погоджена проєктна документація разом з підписаною ОСП відповідною додатковою угодою до договору про приєднання повертається Замовнику.

7.7.11. Погоджена проєктна документація є чинною на весь час будівництва відповідних мереж. Зміни до узгодженої проєктної документації на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника, які призводять до зміни вартості реалізації проєкту, погоджуються шляхом внесення відповідних змін до договору про приєднання.

7.8. Проведення будівельно-монтажних і пусконалагоджувальних робіт електроустановок зовнішнього електрозабезпечення та подання напруги для проведення випробувань

7.8.1. Будівельно-монтажні та пусконалагоджувальні роботи з нового будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення електроустановок зовнішнього електрозабезпечення виконуються ОСП або залученими ним спеціалізованими організаціями та/або фізичними особами-підприємцями, які мають право на виконання цих робіт.

Виконавець комплексу робіт із будівництва електроустановок зовнішнього електрозабезпечення Замовника визначається на конкурсних засадах відповідно до чинного законодавства.

7.8.2. Терміни виконання будівельно-монтажних та пусконалагоджувальних робіт визначаються умовами договору про приєднання з урахуванням визначеної проєктом тривалості виконання робіт.

7.8.3. Після закінчення будівельно-монтажних і налагоджувальних робіт, перед прийманням в експлуатацію електроустановок зовнішнього електрозабезпечення, повинні бути проведені індивідуальні випробування обладнання та його окремих систем в обсягах, визначених СОУ-Н ЕЕ 20.302, які завершуються пробним пуском основного і допоміжного обладнання, а також комплексне випробування обладнання.

( Підпункт 7.8.3 пункту 7.8 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.8.4. Індивідуальні випробування електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів) та функціональні випробування окремих систем повинна виконувати будівельно-монтажна організація із залученням пусконалагоджувальних організацій і персоналу Замовника.

( Підпункт 7.8.4 пункту 7.8 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.8.5. Дефекти, виявлені в ході індивідуальних та функціональних випробувань, повинні бути усунуті будівельно-монтажними організаціями та заводами-виготовлювачами енергетичного обладнання до початку комплексних випробувань.

7.8.6. Введення в роботу нового обладнання з незадовільним технічним станом забороняється.

7.8.7. Електроустановки зовнішнього електрозабезпечення Замовника, збудовані, реконструйовані чи технічно переоснащені в системі передачі від точки забезпечення замовленої потужності до точки приєднання об’єкта Замовника, є власністю ОСП.

7.8.8. Подання робочої напруги для проведення комплексних випробувань та випробувань електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів) здійснюється на підставі заяви Замовника (уповноваженої ним особи), копії декларації (повідомлення) про початок виконання будівельних робіт або дозволу на виконання будівельних робіт та після надання ОСП укладених Замовником договорів (або внесення змін до діючих договорів) згідно з вимогами, встановленими на ринку електричної енергії на термін проведення випробувань.

Заява Замовника має містити дані про кількість електричної енергії, потужність (добові графіки навантаження) та терміни виконання випробувань. До заяви додається повідомлення про готовність електроустановок Замовника, або їх черг будівництва (пускових комплексів) до прийняття робочої напруги та програма випробувань.

( Підпункт 7.8.8 пункту 7.8 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.8.9. Подання робочої напруги для проведення випробувань електрообладнання здійснюється протягом 5 робочих днів після отримання заяви Замовника або 10 робочих днів, якщо подання напруги потребує припинення електропостачання інших Користувачів.

7.8.10. Організація проведення випробувань здійснюється відповідно до порядку, викладеного у розділі IV цього Кодексу, та з виконанням технічних вимог, встановлених у главі 5 цього розділу, відповідно до типу установки.

7.9. Порядок отримання/надання дозволу на підключення до системи передачі

7.9.1. Для отримання дозволу на підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів), до системи передачі власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ повинен надати ОСП документи, що підтверджують введення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування, укласти з ОСП договір про надання послуг з передачі електричної енергії та договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління відповідно до вимог розділу XI цього Кодексу, а також укласти договір про врегулювання небалансів або договір про постачання електричної енергії споживачу, або внести зміни до раніше укладеного договору.

Для кожної електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) у межах об’єкта електроенергетики, УЗЕ подається окремий пакет документів.

На час тестування наступної черги будівництва (пускового комплексу) електроустановки Замовника попередні черги (пускові комплекси) вважаються такими, що проходять тестування, у зв'язку із збільшенням сумарного навантаження на електроустаткування діючого електрообладнання (кабельні та повітряні лінії, МТЗ, контроль напруги тощо).

( Підпункт пункту глави розділу III в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020, № 1234 від 30.09.2022 )

7.9.2. ОСП оприлюднює на власному вебсайті в мережі Інтернет перелік та зразки типових протоколів випробувань і наладки електрообладнання, що надаються власником об'єкта разом із документом, що підтверджує введення об'єкта електроенергетики в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування, за кожним типом об'єкта електроенергетики.

Змонтоване обладнання об’єкта електроенергетики, УЗЕ або його/її черг будівництва (пускових комплексів) має відповідати СОУ-Н ЕЕ 20.302.

Результати випробувань, оформлені у вигляді протоколів випробувань і наладки електрообладнання, надаються власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ разом із документом, що підтверджує введення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування, за кожним типом об’єкта електроенергетики, УЗЕ.

7.9.3. ОСП упродовж 10 робочих днів після виконання власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ вимог, зазначених у підпункті 7.9.1 цього пункту, повинен видати власнику об’єкта електроенергетики, УЗЕ документ (наряд) про дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) та про дозвіл на подачу напруги.

( Підпункт пункту глави розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.9.4. Документ (наряд) про дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі може включати:

тимчасовий дозвіл на підключення (ТДП);

остаточний дозвіл на підключення (ДПО);

обмежений дозвіл на підключення (ОДП).

( Підпункт 7.9.4 пункту 7.9 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.9.5. Тимчасовий дозвіл на підключення (ТДП) видається за таких умов:

1) ТДП видається ОСП з метою завершення процесу перевірки даних і аналізу відповідно до вимог цього Кодексу та надання документів, зазначених у підпунктах 7.9.1 і 7.9.2 цього пункту;

2) ТДП дає право власникам об’єктів електроенергетики, УЗЕ тимчасового доступу їх об’єктів до системи передачі та підключення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) упродовж обмеженого проміжку часу, визначеного у підпункті 4 цього підпункту, та проведення додаткової перевірки на відповідність, щоб забезпечити дотримання відповідних технічних умов і вимог;

3) у разі надання ТДП ОСП повинен вказати всі невідповідності та зауваження і встановити термін для їх усунення;

4) максимальний період, упродовж якого власники об’єктів електроенергетики, УЗЕ можуть підтримувати статус ТДП, становить 24 місяці. ОСП має право вказати коротший термін дії для ТДП. Пролонгація ТДП до досягнення максимального періоду надається лише, якщо власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ має значний прогрес у напрямку повної відповідності. Зауваження повинні бути чітко визначені в момент запиту пролонгації;

5) у разі неусунення власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ у встановлений термін невідповідностей та зауважень ОСП має право припинити дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі, як тільки ТДП перестане бути дійсним доти, доки власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ не усуне невідповідності та зауваження, і ОСП не переконається, що електроустановка або її черга будівництва (пусковий комплекс) відповідає вимогам цього Кодексу. У цьому випадку власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ може ініціювати врегулювання спірних питань у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

( Підпункт 7.9.5 пункту 7.9 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.9.6. Остаточний дозвіл на підключення (ДПО) видається за таких умов:

1) ДПО видається ОСП за умови попереднього усунення всіх невідповідностей, виявлених під час статусу ТДП, і належного завершення процесу розгляду даних і аналізу відповідно до вимог цього розділу;

2) ДПО дає право власникам об’єктів електроенергетики, УЗЕ доступу їх об’єктів електроенергетики, УЗЕ до системи передачі та підключення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) до системи передачі на необмежений проміжок часу;

3) для цілей проведення перевірки даних і аналізу, власники об’єктів електроенергетики, УЗЕ повинні надати ОСП:

деталізоване викладення декларації про відповідність;

оновлені технічні дані, звіти про випробування та імітаційні моделі і дослідження, зазначені у підпункті 7.9.2 цього пункту, включаючи використання фактичних значень, виміряних під час випробувань;

4) у разі виявлення невідповідності вимогам цього Кодексу, електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу), для якої вже виданий ДПО і не було отримано від власника об’єкта електроенергетики, УЗЕ звернення про надання статусу ОДП, ОСП має право припинити дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі доти, доки власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ не усуне невідповідність і ОСП не переконається, що електроустановка або її черга будівництва (пусковий комплекс) відповідає вимогам цього Кодексу. У цьому випадку власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ може ініціювати врегулювання спірних питань у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

( Підпункт 7.9.6 пункту 7.9 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.9.7. Обмежений дозвіл на підключення (ОДП) видається за таких умов:

1) власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ, для електроустановки або черги будівництва (пускового комплексу) якого/якої вже виданий ДПО, повинен негайно інформувати ОСП про наявність таких обставин:

електроустановка або черга будівництва (пусковий комплекс) його об’єкта електроенергетики, УЗЕ тимчасово втратила функціональність, що впливає на її характеристики та підлягає значній модифікації;

відмова обладнання, що призводить до недотримання однієї або декількох встановлених вимог;

2) власник об’єкта електроенергетики має зробити подання ОСП про надання статусу ОДП, якщо цей власник обґрунтовано очікує, що обставини, описані в підпункті 1 цього підпункту, зберігатимуться понад 3 місяці;

3) статус ОДП повинен бути наданий ОСП і має містити таку інформацію, яка може бути легко перевіреною:

зауваження, що зумовили надання статусу ОДП;

відповідальність та період для усунення зауважень, який не має перевищувати 12 місяців. Наданий початковий період може бути коротшим, з можливістю його пролонгації до максимального періоду, якщо ОСП представлено доказ, який демонструє значний прогрес у вирішенні проблемних питань;

4) для електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів), які отримали статус ОДП, статус ДПО має бути тимчасово зупинений упродовж терміну дії ОДП;

5) у разі неусунення власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ зауважень, що зумовили надання статусу ОДП ОСП має право припинити дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі, як тільки ОДП перестане бути дійсним доти, доки власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ не усуне невідповідність та зауваження і ОСП не переконається, що електроустановка або її черги будівництва (пусковий комплекс) відповідає вимогам цього Кодексу. У таких випадках ДПО автоматично стає недійсним, а власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ може ініціювати врегулювання спірних питань у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

( Підпункт 7.9.7 пункту 7.9 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.9.8. Разом з видачею ДПО або ТДП ОСП видає дозвіл на подачу напруги (ДПН), який дає право власнику об’єкта електроенергетики, УЗЕ на подачу напруги у його внутрішню мережу та на обладнання власних потреб у точці приєднання. ДПН видається ОСП за умови завершення підготовчих робіт, включаючи укладення договорів, вказаних у підпункті 7.9.1 цього пункту.

( Підпункт 7.9.8 пункту 7.9 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.10. Підключення електроустановок Замовника до електричної мережі

7.10.1. ОСП після завершення робіт з приєднання в частині зовнішнього електрозабезпечення та проведення комплексних випробувань повідомляє Замовника про готовність власних електричних мереж до підключення електроустановок Замовника, надає довідку про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення для підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів).

( Підпункт 7.10.1 пункту 7.10 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.10.2. Після отримання довідки про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення Замовник надає ОСП заяву на підключення.

7.10.3. Підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів) до електричної мережі здійснюється ОСП за наявності документів (нарядів), виданих відповідно до вимог, викладених у пункті 7.9 цієї глави.

( Підпункт 7.10.3 пункту 7.10 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1234 від 30.09.2022 )

7.10.4. Підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів) до електричної мережі здійснюється протягом 5 робочих днів після отримання заяви Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів) або 10 робочих днів, якщо підключення потребує припинення електропостачання інших Користувачів.

( Підпункт 7.10.4 пункту 7.10 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.10.5. Після підключення електроустановок Замовника до електричної мережі ОСП послуга з приєднання, передбачена договором про приєднання, вважається наданою. Факт надання послуги з приєднання підтверджується відповідним актом, сторонами договору про приєднання.

До повного завершення надання послуги з приєднання, за зверненням Замовника, ОСП готує та протягом 5 робочих днів з дати надходження такого звернення надає іншій стороні (-ам) підписаний ними примірний договір про приєднання та акт, що підтверджує факт надання послуги з приєднання відповідної черги будівництва (пускового комплексу) електроустановки Замовника після її підключення до системи передачі із проведенням повного розрахунку вартості робіт з приєднання з урахуванням понесених витрат на реалізацію послуги з приєднання відповідної черги будівництва (пускового комплексу).

( Підпункт 7.10.5 пункту 7.10 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

7.11. Оформлення меж балансової належності

7.11.1. ОСП має підготувати за узгодженням з Користувачем документ, який містить таблицю з детальним розподілом відповідальності та експлуатаційні схеми, які відображають погоджені межі балансової належності.

7.11.2. Установлення меж балансової належності здійснюється з урахуванням, що:

1) межа балансової належності активів між ОСП та електростанціями, включаючи атомні електростанції, повинна знаходитися на першій опорі після огородження обладнання електростанції;

2) межа балансової належності між магістральними та розподільними електричними мережами повинна знаходитися на першій опорі після огородження магістральної підстанції;

3) межа балансової належності активів між іншим Користувачем та ОСП повинна знаходитись у точці приєднання до електричних мереж ОСП.

7.11.3. Слід дотримуватися, наведених у підпункті 7.11.2 цього пункту, загальних правил, але кожний випадок буде залежати від конкретних умов приєднання об’єкта, компонування розподільного пристрою, типу обладнання Користувача тощо. У кожному випадку точку приєднання та межу балансової належності має бути описано в акті розмежування балансової належності та проілюстровано відповідними схемами.

( Підпункт 7.11.3 пункту 7.11 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

7.11.4. Користувач володіє (користується на правах оренди) всім обладнанням на стороні Користувача до межі його балансової належності та відповідає за безпечну експлуатацію та технічне обслуговування цих активів відповідно до законодавства України, цього Кодексу.

( Підпункт пункту глави розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 1763 від 29.09.2023 )

7.11.5. ОСП володіє всім електротехнічним обладнанням на стороні електричних мереж від точки приєднання до межі його балансової належності. ОСП володіє, експлуатує та обслуговує підстанцію на об’єкті приєднання та все інше обладнання, яке може бути необхідним для приєднання до електричних мереж, відповідно до вимог цього Кодексу та положень договору про приєднання.

7.11.6. Усе електротехнічне обладнання Користувача в точці приєднання має бути докладно перелічене в акті розмежування балансової належності електричних мереж та експлуатаційної відповідальності сторін.

( Підпункт 7.11.6 пункту 7.11 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 )

7.11.7. Зміни в домовленостях про межі балансової належності, запропоновані будь-якою стороною, повинні бути взаємоузгодженими перед тим, як вони наберуть чинності, після чого вносяться відповідні зміни щодо розподілу відповідальності і експлуатаційні схеми шляхом внесення змін до договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

( Підпункт 7.11.7 пункту 7.11 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 )

7.12. Особливості приєднання (підключення) УЗЕ Користувачем

7.12.1. Користувач (крім ОСР) має право встановити та приєднати (підключити) УЗЕ до власних електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення за умови, що таке приєднання (підключення) не призведе до збільшення дозволеної (встановленої) до використання потужності електроустановки Користувача.

У разі приєднання (підключення) УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення споживача (крім активного споживача) такий споживач має забезпечити, щоб у будь-який період часу не здійснювався відпуск енергії раніше збереженої в УЗЕ в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання.

У разі приєднання (підключення) УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення активного споживача або споживача, який має намір набути статусу активного споживача, з метою відпуску раніше збереженої в УЗЕ електричної енергії в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання, або участі у ринку ДП, надання послуг з балансування та купівлі-продажу електричної енергії, яка використовується для зберігання енергії в УЗЕ, на організованих сегментах ринку електричної енергії самостійно або у складі агрегованих груп, такий Користувач (активний споживач) зобов’язаний забезпечити облік електричної енергії відповідно до вимог Кодексу комерційного обліку електричної енергії.

Активний споживач має право без отримання ліцензії на провадження господарської діяльності із зберігання енергії встановлювати та використовувати УЗЕ, встановлена потужність яких не перевищує величину дозволеної (договірної) потужності електроустановок такого споживача, призначених для споживання електричної енергії.

Активний споживач має право приєднувати до власних електричних мереж УЗЕ із встановленою потужністю, яка не перевищує величину дозволеної (договірної) потужності електроустановок такого споживача за мінусом величини встановленої потужності власних УЗЕ такого споживача відповідно, та за умови, що весь обсяг відбору/відпуску електричної енергії УЗЕ, що належать третім особам, купується/продається таким споживачем.

У разі приєднання (підключення) УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення виробника електричної енергії такий виробник має забезпечити, щоб у будь-який період часу сумарна потужність, з якою здійснюється відпуск електричної енергії з мереж такого виробника електричної енергії в ОЕС України, не перевищувала встановлену потужність електроустановок такого виробника електричної енергії в місці провадження ліцензованої діяльності відповідно до ліцензії на провадження господарської діяльності з виробництва електричної енергії.

УЗЕ, що приєднані (підключені) до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення користувача системи передачі/розподілу, повинні відповідати вимогам цього Кодексу, зокрема наведеним у главі 6 цього розділу.

( Підпункт 7.12.1 пункту 7.12 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

7.12.2. Якщо сумарна величина номінальної (встановленої) потужності Pnom УЗЕ, що приєднуються до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення Користувача, менше 1 МВт, Користувач направляє ОСП повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ із зазначенням такої інформації за формою:

Сумарна величина номінальної (встановленої) потужності Pnom УЗЕ, МВт
Напруга, на якій здійснюється відпуск/відбір електричної енергії УЗЕ, кВ
Дата та номер документа, що підтверджує введення в експлуатацію УЗЕ, день/місяць/рік, №
Тип УЗЕ за видом енергії

( Таблиця підпункту 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

До повідомлення Користувач додає такі документи:

однолінійна схема з’єднань від точки приєднання електроустановок Користувача в мережі ОСП до УЗЕ;

акт проведення випробувань електрообладнання УЗЕ, пристроїв захисту та автоматики, контрольно-вимірювальних приладів і сигналізації;

для споживачів (крім активних споживачів) - матеріали, що підтверджують улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання раніше збереженої в УЗЕ енергії.

( Абзац шостий підпункту 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

Зазначене повідомлення разом із матеріалами надається не пізніше дня, наступного за днем підключення УЗЕ.

Користувач несе відповідальність за дотримання вимог щодо:

( Абзац восьмий підпункту 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

улаштування комерційного обліку електричної енергії;

улаштування технічних засобів для недопущення погіршення в точці приєднання Користувача до мережі системи передачі параметрів якості електричної енергії відповідно до визначених державних стандартів;

для споживачів (крім активних споживачів) - улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в електричну мережу системи передачі або мережі інших суб’єктів господарювання раніше збереженої в УЗЕ енергії.

( Абзац одинадцятий підпункту 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

У разі відсутності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та доданих документів, ОСП протягом 10 робочих днів з дня отримання від Користувача такого повідомлення оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник Користувачу.

( Абзац дванадцятий підпункту 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів з дня його отримання повертає Користувачу повідомлення про встановлення УЗЕ та додані до нього документи, з описом виявлених зауважень.

( Підпункт 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

7.12.3. Якщо сумарна величина номінальної (встановленої) потужності Pnom УЗЕ, що приєднуються до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення електроустановок Користувача, більше 1 МВт, Користувач розробляє завдання на проєктування та надає його на погодження ОСП щодо:

вимог до комерційного обліку електричної енергії;

вимог до улаштування релейного захисту та протиаварійної автоматики;

вимог щодо розрахунку струмів КЗ та перевірки комутаційної здатності обладнання прилеглої мережі;

вимог щодо забезпечення параметрів якості електричної енергії відповідно до визначених державних стандартів.

Для виробника електричної енергії та активного споживача ОСП додатково погоджує завдання на проєктування щодо:

вимог до проведення розрахунків у частині забезпечення стійкості існуючих генеруючих об’єктів;

вимог щодо дослідження режимів роботи прилеглої мережі в разі, якщо підключення УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення електроустановок виробника електричної енергії може призводити до зміни графіка відпуску електричної енергії такого виробника в мережу системи передачі.

ОСП здійснює розгляд наданого завдання на проєктування у строк, що не перевищує 10 робочих днів, та надає обґрунтовану відповідь.

ОСП узгоджує проєктну документацію в частині вимог, що були надані Користувачу при погодженні завдання на проєктування. При цьому строк розгляду проєктної документації не перевищує 15 робочих днів. За результатами розгляду проєктної документації ОСП надає узагальнене технічне рішення.

У разі необхідності Користувач доопрацьовує проєктну документацію та надає її на повторне погодження до ОСП. При цьому ОСП не може надати нові зауваження до проєктної документації у разі, якщо Користувач не змінював технічні рішення, що надавалися раніше.

Якщо за результатами виконання проєктної документації визначено необхідність виконання заходів у мережі ОСП, то виробник електричної енергії або активний споживач звертається до ОСП за отриманням технічних умов у частині зміни технічних параметрів (зміна схеми живлення) у порядку, визначеному цим Кодексом.

Після завершення будівельно-монтажних робіт із встановлення УЗЕ Користувач повинен звернутись до ОСП із повідомленням про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ, до якого додаються:

документи, що підтверджують введення УЗЕ в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування;

однолінійна схема з’єднань від точки приєднання електроустановок Користувача в мережі ОСП до УЗЕ;

акт проведення випробувань електрообладнання УЗЕ, пристроїв захисту та автоматики, контрольно-вимірювальних приладів і сигналізації, акт комплексних випробувань, акт готовності до введення УЗЕ в експлуатацію, оформлені за результатами проведення випробувань;

підтвердження про відповідність, яке має містити звіти про випробування та/або імітаційні моделі відповідно до вимог глави 5 цього розділу або підтвердження відповідності своїх електроустановок вимогам цього Кодексу сертифікатами відповідності обладнання виданими органом з оцінки відповідності;

документи, що підтверджують улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання раніше збереженої в УЗЕ енергії (для споживачів (крім активних споживачів та виробників електричної енергії).

Користувач повідомляє ОСП за 10 робочих днів про заплановану дату комплексних випробувань, у разі необхідності ОСП бере участь у комплексних випробуваннях. Про необхідність участі в комплексних випробуваннях ОСП повідомляє Користувача не пізніше 3 робочих днів до запланованої дати випробувань. У разі неповідомлення ОСП про участь у комплексних випробуваннях вважається, що ОСП відмовився від участі у таких випробуваннях.

У разі відсутності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та доданих документів ОСП протягом 10 робочих днів з дня отримання від Користувача такого повідомлення оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник Користувачу.

У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів з дня отримання від Користувача такого повідомлення повертає Користувачу повідомлення про встановлення УЗЕ та додані до нього документи, з описом виявлених зауважень.

( Підпункт 7.12.3 пункту 7.12 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

7.12.4. У випадку ініціювання Користувачем, що раніше здійснив приєднання (підключення) УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення, процедури отримання ліцензії на провадження господарської діяльності зі зберігання енергії, такий Користувач звертається до ОСП у порядку, визначеному цим Кодексом, за отриманням технічних умов на приєднання до системи передачі електроустановок, призначених для зберігання енергії, з метою приведення схеми електрозабезпечення УЗЕ як об'єкта будівництва, відповідно до вимог цього Кодексу.

( Главу 7 розділу III доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7.12.5. У разі втрати статусу "активний споживач" такий споживач має забезпечити, щоб у будь-який період часу не здійснювався відпуск електричної енергії раніше збереженої в УЗЕ такого споживача в ОЕС України або в мережі інших суб’єктів господарювання, або виконати вимогу підпункту 7.12.4 цього пункту.

( Пункт 7.12 глави 7 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

7.13. Особливості приєднання (підключення) генеруючих установок споживача у власних електричних мережах

7.13.1. Споживач має право встановити генеруючі установки на напрузі приєднання власних струмоприймачів без отримання ліцензії на провадження господарської діяльності з виробництва електричної енергії, якщо такий споживач у будь-який період часу не здійснює відпуск виробленої електричної енергії в ОЕС України або в мережі інших суб’єктів господарювання.

7.13.2. Активний споживач має право встановлювати генеруючі установки, призначені для виробництва електричної енергії, за умови, що встановлена потужність генеруючих установок такого активного споживача не перевищує величину, визначену Законом України "Про ринок електричної енергії", але не більше дозволеної до використання потужності споживання у точці приєднання.

7.13.3. Встановлення та приєднання (підключення) генеруючої установки споживачем, у тому числі активним споживачем, повинно здійснюватися у власних внутрішніх електричних мережах споживача до межі балансової належності та експлуатаційної відповідальності сторін.

Встановлення та приєднання (підключення) генеруючої установки споживачем, у тому числі активним споживачем, у власних електричних мережах здійснюється без отримання/надання послуги з приєднання.

7.13.4. Якщо сумарна величина номінальної (встановленої) потужності генеруючих установок, що приєднуються до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення споживача менше 1 МВт, споживач при встановленні генеруючої установки направляє ОСП повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючих установок із зазначенням такої інформації за формою:

Сумарна величина номінальної (встановленої) потужності генеруючих установок, МВт
Напруга, на якій здійснюється приєднання генеруючої установки, кВ
Дата та номер документа, що підтверджує введення в експлуатацію генеруючої установки, день/місяць/рік, №
Тип генеруючої установки за видом первинного джерела енергії

До такого повідомлення споживач додає:

однолінійну схему з’єднань від точки приєднання електроустановок споживача в мережі ОСП до генеруючої установки;

акт проведення випробувань електрообладнання генеруючої установки, пристроїв захисту та автоматики, контрольно-вимірювальних приладів і сигналізації;

для споживачів (крім активних споживачів) - матеріали, що підтверджують улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання електричної енергії, виробленої генеруючими установками такого споживача.

Зазначене повідомлення разом із матеріалами надається не пізніше дня, наступного за днем підключення генеруючої установки.

Споживач несе відповідальність за недотримання вимог щодо:

улаштування комерційного обліку електричної енергії;

улаштування технічних засобів для недопущення погіршення в точці приєднання споживача до мережі системи передачі параметрів якості електричної енергії відповідно до визначених державних стандартів;

улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в електричну мережу системи передачі або мережі інших суб’єктів господарювання виробленої генеруючими установками (для споживачів, крім активних споживачів).

У разі відсутності зауважень до наданого споживачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та доданих документів ОСП протягом 10 робочих днів з дня отримання від споживача такого повідомлення оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник споживачу.

У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів з дня отримання від Користувача такого повідомлення повертає Користувачу повідомлення про встановлення УЗЕ та додані до нього документи, з описом виявлених зауважень.

7.13.5. Якщо сумарна величина номінальної (встановленої) потужності генеруючих установок, що приєднуються до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення електроустановок споживача, більше 1 МВт, споживач розробляє завдання на проєктування та надає його на погодження ОСП щодо:

комерційного обліку електричної енергії;

улаштування релейного захисту та протиаварійної автоматики;

розрахунку струмів КЗ та перевірки комутаційної здатності обладнання прилеглої мережі;

забезпечення параметрів якості електричної енергії відповідно до визначених державних стандартів.

Для активного споживача ОСП додатково погоджує завдання на проєктування щодо:

проведення розрахунків у частині забезпечення стійкості існуючих генеруючих об’єктів;

дослідження режимів роботи прилеглої мережі (область дослідження визначає ОСП на етапі отримання відповідних вихідних даних).

ОСП узгоджує проєктну документацію в частині вимог, що були надані споживачу при погодженні завдання на проєктування у строк, що не перевищує 15 робочих днів. За результатами розгляду проєктної документації ОСП надає узагальнене технічне рішення.

У разі необхідності споживач доопрацьовує проєктну документацію та надає її на повторне погодження до ОСП. Строк розгляду проєктної документації, поданої ОСП на повторне погодження, не може перевищувати 10 робочих днів. ОСП не має права надати нові зауваження до проєктної документації у разі, якщо споживач не змінював технічні рішення, що надавалися раніше.

Якщо за результатами виконання проєктної документації визначено необхідність виконання заходів у мережі ОСП, то споживач звертається до ОСП за отриманням технічних умов у частині зміни технічних параметрів (зміна схеми живлення), у порядку, визначеному цим Кодексом.

Після завершення будівельно-монтажних робіт із встановлення генеруючої установки споживач повинен звернутись до ОСП із повідомленням про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки, до якого додаються:

документи, що підтверджують введення генеруючої установки в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування;

однолінійна схема з’єднань від точки приєднання електроустановок споживача в мережі ОСП до генеруючої установки;

акт проведення випробувань електрообладнання генеруючої установки, пристроїв захисту та автоматики, контрольно-вимірювальних приладів і сигналізації, акт комплексних випробувань, акт готовності до введення генеруючого об’єкта в експлуатацію, оформлені за результатами проведення випробувань;

документи, що підтверджують улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання електричної енергії, виробленої генеруючими установками такого споживача (для споживачів (крім активних споживачів).

Споживач повідомляє ОСП за 10 робочих днів про заплановану дату комплексних випробувань, у разі необхідності ОСП бере участь у комплексних випробуваннях. Про необхідність участі в комплексних випробуваннях ОСП повідомляє споживача не пізніше 3 робочих днів до запланованої дати випробувань. У разі неповідомлення ОСП про участь у комплексних випробуваннях вважається, що ОСП відмовився від участі у таких випробуваннях.

У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів з дня отримання від Користувача такого повідомлення повертає Користувачу повідомлення про встановлення УЗЕ та додані до нього документи, з описом виявлених зауважень.

7.13.6. У випадку ініціювання споживачем, що раніше здійснив приєднання (підключення) генеруючих установок до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення, процедури отримання ліцензії на провадження господарської діяльності з виробництва електричної енергії, такий споживач звертається до ОСП у порядку, визначеному цим Кодексом, за отриманням технічних умов на приєднання до системи передачі електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, з метою приведення схеми електрозабезпечення генеруючих установок як об'єкта будівництва, відповідно до вимог цього Кодексу.

7.13.7. У разі втрати статусу активного споживача такий споживач має забезпечити, щоб у будь-який період часу не здійснювався відпуск в ОЕС України електричної енергії, виробленої генеруючими установками такого споживача, або в мережі інших суб’єктів господарювання, або виконати вимогу підпункту 7.13.6 цього пункту.

( Главу 7 розділу III доповнено новим пунктом 7.13 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 )

8. Перелік та порядок надання ОСП інформації, необхідної для приєднання

8.1. З метою забезпечення можливості оцінити бізнесові та виробничі ризики будь-якого Замовника, який має намір приєднати електроустановки об’єктів електроенергетики до системи передачі відповідно до наявного резерву потужності на тій чи іншій підстанції, ОСП має оприлюднювати або за зверненням Замовника повинен надати таку інформацію:

перелік трансформаторних підстанцій, до яких можуть бути приєднані електроустановки об’єктів Замовника, та інформацію про їх технічні характеристики;

типові форми заяви про приєднання, договору про приєднання, технічних умов на приєднання;

перелік та обсяг документів, необхідних для отримання дозволу на приєднання до системи передачі;

рекомендації щодо оформлення зазначених документів, порядку їх подання та термінів розгляду;

порядок подання документів, необхідних для приєднання, в електронному вигляді;

методику розрахунку плати за приєднання електроустановок до системи передачі;

вимоги до електроустановок та об’єктів електроенергетики, які приєднуються до системи передачі або мають знаходитись в оперативному підпорядкуванні ОСП.

8.2. Інформація про технічні характеристики трансформаторних підстанцій має містити такі дані по кожній з них:

адреса знаходження, диспетчерська назва підстанції, тип, код, рівні напруги обмоток трансформаторів та номінальна потужність підстанції;

максимально допустима потужність підстанції;

приєднана потужність згідно з чинними договорами;

потужність, що приєднується за договорами про приєднання;

резерв потужності.

Ця інформація може використовуватись як вихідні дані для розроблення ТЕО вибору схеми приєднання електроустановок Замовника.

8.3. Будь-яка юридична особа, яка має намір приєднати електроустановки об’єктів електроенергетики до системи передачі має право звертатися до ОСП за роз’ясненнями щодо наданої інформації та отримувати відповідні роз’яснення.

8.4. Інформація, зазначена в пунктах 8.1 та 8.2 цієї глави, надається у відкритому доступі шляхом розміщення її на власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет. ОСП зобов’язаний підтримувати в актуальному стані зазначену інформацію шляхом її оновлення та доповнення упродовж 3 робочих днів після виникнення будь-яких обставин, які змінюють умови та/або порядок приєднання електроустановок Замовника до системи передачі.

( Пункт 8.4 глави 8 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

8.5. ОСП несе відповідальність за достовірність зазначеної інформації в установленому порядку.

9. Умови, за яких власникам об’єктів електроенергетики, УЗЕ може бути припинено дозвіл на підключення їх електроустановок до системи передачі

( Назва глави 9 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

9.1. Ураховуючи вимоги та положення цього розділу, власникам об’єктів електроенергетики, УЗЕ може бути припинено дозвіл на підключення їх електроустановок до системи передачі за будь-якої з таких умов:

( Абзац перший пункту 9.1 глави 9 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

1) несанкціоноване ОСП (самовільне) приєднання до системи передачі будь-яких електроустановок;

2) відмова Замовника послуги з приєднання до системи передачі від виконання умов Договору про приєднання та технічних умов на приєднання;

3) перевищення Замовником обсягів використання потужності, заявленої до приєднання, визначеної відповідним договором та технічними умовами на приєднання;

4) подання ОСП у заяві та/або у документах, що надаються до заяви, а також у документах з монтажу будь-яких завідомо недостовірних даних;

5) неусунення власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ у встановлений термін невідповідностей та зауважень, пов’язаних з наданням статусу ТДП або ОДП;

( Підпункт 5 пункту 9.1 глави 9 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

6) у разі виявлення невідповідності вимогам цього Кодексу електроустановки, для якої вже видане ДПО і не було отримано від власника об’єкта електроенергетики, УЗЕ звернення про надання статусу ОДП;

( Підпункт 6 пункту 9.1 глави 9 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

7) виведення з ладу (пошкодження, блокування роботи тощо) приладів контролю та обліку електричної енергії та потужності або підключення обладнання в обхід цих приладів;

8) перешкоджання діяльності або насильницькі дії до посадових осіб центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, або ОСП при виконанні ними службових обов’язків;

9) недотримання вимог цього Кодексу в частині підключення УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення Користувача.

( Пункт 9.1 глави 9 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 )

9.2. У разі отримання від ОСП повідомлення про припинення дозволу на підключення електроустановок до системи передачі, власник об’єкта електроенергетики може ініціювати врегулювання спірних питань у порядку, установленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

9.3. Технічна реалізація припинення дозволу на підключення електроустановок до системи передачі здійснюється ОСП шляхом відключення електроустановок Користувача (повністю або частково) від електричних мереж системи передачі.

9.4. У разі виявлення умови згідно з пунктом 9.1 цієї глави, на підставі якої ОСП має прийняти рішення про припинення дозволу на підключення електроустановок Користувача до системи передачі, ОСП письмово повідомляє про це Користувача та надає звернення до центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики щодо підтвердження наявності умови для відключення електроустановок Користувача від системи передачі.

( Пункт 9.4 глави 9 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

9.5. Після підтвердження центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики, факту наявності умови для відключення електроустановок Користувача від системи передачі ОСП може здійснювати примусове відключення електроустановок Користувача, попередньо повідомивши його про прийняте рішення, про дату відключення та про заходи безпеки, яких Користувач має вжити у зв’язку з таким відключенням. Таке повідомлення має буди надане Користувачу за 10 робочих днів до визначеної в ньому дати відключення.

9.6. Повторне підключення електроустановок Користувача до системи передачі, які були відключені примусово, здійснюється ОСП після усунення Користувачем причин примусового відключення та компенсації ним витрат ОСП на здійснення заходів, пов’язаних з відключенням та повторним підключенням цих електроустановок.

IV. Експлуатація системи передачі та електроустановок користувачів системи передачі

1. Організація технічних і технологічних систем експлуатації та управління цими системами

1.1. На всіх об’єктах ОСП та Користувачів мають бути створені технічні та технологічні системи експлуатації електроустановок, а також структура управління цими системами.

1.2. До складу технічних систем експлуатації електроустановок ОСП та Користувачів входять (але не обмежуються ними) такі групи обладнання (далі - електротехнічне обладнання, електрообладнання, обладнання):

силове устаткування;

обладнання власних електричних потреб енергооб’єктів, яке забезпечує роботу цих об’єктів;

пристрої релейного захисту та протиаварійної автоматики;

пристрої системної протиаварійної автоматики;

обладнання та пристрої робочого та захисного заземлення;

пристрої та канали зв’язку, технічні засоби автоматизованого диспетчерського управління та оперативно-технологічного управління;

обладнання захисту від перенапруг;

пристрої та обладнання комерційного обліку електричної енергії, засоби вимірювальної техніки для контролю якості електричної енергії та оперативно-технологічного обміну інформацією;

освітлення;

обладнання компенсації реактивної енергії;

обладнання і пристрої вимірювання, відображення і збереження (архівації) інформації про технологічні процеси та характеристики обладнання;

допоміжне обладнання - будівлі та споруди, в яких встановлене вищезазначене енергетичне обладнання, системи водопостачання і водовідведення, пожежної сигналізації і пожежогасіння, стиснутого повітря тощо;

інші електротехнічні пристрої в залежності від структури об’єкта.

1.3. До складу технологічних систем експлуатації електроустановок ОСП та Користувачів входять (але не обмежуються ними) такі системи:

диспетчерського (оперативно-технологічного) управління;

технічного обслуговування та ремонтів;

контролю та нагляду за технічною експлуатацією;

обліку та контролю виконання нормативно-технічних документів;

розслідування та обліку технологічних порушень;

перспективного розвитку: капітальне будівництво, реконструкція та технічне переоснащення;

роботи з персоналом;

безпечної експлуатації та охорони праці;

техногенної, пожежної та екологічної безпеки;

матеріального, транспортного та іншого забезпечення;

охорони енергетичних об’єктів.

2. Принципи організації експлуатації

2.1. Електротехнічне обладнання електроустановок, прийняте в експлуатацію, має перебувати в одному з таких оперативних станів: у роботі, у резерві, у ремонті (плановому або аварійному) або у стані консервації.

2.2. Технічне обслуговування обладнання (включаючи діагностування його технічного стану) - це комплекс робіт, спрямованих на підтримання роботоспроможності та запобігання передчасному спрацюванню елементів обладнання під час використання його за призначенням, перебування в резерві чи зберіганні, а також під час транспортування.

2.3. Види, обсяги, способи та періодичність проведення технічного обслуговування обладнання визначаються на підставі нормативно-технічної документації, інструкцій заводів-виробників, досвіду експлуатації та технічного обслуговування обладнання за попередній період, а також за технічним станом та затверджуються керівником або технічним керівником об’єкта електроенергетики.

2.4. Ремонт електротехнічного обладнання включає комплекс робіт, спрямованих на підтримання або відновлення початкових експлуатаційних характеристик електроустановок об’єктів або їх складових.

2.5. ОСП та Користувачі при експлуатації електроустановок системи передачі організовують функціонування таких систем ремонтів:

планово-попереджувальна (з фіксованою періодичністю ремонтів відповідно до вимог нормативно-технічних документів та заводської документації);

планово-діагностична (за технічним станом, виходячи з результатів технічного діагностування).

2.6. Система технічного обслуговування і ремонту обладнання, яка запроваджується на об’єктах ОСП та Користувачів, має передбачати:

створення розпорядчої, нормативної та методичної бази з організації і технології виконання технічного обслуговування і ремонтів;

створення структури управління, видів і методів, періодичності, обсягів і тривалості технічного обслуговування і ремонтів;

критерії безпечного і надійного технічного стану обладнання та ефективності його роботи;

узгодженість планів (графіків) технічного обслуговування і ремонту в порядку, установленому цим Кодексом та іншими нормативно-технічними документами;

належне забезпечення фінансовими, матеріальними і людськими ресурсами;

підтримання належної кваліфікації персоналу, який виконує експлуатаційне і технічне обслуговування обладнання та його ремонт;

дотримання процедур планування, погодження, затвердження і коригування планів (графіків) технічного обслуговування і ремонту обладнання відповідно до вимог цього Кодексу та інших нормативно-технічних документів.

2.7. Види, періодичність, обсяги і терміни ремонтів електроустановок об’єкта електроенергетики системи передачі визначаються відповідно до тієї системи ремонтів, до якої вони віднесені рішенням керівника або технічного керівника цього об’єкта.

2.8. Тривалість ремонтів визначається виходячи із запланованих обсягів робіт з урахуванням оптимізації витрат на їх проведення та можливих економічних наслідків від простою обладнання в ремонті, а в умовах обмежених можливостей щодо виведення цього обладнання в ремонт - з урахуванням вимог розділу VI цього Кодексу.

2.9. Порядок організації технічного обслуговування, порядок приймання і оцінка стану відремонтованих електроустановок об’єктів мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

2.10. Виведення з роботи і резерву електротехнічного обладнання, яке перебуває в оперативному управлінні або в оперативному віданні диспетчерського персоналу ОСП, для проведення його технічного обслуговування і ремонту здійснюється на підставі річного та місячних графіків виведення з роботи обладнання.

Планування та координація виведення з роботи і резерву такого обладнання здійснюється відповідно до розділу VI цього Кодексу.

2.11. На об’єктах системи передачі необхідно здійснювати технічне переоснащення (модернізацію) обладнання для поліпшення його техніко-економічних показників та підвищення надійності роботи ОЕС України.

2.12. Технічне переоснащення (модернізація) обладнання системи передачі має проводитись відповідно до перспективного плану її розвитку, вимоги щодо розроблення якого визначаються у розділі II цього Кодексу.

3. Організація вимірювання параметрів роботи обладнання системи передачі та електроустановок, приєднаних до неї

3.1. Вимірювання контрольованих параметрів роботи обладнання об’єктів ОСП та Користувачів (далі - вимірювання) здійснюється для виконання таких функцій:

технічного обслуговування обладнання;

планування та управління режимами роботи обладнання і енергосистеми в цілому;

роботи систем і засобів автоматизації технологічних процесів та пристроїв захисту;

комерційного та технічного обліку електричної енергії та вимірювання потужності;

контролю якості електричної енергії;

побудови інформаційно-технологічної системи управління системою передачі.

3.2. Вимірювання здійснюється засобами вимірювальної техніки за такими, але не виключно, видами вимірювань:

електричні та магнітні величини;

тиск, вакуумні вимірювання;

температурні та теплофізичні вимірювання;

радіотехнічні та радіоелектронні вимірювання;

геометричні та механічні величини;

час і частота;

параметри потоку, витрат, рівня, об’єму речовин;

фізико-хімічний склад та властивості речовин;

акустичні, оптико-фізичні вимірювання;

вимірювання характеристик іонізуючого випромінювання та ядерних констант.

3.3. Метрологічні, технічні та експлуатаційні характеристики засобів вимірювальної техніки (діапазон вимірювання, клас точності, чутливість, похибка, швидкодія, надійність тощо), періодичність та обсяги їх технічного обслуговування та повірки мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів та нормативно-правових актів для кожного виду вимірювання і функцій, які виконуються на основі результатів відповідного вимірювання.

Перелік цих нормативно-технічних документів та нормативно-правових актів оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

3.4. Системи фіксації, обробки, зберігання та передачі даних засобів вимірювальної техніки, які встановлені на обладнанні об’єктів системи передачі та електроустановок, приєднаних до неї, та задіяні в побудові інформаційно-технологічної системи управління системою передачі та ОЕС України, а також системи зв’язку між зазначеними об’єктами мають бути сумісними між собою та відповідати принципам і вимогам, викладеним у розділі X цього Кодексу.

4. Організація контролю та нагляду за експлуатацією

4.1. На об’єктах ОСП та Користувачів повинна функціонувати технологічна система контролю за експлуатацією, що передбачає виконання власником електроустановок наступного:

контроль за технічним станом об’єктів;

організацію розроблення та обліку виконання заходів, які забезпечують технічну і екологічну безпеку обладнання, а також підтримання належних показників надійності його роботи;

розслідування та облік технологічних порушень у роботі обладнання;

контроль за дотриманням вимог нормативно-технічних документів з експлуатації електроустановок.

5. Організація виконання вимог нормативно-технічних документів, їх обліку та контролю

5.1. Експлуатація обладнання об’єктів ОСП та Користувачів повинна здійснюватися з виконанням вимог щодо безпечного стану обладнання, його технічних характеристик, показників надійності і екологічної безпеки, а також щодо організації експлуатації та організації роботи з персоналом, які встановлено відповідними нормативно-технічними документами.

5.2. Під час експлуатації основного обладнання, крім загальних вимог, повинні виконуватися вимоги щодо окремих видів обладнання, встановлені відповідними інструкціями заводів-виробників, місцевими інструкціями та циркулярами з експлуатації обладнання.

5.3. Система обліку та контролю виконання нормативно-технічних документів має включати:

визначення вичерпного переліку норм, правил, стандартів, інструкцій, а також циркулярів, виконання яких є обов’язковим під час експлуатації даного об’єкта/обладнання;

своєчасний перегляд такого переліку, внесення в нього відповідних змін;

розроблення заходів щодо виконання вимог нормативно-технічних документів і нормативних-правових актів, контроль їх виконання.

5.4. Моніторинг (система безперервних спостережень та комплекс робіт з контролю) за дотриманням стандартів операційної безпеки мережі та безпеки постачання електричної енергії, якістю і рівнем експлуатації та технічного обслуговування електроустановок здійснюється відповідно до чинного законодавства України.

6. Організація розслідувань та обліку технологічних порушень

6.1. Технологічні порушення в роботі об’єктів ОСП та Користувачів розслідуються, класифікуються, оформлюються і обліковуються згідно з вимогами відповідних нормативно-технічних документів, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

6.2. Розслідуванню та обліку технологічних порушень у роботі об’єктів електроенергетики підлягають:

пошкодження електроустановок або їх електротехнічного обладнання під час експлуатації, ремонту, резерву;

недопустиме відхилення параметрів роботи та/або технічного стану енергоустановок, що призвело або може призвести до виведення їх з ладу;

втрата стійкості ОЕС України та/або несанкціоноване її розділення на частини;

помилкові відключення енергоустановок, а також вимушені несанкціоновані відключення для усунення дефектів або пошкоджень їхніх окремих елементів;

будь-які події, не передбачені договором на надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, укладеного між ОСП та Користувачами, які призвели до відключення або зменшення потужності електростанцій, відключення окремих енергоустановок та/або споживачів електричної енергії;

незаплановане відхилення рівня міждержавного перетоку електричної енергії та/або потужності понад встановлене міждержавними угодами значення або його повне припинення;

порушення роботоспроможності каналів і засобів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, що призвело до втрати зв’язку диспетчера з керованим енергооб’єктом та/або втрати зв’язку між диспетчерами регіональних електроенергетичних систем тривалістю понад одну годину.

Інші порушення в роботі обладнання об’єкта електроенергетики, які не відносяться до вищезазначених та носять локальний характер, розслідуються та обліковуються за процедурою, затвердженою технічним керівником об’єкта електроенергетики.

6.3. Факт технологічного порушення має бути зафіксований, а інформація про його виникнення, розвиток та заходи, які вживаються щодо локалізації та усунення наслідків порушення, передана відповідним органам виконавчої влади, центральному органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики, органам адміністративного та оперативно-технологічного управління ОЕС України відповідно до вимог чинного законодавства України та галузевих нормативно-технічних документів.

В організації фіксації (виявлення) технологічних порушень суб’єкт господарювання, який здійснює експлуатацію електроустановок об’єктів електроенергетики, має впроваджувати та розвивати автоматизовані системи реєстрації аварійних подій та відхилень параметрів роботи електроустановок.

6.4. Організація розслідування та облік технологічних порушень на об’єктах електроенергетики мають включати:

функціонування постійно діючої комісії з розслідування технологічних порушень;

розпорядчі документи з організації розслідування технологічних порушень, їх класифікації та обліку;

контроль за дотриманням вимог нормативно-технічних документів з розслідування та обліку технологічних порушень;

встановлення причин і передумов виникнення та розвитку технологічних порушень;

оцінку технічних та економічних наслідків технологічних порушень;

складання актів та звітів з розслідування технологічних порушень;

розроблення організаційно-технічних і протиаварійних заходів за результатами розслідування порушень та контроль за їх виконанням;

підготовку пропозицій щодо вдосконалення технічної і технологічної систем експлуатації, технічного обслуговування та ремонту електротехнічного обладнання, а також нормативно-технічних документів з цих питань;

ведення обліку технологічних порушень.

6.5. Склад постійно діючої комісії з розслідування технологічних порушень може доповнюватися в залежності від характеру та складності конкретних порушень відповідно до вимог нормативно-технічних документів.

6.6. У разі виникнення технологічного порушення, яке характеризується відповідними нормативно-технічними документами як аварія або відмова I чи II категорії, до складу комісії включаються у разі їх згоди представники центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики.

6.7. До розслідування технологічних порушень, причинами яких можуть бути дефекти проєктування, виготовлення, будівництва, монтажу або ремонту можуть залучатися представники відповідних організацій, у тому числі заводів-виробників обладнання.

6.8. За результатами розслідування технологічних порушень на підставі аналізу причин і передумов їх виникнення та розвитку, оцінювання технічних і економічних наслідків розробляються заходи, спрямовані на:

виявлення елементів електроустановок, що знижують надійність їх експлуатації;

виявлення неефективних систем і методів управління технологічними процесами, які потребують удосконалення;

удосконалення технічного обслуговування і ремонту електроустановок;

забезпечення надійної роботи електроустановок об’єктів електроенергетики та дотримання стандартів операційної безпеки мережі та безпеки постачання електричної енергії;

удосконалення чинних та підготовку нових нормативно-технічних документів.

6.9. Розслідування технологічних порушень на об’єктах міждержавних електричних мереж здійснюється в порядку, установленому міждержавними угодами, договорами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, та цим Кодексом.

6.10. Договором про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, укладеного між ОСП та суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, має бути визначений порядок утворення, скликання та роботи комісії з розслідування технологічних порушень.

Факт технологічного порушення має право зафіксувати кожна із сторін договору.

Про технологічне порушення, зафіксоване стороною договору, уповноважена цією стороною особа має у визначений договором термін повідомити іншу сторону.

6.11. Розслідування технологічних порушень на об’єктах міждержавних електричних мереж здійснюється, як правило, комісією сторони, на території якої відбулося порушення.

Якщо інша сторона у встановлений договором термін має намір взяти участь у двосторонній комісії з розслідування, сторона, на території якої відбулося порушення, включає до складу двосторонньої комісії представників іншої сторони та організовує роботу з розслідування за узгодженою сторонами програмою.

6.12. ОСП визначає види технологічних порушень, повідомлення про які мають передаватися по ієрархічній структурі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та оприлюднюватися суб’єктами, які здійснюють експлуатацію об’єктів електроенергетики, на яких відбулися ці технологічні порушення.

6.13. Інформація щодо технологічних порушень, яка підлягає оприлюдненню, повинна включати, як мінімум, місце і час настання порушення та усунення його наслідків, кількість відключень та тривалість знеструмлення споживачів, важкість наслідків цих порушень.

6.14. Технічний керівник суб’єкта господарювання, у власності або користуванні якого перебуває об’єкт електроенергетики, на якому зафіксовані технологічні порушення та проводяться їх розслідування, зобов’язаний включити представника ОСП та Користувачів у склад комісії з розслідування на їх вимогу у випадках, зазначених в абзаці шостому пункту 6.2 цієї глави.

7. Права, обов’язки і відповідальність ОСП та Користувачів щодо технічної експлуатації електроустановок об’єктів електроенергетики

7.1. Права, обов’язки та відповідальність ОСП та Користувачів щодо технічної експлуатації електроустановок об’єктів електроенергетики регулюються цим Кодексом, іншими нормативно-технічними документами та/або договорами, укладеними між суб’єктами господарювання, у власності або користуванні яких знаходяться об’єкти електроенергетики.

7.2. ОСП та Користувачі мають право:

звертатися у встановленому законодавством України порядку до відповідних центральних органів виконавчої влади, центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики, та Регулятора щодо неналежної експлуатації електроустановок, вирішення спірних питань, у тому числі пов’язаних з технологічними порушеннями на об’єкті електроенергетики, яким володіє та/або експлуатує інша сторона;

отримувати інформацію щодо технологічних порушень та брати участь у розслідуванні технологічних порушень на будь-якій електроустановці об’єкта електроенергетики ОЕС України у разі, якщо це технологічне порушення призвело до порушення нормальної експлуатації на його енергооб’єкті, економічних втрат або невиконання ним договірних зобов’язань, у тому числі перед третьою стороною;

отримувати від інших Користувачів наявну інформацію про технічний та оперативний стан електроустановок та електротехнічного обладнання на їх об’єктах для оцінювання здатності суміжних енергооб’єктів підтримувати вимоги щодо нормальної експлуатації обладнання та належних показників надійності його роботи.

7.3. ОСП та Користувачі зобов’язані:

здійснювати постійний аналіз виконання вимог цього Кодексу та інших нормативно-технічних документів з питань технічної експлуатації електроустановок об’єктів електроенергетики, а також виконання заходів за результатами роботи центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики;

надавати за власною ініціативою або на запит іншого Користувача суміжних об’єктів електроенергетики інформацію щодо технологічних порушень, які сталися на їх об’єкті, а також щодо технічного та оперативного стану своїх електроустановок та електротехнічного обладнання.

7.4. Відповідальними за технічну експлуатацію об’єктів є керівники суб’єктів господарювання, у власності та/або користуванні яких перебувають ці об’єкти.

7.5. Відповідальність за шкоду будь-якій стороні, завдану внаслідок неналежної експлуатації чи технічного стану обладнання або технологічного порушення на об’єкті, несе суб’єкт господарювання, у власності та/або користуванні якого перебуває цей об’єкт.

7.6. Експлуатацію нових (реконструйованих) міждержавних ліній електропередачі, збудованих за рахунок інвестора, здійснює ОСП за договором із власником/інвестором.

8. Системні випробування та організація їх проведення

8.1. Системні випробування полягають у заздалегідь підготовленій і систематизованій реєстрації на певний період часу окремих змін параметрів у роботі обладнання електричних станцій (тиск, вібрація, швидкість, оберти тощо) та загальносистемних електричних параметрів (напруга, частота, потужність, фазові кути та швидкість їх зміни тощо) для нормального режиму та при контрольованому застосуванні аварійних збурень для аварійних режимів роботи об’єднаної енергетичної системи України або будь-якої її частини.

8.2. Залежно від цілей і завдань системні випробування розподіляються на такі категорії:

I категорія - випробування, метою яких є:

уточнення розрахункових значень параметрів статичної і динамічної стійкості енергосистеми, окремих зв’язків або групи зв’язків у різних контрольованих перетинах ОЕС України, у тому числі міждержавних;

перевірка достатності та правильності налагодження пристроїв систем протиаварійної автоматики;

перевірка вихідних даних, які використовуються під час розрахунків стійкості енергосистеми та вузлів навантаження;

II категорія - випробування, метою яких є визначення:

фактичних характеристик регулювання обладнання генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць навантаження, а також обладнання підстанцій, роботи пристроїв системної автоматики;

( Абзац сьомий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

участі генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць навантаження в регулюванні частоти та активної потужності, напруги та реактивної потужності у сталих, аварійних і післяаварійних режимах роботи ОЕС України;

( Абзац восьмий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

відповідності генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць енергоспоживання вимогам розділу III цього Кодексу та відповідним нормативно-технічним документам, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу

( Абзац дев'ятий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

До системних випробувань II категорії можуть також відноситися приймально-здавальні випробування електротехнічного обладнання електростанцій, УЗЕ та електричних мереж після його капітального ремонту або технічного переоснащення.

( Абзац десятий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )

8.3. Ініціатором системних випробувань I категорії є ОСП з власної ініціативи або з ініціативи оператора енергосистеми іншої держави, з якою Україна працює паралельно (для проведення спільних випробувань).

8.4. Ініціатором проведення випробувань II категорії можуть бути ОСП, користувачі системи передачі/розподілу.

8.5. Випробування проводяться у такому порядку:

прийняття рішення керівником суб’єкта господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики за власною ініціативою за обґрунтованою вимогою ОСП як ініціатора проведення випробування, щодо визначення об’єкта та мети, з якою проводяться випробування;

призначення керівника, відповідального за проведення випробувань;

визначення посадових осіб та/або органу з оцінки відповідності, відповідальних за технологічну і оперативну частини випробувань;

( Абзац четвертий пункту 8.5 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

розроблення, погодження з ОСП (якщо суб’єктом господарювання виступає інша особа ніж ОСП) та затвердження програми випробувань;

призначення терміну початку та завершення виконання програми випробувань та погодження цього терміну з ОСП (якщо суб’єктом господарювання виступає інша особа ніж ОСП);

виконання заходів підготовчого етапу робіт;

виконання програми випробувань;

обробка даних випробувань і підготовка звітів та висновків.

8.6. Відповідальним виконавцем системних випробувань на об’єкті Користувача системи може бути орган з оцінки відповідності, обраний Користувачем системи.

( Пункт 8.6 глави 8 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

8.7. Програма випробування розробляється ініціатором випробувань з урахуванням вимог нормативно-технічних документів, вимог ОСП, технічної документації заводів-виробників і має визначати організаційно-технічні заходи та, зокрема, включати:

причини проведення випробувань;

визначення об’єкта і мети випробування;

дату і час початку та розрахункову тривалість випробування;

перелік посадових осіб та/або організацій, відповідальних за забезпечення та проведення технологічної і оперативної частини випробування за кожним етапом;

опис стану обладнання, на якому планується проведення випробування;

первинну схему електричних з’єднань об’єкта електроенергетики та прилеглої мережі, а також вимоги до діючого обладнання;

опис системних та/або технологічних обмежень, пов’язаних з виконанням програми;

обсяг підготовчих робіт, що передують випробуванню;

заходи щодо забезпечення виконання вимог правил безпечної експлуатації обладнання при проведенні випробування;

назву, послідовність виконання та загальну тривалість кожного етапу випробування (за потреби);

режими роботи випробовуваного і суміжного з ним обладнання підстанцій, електростанцій, ліній електропередачі на кожному етапі випробування, припустимі відхилення величин параметрів, визначених у процесі випробування, та їх граничні значення;

перелік, послідовність та виконавців технологічних операцій у первинній схемі, у пристроях релейного захисту та протиаварійної автоматики;

режими роботи обладнання, стан первинної схеми та релейного захисту після закінчення випробування;

дії персоналу у випадках настання позаштатних ситуацій;

повноваження відповідальних осіб щодо припинення або перенесення випробування чи його окремих етапів;

необхідні схеми, креслення тощо.

8.8. Суб’єкт господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики, зобов’язаний погодити з ОСП програму випробування у разі, якщо випробування має здійснюватися з метою:

підготовки та прийняття рішень стосовно оптимізації схем та режимів роботи об’єкта електроенергетики;

зміни схем та режимів роботи об’єкта електроенергетики;

оцінки статичної і динамічної стійкості об’єкта електроенергетики;

перевірки правильності налагодження систем протиаварійної автоматики та достатності її обсягів заданим режимам;

перевірки відповідності електроустановок користувачів системи передачі/розподілу вимогам ОСП щодо постачання допоміжних послуг.

8.9. Програма випробування, розроблена суб’єктом господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики, виконання якої передбачає зміни технологічних режимів або схем електрозабезпечення ОСП та/або інших Користувачів, має бути погоджена всіма учасниками випробування.

8.10. У разі відсутності згоди щодо погодження програми випробування будь-яким учасником випробування остаточне рішення щодо змісту програми випробування приймає центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики.

8.11. Процедура погодження та затвердження програми випробування, а також порядок проведення випробування регламентуються відповідними нормативно-технічними документами, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

8.12. Випробування електроустановок об’єктів міждержавних електричних мереж виконуються у порядку, установленому міждержавними угодами, договорами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, та цим Кодексом.

8.13. Залежно від мети і завдань системних випробувань ініціатор випробувань визначає режими, що підлягають експериментальній перевірці та, за необхідності, виконує розрахунок очікуваних параметрів. На підставі проведеного аналізу визначаються параметри, що підлягають контролю, і точки виміру, а також плануються основні етапи випробувань.

8.14. До початку розроблення технічної програми на проведення системних випробувань I категорії ОСП повинен виконати аналіз:

схеми електричної мережі;

значень параметрів за різних режимів електричної мережі;

зареєстрованих даних про технологічні порушення та аварійних ситуацій, що мали місце.

8.15. Ініціатор системних випробувань повинен надавати відповідальному виконавцеві (на його прохання) результати попередніх розрахунків режимів, за якими будуть проводитися випробування, та необхідну технічну документацію для розроблення робочих програм випробувань (проєктні схеми електричної мережі і її окремих вузлів, необхідні інструкції енергопідприємств, що беруть участь у випробуваннях тощо).

8.16. Якщо при підготовці та/або проведенні випробування ні в який спосіб неможливо уникнути системних та/або технологічних обмежень, ОСП повинен повідомити про них усіх користувачів системи передачі/розподілу, на яких впливає проведення випробувань, розробити та надати їм рекомендації щодо заходів, яких необхідно вжити для мінімізації негативних наслідків таких обмежень.

8.17. ОСП та інші учасники випробування не несуть відповідальності перед іншими користувачами системи передачі/розподілу за наслідки системних та/або технологічних обмежень, якщо випробування виконувалися згідно з затвердженою програмою з дотриманням інших вимог цього Кодексу та відповідних нормативно-технічних документів, за винятком настання технологічних порушень на об’єктах Користувачів внаслідок помилкових дій персоналу, який виконував випробування. При цьому до уваги приймається факт і повнота виконання Користувачами рекомендацій ОСП, зазначених у пункті 8.16 цієї глави.

8.18. Якщо на день запропонованого системного випробування в системі складуться такі умови експлуатації, що будь-яка з причетних сторін побажає затримати або скасувати початок чи продовження системного випробування, то вона має негайно поінформувати інші сторони про це рішення та його причини. У цьому разі ОСП або інший ініціатор цих випробувань за погодженням з ОСП має відстрочити чи скасувати або продовжити системне випробування залежно від обставин.

8.19. Після проведення випробувань відповідальний виконавець зобов’язаний:

відновити (якщо змінювалися) уставки пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики;

відключити засоби вимірювання і реєстрації, що були безпосередньо задіяні тільки для проведення цих випробувань;

сповістити про закінчення випробувань усіх учасників випробувань, а також інших користувачів системи передачі/розподілу, на режим роботи яких впливали випробування;

відновити режим роботи об’єкта випробування, передбачений планом.

8.20. Після проведення кожного експерименту (вимірювання) виконується попередня розшифровка зроблених записів процесів та обробка отриманих результатів для виявлення недостовірних даних, а також даних, що свідчать про можливості виникнення критичного стану для уникнення його під час проведення наступного етапу випробувань. Остаточне детальне оброблення результатів виконується після повного завершення випробувань.

8.21. Після завершення оброблення результатів випробувань відповідальний виконавець складає відповідні протоколи випробувань та технічний звіт і забезпечує його узгодження з організаціями, які визначено в технічній програмі, та затвердження звіту керівником суб’єкта господарювання, який володіє та/або експлуатує об’єкт електроенергетики, у тому числі УЗЕ.

( Пункт 8.21 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 2649 від 29.12.2023 )

8.22. Технічний звіт про результати проведеного випробування має містити:

мету і завдання випробування;

дані про виконану підготовку, умови проведення випробування, що забезпечили його виконання обраним методом;

інформацію про застосовані засоби вимірювань, засоби реєстрації подій та технологічних процесів;

хронологічний опис дій на об’єкті випробування, режимів роботи обладнання на окремих етапах виконання програми випробування;

результати вимірювань, отриманих за кожним етапом випробування, у тому числі даних приладів вимірювання параметрів технологічних процесів та фіксації подій;

результати випробування за кожним етапом у вигляді протоколів випробувань, з додатками у вигляді таблиць, графіків, схем, діаграм тощо;

висновки і рекомендації, що ґрунтуються на отриманих результатах.

Якщо висновки та рекомендації технічного звіту стосуються інших Користувачів, ОСП повинен направити їм ці висновки та рекомендації з посиланням на результати системних випробувань.

8.23. У разі проведення випробування з метою перевірки відповідності електроустановок Користувачів (ПДП, потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг технічний звіт також має містити висновок щодо підтвердженої даними випробування оцінки можливості надання допоміжних послуг, їх обсягу та якісних характеристик. Системні випробування з метою перевірки відповідності електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг викладені у Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу.

( Пункт 8.23 глави 8 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

9. Права та обов’язки учасників системних випробувань

9.1. Загальне та оперативне керівництво системними випробуваннями здійснює ОСП незалежно від того, хто є ініціатором випробування.

9.2. Керівництво забезпеченням та проведенням технологічної і оперативної частини випробування за кожним етапом здійснюють посадові особи учасників випробування, визначені програмою випробування.

9.3. Диспетчерський персонал ОСП має право припинити (перервати) системне випробування і повернути енергосистему до вихідного режиму з наступним повідомленням про це відповідальних осіб, визначених програмою випробування, у разі виникнення загрози порушення стійкості енергосистеми або іншої аварійної ситуації.

9.4. Усі учасники випробування мають право вимагати від диспетчерського персоналу ОСП та/або керівника випробуванням на об’єкті електроенергетики не розпочинати або призупинити випробування в разі:

загрози виходу з ладу та пошкодження устаткування користувачів системи передачі/розподілу;

порушення електропостачання споживачів електричної енергії (якщо це не передбачалося програмою та умовами проведення випробувань);

невідповідності стану енергосистеми та/або об’єкта електроенергетики, на якому проводиться випробування, розрахунковим вихідним умовам;

несприятливих погодних умов або виникнення інших об’єктивних причин.

9.5. Рішення про обґрунтованість скасування випробування або призупинення проведення окремих його етапів приймає ОСП.

Проведення (продовження) випробування у новий строк здійснюється після усунення причин скасування (призупинення) випробування та коригування, при необхідності, програми випробування з дотриманням вимог цього Кодексу у повному обсязі як для нового випробування.

10. Організаційно-технічні та кваліфікаційні вимоги до органів з оцінки відповідності

10.1. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути незалежними від втручання та не бути представниками зацікавлених осіб.

До переліку зацікавлених осіб належать: персонал Замовника, Користувача, ПДП/потенційного ПДП (у випадку проведення випробування електроустановок щодо надання ДП), особи, з якими у персоналу є родинний зв’язок, або підприємство, що є ПДП (потенційним ПДП), організації, що прямо або опосередковано залучені до виконання робіт з проєктування, виготовлення, монтажу, налаштування систем автоматичного управління основного обладнання у ПДП (потенційного ПДП), перевірка якого здійснюється.

Орган з оцінки відповідності та його персонал (адміністративний персонал та персонал, який безпосередньо виконує випробування) не мають права бути юридично чи організаційно прямо або опосередковано (через членів сім’ї або осіб, з якими є родинний зв’язок) пов'язаними з підприємством чи персоналом, які прямо або опосередковано відносяться, чи є афілійованими до постачальника ДП (потенційного ПДП).

10.2. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути професійно спроможними проводити всі етапи випробування електроустановок відповідно до вимог цього Кодексу.

Орган з оцінки відповідності повинен мати персонал, який має:

спеціальну вищу технічну освіту у галузі знань електричної інженерії;

досвід роботи з випробування основного обладнання, що використовується для регулювання частоти та потужності, напруги та реактивної потужності, автономного пуску та систем його управління.

10.3. Орган з оцінки відповідності та його персонал не має права здійснювати випробування обладнання електроустановок, стосовно якого роботи з проєктування, виготовлення, монтажу, налаштування обладнання ПДП (потенційного ПДП) здійснювались органом з оцінки відповідності після набрання чинності цим Кодексом.

( Пункт 10.3 глави 10 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2267 від 05.11.2019 ) ( Розділ IV доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

V. Операційна безпека системи

1. Загальні положення

1.1. Для забезпечення операційної безпеки системи передачі при роботі в синхронному об’єднанні ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області визначає загальний мінімальний набір вимог до роботи системи передачі в синхронному енергооб’єднанні для взаємодії з суміжними енергосистемами, а також для використання відповідних можливостей підключених систем розподілу і Користувачів, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП. При цьому забезпечення операційної безпеки є найвищим пріоритетом для ОСП та користувачів системи передачі/розподілу.

1.2. ОСП повинен дотримуватись загальних мінімальних вимог щодо процедур необхідних для підготовки до роботи в режимі реального часу, розроблення індивідуальної (ОЕС України) та розширення загальної моделі мережі синхронної області, узгодженого та ефективного застосування коригувальних дій для підтримання операційної безпеки.

1.3. Вимірювання та контроль експлуатаційних параметрів для оцінювання режимів системи повинен здійснюватися ОСП узгодженим з усіма ОСП своєї синхронної області способом, що сприяє ефективній взаємодії з ОСП, а також з ОСР і Користувачами.

1.4. ОСП повинен застосовувати засоби регулювання частоти й активної потужності для підтримки загального балансу між генерацією та споживанням всієї синхронної області.

1.5. ОСП повинен застосовувати засоби регулювання напруги та реактивної потужності, щоб підтримувати напругу в межах операційної безпеки та забезпечувати резерви реактивної потужності.

1.6. ОСП повинен забезпечити розрахунки та аналіз струмів короткого замикання в межах своєї області регулювання для попередження перевищення значень струмів короткого замикання граничних значень струмів короткого замикання в системі передачі.

1.7. Мета управління перетоками потужності полягає в забезпеченні ефективного функціонування ринку електричної енергії та інтеграції ринків при одночасному підтриманні необхідного рівня операційної безпеки. Зазначені цілі досягаються відповідною координацією між ОСП синхронного енергооб’єднання, щоб контролювати та управляти перетіканнями потужності в усіх системах передачі, виявляти потенційні обмеження і в разі необхідності - визначати коригувальні дії.

1.8. З метою попередження аварійних ситуацій ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій. Аналіз аварійних ситуацій має проводитися під час оперативного планування і в режимі реального часу. Результати аналізу аварійних ситуацій дозволять визначати та реалізувати необхідні передаварійні чи післяаварійні коригувальні дії.

1.9. ОСП для забезпечення захисту системи передачі (скоординованого з дотриманням необхідних рівнів динамічної стійкості) має встановити концепцію побудови релейного захисту та протиаварійної автоматики і вибір типів пристроїв, необхідних для попередження та ліквідації пошкоджень і порушення режиму роботи ОЕС України.

1.10. З метою забезпечення надійного функціонування ОЕС України ОСП повинен забезпечити безперервне спостереження за елементами системи передачі, енергоустановками користувачів системи передачі/розподілу, які знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, а також аналіз технологічних порушень та аварійних ситуацій.

1.11. Для забезпечення операційної безпеки системи передачі ОСП, та користувачі системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, повинні забезпечити своєчасний та вичерпний обмін достовірними даними та інформацією (із заданою точністю, періодичністю та міткою часу) відповідно до вимог розділу X цього Кодексу.

1.12. Навчання, тренажерна підготовка та складання іспитів є обов’язковими для тих співробітників ОСП, які відповідають за роботу системи передачі та її операційну безпеку та мають проводитись відповідно до вимог розділу XII цього Кодексу.

1.13. ОСП з метою врегулювання взаємовідносин з ОСП його синхронної області, що стосуються питань операційної безпеки укладає з ними Операційну угоду синхронної області та Операційну угоду блоку регулювання.

2. Режими системи передачі

2.1. Система передачі знаходиться у нормальному режимі, якщо одночасно виконуються такі умови:

напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;

усталені відхилення частоти знаходяться у діапазоні ± 50 мГц;

резерви активної та реактивної потужності достатні для регулювання в нормальному режимі та ліквідації аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу;

робота області регулювання, контрольованої ОСП, знаходиться в межах операційної безпеки навіть після аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу.

2.2. Система передачі знаходиться у передаварійному режимі, якщо напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу, але при цьому відбувається будь-яка з наведених нижче подій:

вимоги до резервів активної потужності не виконуються, дефіцит резервів становить понад 20 % від необхідних обсягів (визначених цим Кодексом) упродовж понад 30 хвилин і без засобів їх заміщення для будь-якого з нижченаведених типів резервів: резерви підтримки частоти, резерви відновлення частоти і резерви заміщення;

абсолютне значення відхилення частоти системи знаходиться в межах 100-200 мГц протягом періоду часу, що не перевищує 15 хвилин;

принаймні одна аварійна ситуація з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу, може призвести до виходу за межі операційної безпеки навіть після проведення коригувальних дій.

2.3. Система передачі знаходиться в аварійному режимі, якщо наявна хоча б одна із умов:

( Абзац перший пункту 2.3 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

має місце будь-яке порушення меж операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;

абсолютне значення відхилення частоти перевищує 200 мГц;

принаймні один захід із Плану захисту енергосистеми є активованим;

порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв'язку, каналів передачі даних тривалістю більше 30 хвилин, що призводить до втрати функціоналу моніторингу стану системи передачі (включаючи задачі оцінки стану мережі та РЧП), керування обладнанням системи передачі, зв’язку з регіональними диспетчерськими центрами та інших ОСП, інструментарію для аналізу операційної безпеки, засобів, необхідних для забезпечення транскордонних ринкових операцій.

( Абзац п’ятий пункту 2.3 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

2.4. Система передачі знаходиться у режимі системної аварії (blackout state), якщо виконується хоча б одна із умов:

( Абзац перший пункту 2.4 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

втрата понад 50 % споживання в контрольованій ОСП області регулювання;

відсутність напруги впродовж 3 хвилин у контрольованій ОСП області регулювання, що призвела до запуску Плану відновлення.

2.5. Система передачі знаходиться у режимі відновлення, якщо після перебування у режимі системної аварії розпочала виконувати заходи із Плану відновлення.

2.6. ОСП повинен в режимі реального часу визначати режим системи передачі на основі контролю в реальному часі таких параметрів всередині своєї області регулювання та беручи до уваги виміри в реальному часі, здійснювані в його області спостереження:

перетоки активної та реактивної потужності;

напруги на системах шин;

частота і помилка області регулювання;

( Абзац четвертий пункту 2.6 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

резерви активної та реактивної потужності;

генерація і споживання області регулювання.

2.7. Щоб визначити режим системи, ОСП повинен принаймні кожні 15 хвилин виконувати оцінку операційної безпеки у реальному часі шляхом моніторингу параметрів, визначених у пункті 2.6 цієї глави, на відповідність межам операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу, беручи до уваги вплив потенційних коригувальних дій та заходів із Плану захисту енергосистеми. Також ОСП повинен здійснювати моніторинг обсягів доступних резервів.

( Пункт 2.7 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

2.8. Надзвичайна ситуація в ОЕС України виникає, якщо система передачі переходить у режим системної аварії та продовжується до моменту поки система передачі знаходиться у режимі системної аварії або режимі відновлення. Про виникнення надзвичайної ситуації повідомляється відповідно до порядку, визначеного в главі 1 розділу VIII цього Кодексу.

2.9. Якщо система передачі не знаходиться у нормальному режимі і якщо режим системи характеризується як широкомасштабний стан, ОСП повинен:

інформувати суміжних ОСП про режим своєї системи передачі у спосіб, визначений укладеним між ОСП та суміжним ОСП відповідним договором;

надавати додаткову інформацію суміжним ОСП про елементи своєї системи передачі, які є частиною області спостереження таких ОСП.

( Главу 2 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

3. Коригувальні дії

3.1. ОСП повинен забезпечувати, щоб його система передачі постійно знаходилася в нормальному режимі, і повинен попереджувати та усувати порушення операційної безпеки, для чого ОСП повинен розробляти, готувати і застосовувати коригувальні дії з урахуванням їх доступності, достатності часу і ресурсів, необхідних для їх активації.

3.2. Коригувальні дії, що використовуються ОСП повинні бути узгоджені із коригувальними діями, які забезпечують достатню пропускну спроможність міждержавних перетинів.

3.3. ОСП повинен застосовувати такі принципи при активізації і координації коригувальних дій:

при порушенні операційної безпеки, що не вимагають залучення інших ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії для повернення системи у нормальний режим і запобігати поширенню передаварійного або аварійного режиму за межі його області регулювання;

для порушень операційної безпеки, які потребують координації дій з іншими ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії у координації з іншими ОСП синхронної області.

3.4. При виборі відповідних коригувальних дій ОСП повинен застосовувати такі критерії:

активувати найбільш ефективні і економічні коригувальні дії;

активізувати коригувальні дії, ураховуючи очікуваний час активації і терміновість активації коригувальної дії;

ураховувати ризики відмов або перевантаження обладнання, а також помилкових дій оперативного персоналу при реалізації коригувальних дій і їх вплив на операційну безпеку;

мінімізувати вплив на пропускну спроможність міждержавних перетинів та суміжні області регулювання.

4. Типи коригувальних дій

4.1. ОСП може застосовувати такі типи коригувальних дій:

зміна тривалості планових відключень або повернення в роботу елементів системи передачі;

зміна положень РПН;

зміна положень ТПР;

зміна топології;

перемикання конденсаторів і реакторів;

застосування пристроїв управління напругою та реактивної потужністю на основі силової електроніки;

зміна реактивної потужності або заданого значення напруги приєднаних до системи передачі генеруючих одиниць;

перерахунок на добу наперед та внутрішньодобово міждержавної пропускної здатності відповідно до Правил управління обмеженнями та порядку розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів;

перерахунок графіків навантажень одиниць постачання послуг з балансування в області регулювання ОСП;

зустрічна торгівля між користувачами суміжних систем передач;

регулювання перетоків активної потужності вставки постійного струму;

застосування процедур управління відхиленнями частоти (корекція синхронного часу, помилки області регулювання);

зміна розподіленої міждержавної пропускної здатності;

ручне обмеження споживання в нормальному та передаварійному режимі.

5. Підготовка, застосування та координація коригувальних дій

5.1. Для запобігання погіршенню режиму системи ОСП повинен готувати та застосовувати коригувальні дії відповідно до принципів, викладених у пункті 3.3 глави 3 цього розділу, на основі:

моніторингу і визначення режимів системи відповідно до вимог глави 2 цього розділу;

аналізу аварійних ситуацій у реальному часі;

аналізу потенційних аварійних ситуацій у процесі оперативного планування.

5.2. Під час підготовки і застосування коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми, які впливають на області регулювання інших ОСП синхронної області, ОСП проводить спільно із залученими ОСП синхронної області оцінювання впливу такої коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми на його області регулювання або сусідні області регулювання та повинен надавати іншим залученим ОСП синхронної області всю інформацію про такий вплив.

5.3. Під час підготовки і здійснення коригувальної дії, яка має вплив на приєднані до системи передачі/розподілу електроустановки Користувачів, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, ОСП повинен, оцінити вплив таких коригувальних дій спільно із відповідними ОСР та користувачами системи передачі/розподілу і вибирати коригувальні дії, які сприятимуть підтримці нормального режиму і безпечної роботи системи передачі та систем розподілу. Користувач системи передачі/розподілу, обладнання якого знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, повинен надавати йому всю необхідну інформацію для підготовки коригувальної дії.

5.4. ОСП повинен забезпечити готовність, надійність і резервування засобів зв’язку та наведених нижче засобів, які необхідні для роботи системи передачі:

засоби для моніторингу поточного режиму системи передачі, включаючи засоби оцінювання стану та засоби для автоматичного регулювання частоти і потужності;

засоби для управління перемиканнями комутаційного обладнання, РПН трансформаторів та іншого обладнання, яке призначене для управління елементами системи передачі;

засоби зв’язку з диспетчерськими пунктами інших ОСП синхронної області, ОСР та Користувачів;

програмно-технічні засоби для аналізу операційної безпеки;

механізми та засоби взаємодії (зв’язку) з іншими ОСП синхронної області, що необхідні для забезпечення здійснення міждержавних ринкових операцій.

( Пункт 5.4 глави 5 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 )

6. Межі операційної безпеки

6.1. ОСП повинен визначати межі операційної безпеки для кожного елемента своєї системи передачі, зокрема для:

діапазонів напруги відповідно до пункту 9.3 глави 9 цього розділу;

діапазонів струмів короткого замикання відповідно до пункту 10.1 глави 10 цього розділу;

існуючих обмежень з точки зору теплових характеристик елементів, включаючи допустимі перевантаження.

6.2. Під час визначення меж операційної безпеки ОСП повинен враховувати можливості користувачів системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для підтримання напруги й частоти у нормальному і передаварійному режимі в допустимих межах, які б не призводили до їхнього від’єднання.

6.3. У разі реконструкції або модернізації будь-якого обладнання або елемента системи передачі ОСП повинен виконати відповідні розрахунки та аналіз і, у разі необхідності, оновити межі операційної безпеки.

6.4. Для кожного міждержавного зв’язку ОСП повинен узгоджувати межі операційної безпеки з ОСП своєї синхронної області.

7. План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури

7.1. ОСП повинен скласти План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури, який містить ідентифікацію, відбір та визначення пріоритетності елементів критичної інфраструктури, якою володіє або управляє ОСП, оцінку ризику у забезпеченні її безпеки для критичного майна, яке знаходиться у володінні або експлуатації ОСП за основними сценаріями фізичної і кібернетичної загрози, а також План захисту енергосистеми в аварійних режимах.

7.2. ОСП при розробці Плану забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури співпрацює з відповідними національними органами влади (РНБО, КМУ, Регулятором, центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики тощо у межах компетенції кожного зазначеного державного органу) та операторами критичної інфраструктури в інших сферах (газ, нафта) для забезпечення комплексного підходу на національному рівні та із ОСП синхронної області для забезпечення захисту критичної інфраструктури у сфері електроенергетики на регіональному рівні.

7.3. План забезпечення безпеки повинен розглядати потенційний вплив на суміжні взаємопов’язані системи передачі і включати організаційні та фізичні заходи, спрямовані на пом’якшення виявлених ризиків.

7.4. План забезпечення безпеки має перелік критичної інфраструктури та заходи безпеки. При ідентифікації, відборі та визначенні заходів із захисту розрізняють:

1) постійні заходи безпеки, які визначають необхідні інвестиції в безпеку і застосовуються постійно і які мають включати:

технічні заходи (включаючи встановлення засобів виявлення, розмежування доступу, захисту та профілактики);

організаційні (включаючи процедури оповіщення та управління кризовими ситуаціями);

заходи контролю та перевірки;

обміну інформацією;

підвищення обізнаності та навчання;

безпека інформаційних систем;

2) періодичні заходи безпеки, які можуть бути активізовані відповідно до різного рівня ризику та загрози.

7.5. ОСП 1 раз на 2 роки звітує щодо видів ризику, загроз безпеці критичній інфраструктурі центральному органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, у рамках моніторингу безпеки постачання електричної енергії відповідно до Закону України "Про ринок електричної енергії".

8. Регулювання частоти та активної потужності

8.1. Загальні положення

8.1.1. Ця глава визначає мінімальні вимоги та принципи регулювання частоти та потужності та резервів, що є обов’язковими для ОСП та Користувачів, які надають резерви потужності.

8.1.2. Виконання вимог цієї глави забезпечує:

підтримання частоти на номінальному рівні та ефективне використання резервів для підтримання надійної роботи ОЕС України;

регулювання міждержавних перетоків потужності;

організацію взаємодії ОСП з Користувачами, які надають резерви потужності в реальному часі.

8.1.3. Вимоги, встановлені в цій главі, та їх застосування ґрунтуються на принципі недискримінації та прозорості, а також принципі оптимізації між найвищою загальною ефективністю та найнижчою загальною вартістю для ОСП.

8.1.4. Обґрунтовані витрати, пов’язані з зобов’язаннями, зазначеними в цій главі, які несе ОСП, підлягають відшкодуванню у тарифі на послуги із диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

8.1.5. ОСП та Користувачі повинні зберігати конфіденційність інформації та даних, наданих їм відповідно до цієї глави, і використовувати їх виключно відповідно до вимог, встановлених у цій главі.

8.1.6. Операційна угода синхронної області відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності повинна включати:

правила визначення обсягів, розподілу та місць розміщення щодо виконання резервів потужності та їх характеристик;

визначення параметрів якості частоти в синхронній області та розрахунки помилки області регулювання (ACE);

( Абзац третій підпункту 8.1.6 пункту 8.1 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

схема організації системи регулювання частоти та потужності;

розрахунки програм обміну електричною енергією між областями регулювання;

вимоги щодо наявності, надійності та надлишковості програмно-технічних засобів та засобів зв’язку для регулювання частоти та потужності;

правила роботи у нормальному та аварійному режимах;

умови транскордонної активації резервів потужності.

8.1.7. Операційна угода блоку регулювання, укладена відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності, має крім вимог, встановлених у підпункті 8.1.6 цього пункту, включати:

вимоги до моніторингу блоку регулювання;

обмеження швидкості зміни активної потужності у блоці регулювання;

розподіл відповідальності між ОСП блоку регулювання;

координацію дій щодо зменшення помилки регулювання блоку.

8.1.8. ОСП має право за необхідності укладати з іншими ОСП своєї синхронної області договори, що стосуються міждержавної торгівлі резервами потужності, та/або з іншими суб’єктами господарювання договори з врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків.

( Підпункт 8.1.8 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )

8.2. Показники якості частоти

8.2.1. Цільові показники частоти для ОЕС України:

номінальна частота 50 Гц;

нормальний діапазон відхилень частоти від номінальної ± 50 мГц;

максимальне миттєве (динамічне) відхилення частоти - 800 мГц;

максимальне усталене (квазістатичне) відхилення частоти - 200 мГц;

час відновлення частоти 15 хвилин;

витримка часу початку оповіщення інших ОСП синхронної області - 5 хвилин;

максимальна кількість хвилин за межами нормального діапазону частоти - 15000 на рік.

................

Перейти до повного тексту