Про затвердження Кодексу системи передачі
Тип: НКРЕКП
Видавник: Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг
Номер: v0309874-18
Прийнято: 2018-03-14
Чинна редакція від: 2026-01-01
Стан: in_force
Rada ID: v0309874-18
НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ
ПОСТАНОВА
14.03.2018 № 309
Про затвердження Кодексу системи передачі
_Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює
державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг
_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:
1) аварійна ситуація - виявлене та можливе або таке, що вже відбулося, пошкодження елемента, що включає елементи системи передачі, елементи значних користувачів, а також елементи системи розподілу, якщо вони впливають на операційну безпеку системи передачі;
2) аварійна ситуація виняткового типу - одночасне виникнення декількох аварійних ситуацій, викликаних загальною причиною;
3) 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;
4) аварійне розвантаження - примусове зменшення величини споживаної потужності або потужності, що виробляється, для упередження порушення сталої роботи системи передачі чи недопущення розвитку аварійної ситуації;
5) аварійний режим роботи - технологічне порушення, за якого відхилення хоча б одного з експлуатаційних параметрів, що характеризують роботу системи передачі, виходить за межі операційної безпеки;
6) 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;
7) автоматичний РВЧ (аРВЧ) - РВЧ, що може бути активований пристроєм автоматичного керування;
8) агент з планування відключень - суб’єкт господарювання, завданням якого є планування статусу доступності впливової генеруючої одиниці, УЗЕ впливового об’єкта енергоспоживання або впливового елемента мережі;
9) агент зі складання графіків - суб’єкт господарювання або суб’єкти господарювання, відповідальні за передачу графіків учасників ринку ОСП або третім сторонам (за необхідності) у визначених законодавством випадках;
10) 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 використовується для перетворення;
11) агрегований сальдований зовнішній графік - графік, який представляє сальдовану сукупність усіх зовнішніх графіків ОСП і графіків зовнішньої комерційної торгівлі між двома областями планування або між областю планування і групою інших областей планування;
12) аналіз аварійних ситуацій - комп'ютерне моделювання аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій, для перевірки дотримання меж операційної безпеки;
13) аналіз операційної безпеки - увесь спектр комп’ютерних, ручних і автоматичних дій, що виконуються з метою оцінювання операційної безпеки системи передачі та визначення коригувальних дій, необхідних для забезпечення операційної безпеки;
14) багатостороння угода про компенсацію між операторами систем передачі (далі - Договір ІТС) - багатостороння угода, яка визначає правила функціонування механізму компенсації між операторами систем передачі;
15) балансова надійність - здатність енергосистеми задовольняти сумарний попит споживачів на електричну енергію нормативної якості у кожний момент часу з підтриманням необхідних обсягів відповідних резервів;
16) безпека - відсутність ризику, пов'язаного з можливістю спричинення шкоди та/або нанесення збитку;
17) блок регулювання частоти та потужності (блок РЧП) - частина синхронної області або вся синхронна область, фізично відмежована точками вимірювання на міждержавних лініях електропередачі від інших блоків РЧП, що складається з однієї або більше областей РЧП, якою керує один або кілька ОСП, які виконують зобов'язання з РЧП;
18) 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;
19) вертикальне навантаження - загальний обсяг електричної енергії, яка перетікає з системи передачі до приєднаних систем розподілу, споживачів, ОМСР, виробників (для забезпечення власних потреб електричних станцій, що заживлені від мереж ОСП, а також власних потреб електричних станцій у випадку відсутності генерації), приєднаних до системи передачі;
20) вимоги щодо доступності РВЧ - набір вимог щодо доступності РВЧ, що визначені ОСП блока РЧП;
21) вимоги щодо доступності РЗ - набір вимог щодо доступності РЗ, що визначені ОСП блока РЧП;
22) вимушене відключення - незаплановане відключення впливового активу з будь-якої термінової причини, яка перебуває поза межами оперативного управління оператора впливового активу;
23) 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;
24) 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;
25) висхідна стратегія відновлення електропостачання - стратегія, за якої електропостачання частини ОЕС України може бути відновлене без допомоги іншого ОСП;
26) 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;
27) 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;
28) відновлення електропостачання - повторне підключення генеруючих потужностей і навантаження з метою подачі електропостачання до частин системи, які були відключені;
29) відповідальний за повторну синхронізацію - ОСП, що відповідає за повторну синхронізацію двох синхронізованих регіонів і призначений відповідно до вимог цього Кодексу;
Підпункт 29 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 № 1144 від 29.07.2025
30) відповідальний за управління частотою - ОСП, що відповідає за управління частотою в системі у межах синхронізованого регіону або синхронної області для відновлення частоти системи до номінальної частоти і призначений відповідно до вимог цього Кодексу;
Підпункт 30 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 № 1144 від 29.07.2025
31) 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, система розподілу чи система ПСВН;
32) 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;
33) 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;
34) відхилення частоти - різниця між фактичною та номінальною частотою синхронної області, яка може бути негативною або позитивною;
35) відхилення частоти для повної активації РПЧ - нормоване значення відхилення частоти, за якого РПЧ у синхронній області повністю активується;
36) віртуальна з’єднувальна лінія - додаткове вхідне значення від регуляторів задіяних областей РЧП, що має той самий ефект, що і виміряне значення на міждержавній лінії електропередачі, і яка надає можливість здійснювати обмін електричною енергією між відповідними областями;
37) внутрішній впливовий актив - впливовий актив, який є частиною області регулювання ОСП, або впливовий актив, що знаходиться в системі розподілу, включно з МСР, який прямо або опосередковано приєднаний до області регулювання ОСП;
38) внутрішня аварійна ситуація - аварійна ситуація, яка виникла в області регулювання ОСП, включаючи міждержавні лінії електропередачі;
39) впливова генеруюча одиниця/УЗЕ - генеруюча одиниця/УЗЕ, яка бере участь у координації відключень, і статус доступності якої впливає на транскордонну операційну безпеку;
40) впливовий актив - будь-який впливовий об’єкт енергоспоживання, впливова генеруюча одиниця, УЗЕ, або впливовий елемент мережі, що беруть участь у координації відключень;
41) впливовий елемент мережі - будь-який компонент системи передачі, у тому числі міждержавної лінії електропередачі або системи розподілу, включно з МСР, такий як одна лінія, один контур, один трансформатор, один фазозсувний трансформатор або установка компенсації напруги, що беруть участь у координації відключень, і статус доступності яких впливає на транскордонну операційну безпеку;
42) впливовий об’єкт енергоспоживання - об’єкт енергоспоживання, який бере участь у координації відключень, і статус доступності якого впливає на транскордонну операційну безпеку;
43) генеруюча одиниця - синхронна генеруюча одиниця або одиниця енергоцентру;
44) 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;
45) графік - набір контрольних значень, що виражають величини виробництва/відпуску, споживання/відбору або обміну електричної енергії протягом певного періоду часу;
46) графік виробництва/відпуску - графік, який представляє собою виробництво електричної енергії генеруючою одиницею або групою генеруючих одиниць/відпуск УЗЕ або групою УЗЕ;
47) графік внутрішньої комерційної торгівлі - графік, який представляє собою комерційний обмін електричною енергією в межах області планування між різними учасниками ринку;
48) графік зовнішньої комерційної торгівлі - графік, який представляє собою комерційний обмін електричною енергією між учасниками ринку в різних областях планування;
49) графік споживання/відбору - графік, який представляє собою споживання електричної енергії об'єкта або групи об'єктів енергоспоживання/відбір УЗЕ або групою УЗЕ;
50) графік P-Q - характеристика, що описує здатність до вироблення реактивної потужності генеруючою одиницею у рамках зміни активної потужності в точці приєднання;
51) графік U-Q/Pmax - профіль, що представляє здатність до вироблення реактивної потужності генеруючою одиницею або перетворювальною підстанцією ПСВН у функції зміни напруги в точці приєднання;
52) група постачання резерву - агрегація генеруючих одиниць/одиниць енергоспоживання/УЗЕ або одиниць постачання резерву, що приєднані через більше ніж одну точку приєднання та відповідає(-ють) вимогам до постачання РПЧ, РВЧ, РЗ;
53) дані для оцінки якості частоти - набір даних, який надає можливість розрахувати критерії оцінки якості частоти;
54) дані про миттєві значення частоти - набір даних вимірювання загальної частоти у системі для синхронної області, з періодом вимірювання, що дорівнює або менше однієї секунди, які використовуються для оцінки якості частоти у системі;
55) дані про миттєві ПРВЧ (FRCE) - набір даних ПРВЧ (FRCE) блока РЧП, період вимірювання яких дорівнює або менше 10 секунд, які використовуються для оцінки якості частоти у системі;
56) дані про середню ПРВЧ (FRCE) - сукупність даних, що складаються із середнього значення зареєстрованої миттєвої ПРВЧ (FRCE) в області РЧП або блоці РЧП у межах заданого вимірюваного періоду часу;
57) 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;
58) джерело потужності - генеруючі потужності, УЗЕ та/або заходи управління попитом, які можуть забезпечити покриття попиту на електричну енергію;
59) діапазон ПРВЧ (FRCE) рівня 1 - перший діапазон, який використовується для оцінки якості частоти у системі на рівні блока РЧП, у межах якого необхідно утримувати ПРВЧ (FRCE) протягом визначеного відсотка часу;
60) діапазон ПРВЧ (FRCE) рівня 2 - другий діапазон, який використовується для оцінки якості частоти у системі на рівні блока РЧП, у межах якого необхідно утримувати ПРВЧ (FRCE) протягом визначеного відсотка часу;
61) 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;
62) дозвіл на підключення остаточний (ДПО) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором на підставі укладеного договору 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;
63) дозвіл на подачу напруги (ДПН) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором власнику генеруючого об'єкта, або об'єкта енергоспоживання, УЗЕ, МСР, ОСР або власнику системи ПСВН перед поданням напруги в їхню внутрішню мережу;
64) дозволена (договірна) потужність відбору електричної енергії (споживання) – максимальна величина потужності, у межах якої користувач має право здійснювати відбір електричної енергії з системи передачі в будь-який час за кожним об’єктом користувача системи відповідно до паспорта точки передачі, набута на підставі виконання договору про приєднання, визначена згідно з вимогами цього Кодексу на власні потреби генеруючої установки або у результаті набуття права власності чи користування на об’єкт (об’єкти);
Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим підпунктом 64 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
65) дозволена (договірна) потужність відпуску електричної енергії (виробництва) – максимальна величина потужності, у межах якої користувач має право здійснювати відпуск електричної енергії в систему передачі в будь-який час за кожним об’єктом користувача системи відповідно до паспорта точки передачі, набута на підставі виконання договору про приєднання або у результаті набуття права власності чи користування на об’єкт (об’єкти);
Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим підпунктом 65 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
66) експлуатаційні випробування - випробування, які проводяться ОСП або ОСР для технічного обслуговування, розробки методів експлуатації системи і навчання, а також отримання інформації про роботу системи передачі в ненормальних умовах системи, і випробування, які проводяться значними користувачами для аналогічних цілей на їхніх об’єктах;
67) 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;
68) електричне відхилення часу - різниця в часі між синхронним часом і всесвітнім координованим часом (UTC);
69) електронна платформа ENTSO-E для оперативного планування (середовище даних оперативного планування ENTSO-E) - набір прикладних програм і обладнання, розроблене для зберігання, обміну та керування даними, що використовуються для процесів оперативного планування між ОСП;
70) електроустановки інженерного (зовнішнього) забезпечення - електричні мережі (об'єкти), збудовані, реконструйовані чи технічно переоснащені від точки забезпечення потужності до точки приєднання об'єкта Замовника;
71) елемент системи передачі - будь-яка складова системи передачі;
72) 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;
73) 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;
74) живучість енергосистеми - здатність енергосистеми зберігати обмежену працездатність в аварійних ситуаціях, протистояти аварійним ситуаціям виняткового типу та забезпечувати їх ліквідацію і відновлення енергопостачання споживачів;
75) загальна модель мережі - широкий набір даних, погоджений у відповідності до вимог нормативних актів ЄС та поширений на ОСП держав-сторін Енергетичного Співтовариства;
76) 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;
77) замовник послуги з приєднання індустріального парку - ініціатор створення індустріального парку або керуюча компанія, які мають намір укласти договір про приєднання з ОСР або ОСП;
78) 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 законодавству України;
79) затримка активації аРВЧ - період часу між заданням нового значення уставки регулятором відновлення частоти і початком фізичного надання аРВЧ;
80) звичайна аварійна ситуація - виникнення аварійної ситуації в одному елементі енергосистеми (енерговузлі);
81) зміна технічних параметрів – збільшення величини дозволеної до використання потужності електроустановки внаслідок реконструкції чи технічного переоснащення об'єкта, збільшення величини дозволеної до відпуску в мережу електричної потужності активним споживачем за механізмом самовиробництва (крім побутового споживача та малого непобутового споживача), включно з генеруючими установками УЗЕ третіх осіб, понад 50 відсотків від величини дозволеної (договірної) потужності електроустановок такого споживача, що призначені для споживання електричної енергії, підвищення рівня надійності електрозабезпечення електроустановки, зміна призначення (типу) електроустановок (споживання/виробництво електричної енергії або зберігання енергії), зміна рівня напруги та/або зміна схеми живлення електроустановки Замовника, що здійснюється з його ініціативи, інші випадки, передбачені цим Кодексом;
Підпункт 81 пункту 1.4 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
82) значний користувач - користувач системи передачі/розподілу, у власності якого наявні існуючі та нові генеруючі об’єкти, об’єкти енергоспоживання, УЗЕ, МСР, які мають значний вплив на систему передачі з огляду на безпеку постачання електричної енергії, у тому числі надання ДП, та які знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП;
83) зобов’язання щодо РПЧ - частина від загального обсягу РПЧ, що має забезпечуватися ОСП;
84) зовнішній графік ОСП - графік, який представляє собою обмін електричною енергією між ОСП у різних областях планування;
85) зовнішня аварійна ситуація - аварійна ситуація, яка виникла поза областю регулювання ОСП, виключаючи міждержавні лінії електропередачі, і яка має суттєвий вплив на область регулювання ОСП;
86) зустрічна торгівля - обмін електричною енергією між двома торговими зонами, ініційований ОСП та ОСП синхронної області з метою врегулювання фізичного перевантаження;
87) ізольований (острівний) режим роботи - незалежна робота всієї або частини енергосистеми, що ізольовані внаслідок від'єднання від об'єднаної енергосистеми та мають принаймні одну генеруючу одиницю, УЗЕ або систему ПСВН, що видає потужність в електричну мережу цієї енергосистеми та регулює частоту та напругу;
88) індивідуальна модель мережі - математична модель енергосистеми, яка містить набір даних, що характеризує енергетичну систему (виробництво/відпуск, навантаження/відбір та топологію мережі) і відповідні правила зміни таких характеристик під час розрахунку пропускної спроможності, який підготовлений відповідальним ОСП у встановленому форматі для об’єднання з компонентами інших індивідуальних моделей мережі з метою створення загальної моделі мережі;
89) інтервал, близький до реального часу - період часу тривалістю не більше 15 хвилин між останнім закриттям воріт на внутрішньодобовому ринку та реальним часом;
90) коефіцієнт потужності - відношення абсолютного значення активної потужності до повної потужності;
91) 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 контрольних точках, а також інших даних щодо схеми електрозабезпечення Користувачів та режиму роботи обладнання;
92) контроль синхронного часу - процес контролю часу, за якого здійснюється коригування електричного відхилення часу між синхронним часом та всесвітнім координованим часом UTC до нуля;
93) концентрована енергосистема - енергосистема, у межах якої приймається припущення про відсутність обмежень щодо можливості передачі по ЛЕП електричної енергії споживачам;
94) коригувальна дія - будь-який захід, вжитий ОСП, вручну або автоматично з метою підтримання операційної безпеки, у тому числі для виконання критерію N-1;
95) 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;
96) країна ІТС механізму - держава, ОСП якої приєднався до Договору ІТС;
97) країна периметру - суміжна держава, до/з системи передачі якої здійснюється перетікання електричної енергії з/до системи передачі України, та ОСП (або суб'єкт господарювання, що виконує функції ОСП) якої не приєднався до Договору ІТС;
98) критерії оцінки якості частоти - комплекс розрахунків з використанням вимірювань частоти у системі, який надає можливість оцінити якість частоти у системі порівняно з цільовими параметрами якості частоти;
99) 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;
100) критерій очікуваної недопоставленої електричної енергії (EENS) - очікувана величина ENS (МВт·год);
101) 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;
102) критична інфраструктура ОСП - сукупність об'єктів інфраструктури ОСП, включно із системою передачі або її частиною, що входять до складу ОЕС України, та є необхідними для забезпечення життєво важливих для суспільства функцій, 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, віднесені до критичної інфраструктури в порядку, визначеному законодавством;
103) критичний час усунення пошкодження - максимальна тривалість часу, протягом якого система передачі може забезпечувати стабільну роботу у випадку виникнення пошкодження;
104) K-фактор для області РЧП/блока РЧП - значення, виражене в МВт/Гц, яке максимально близьке або більше за відношення суми значень автоматичного регулювання виробництва, саморегулювання навантаження, і внеску в РПЧ до максимального усталеного відхилення частоти;
105) лавиноподібне падіння напруги (в енергосистемі) - стрімке зниження напруги внаслідок порушення статичної стійкості енергосистеми та зростання дефіциту реактивної потужності;
106) локальний стан - виникнення передаварійного режиму, аварійного режиму або режиму системної аварії без ризику поширення наслідків за межі області регулювання, включно з міждержавними лініями електропередачі, підключеними до цієї області регулювання;
107) максимальна потужність відбору УЗЕ (Pmax.відб.) - максимальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відбір електричної енергії;
108) максимальна потужність відпуску УЗЕ (Pmax.вп.) - максимальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск електричної енергії;
109) максимальна потужність генеруючої одиниці (максимальний технічний рівень потужності генеруючої одиниці, Pmax) - максимальна активна потужність, яку безперервно може виробляти генеруюча одиниця за вирахуванням потужності, яка витрачається виключно на забезпечення роботи цієї генеруючої одиниці;
110) 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;
111) максимальне миттєве відхилення частоти - максимальна очікувана абсолютна величина миттєвого значення відхилення частоти після виникнення небалансу, рівного або меншого ніж еталонний інцидент, у разі перевищення якої активуються протиаварійні заходи;
112) максимальне усталене відхилення частоти - максимальне очікуване відхилення частоти після виникнення небалансу, рівного або меншого ніж еталонний інцидент, за якого частота системи має бути стабілізована;
113) 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;
114) 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;
115) межі операційної безпеки - граничні межі безпечної роботи електричної мережі системи передачі, до яких віднесено межі термічної стійкості, межі напруги, межі струму короткого замикання, межі частоти, межі динамічної стійкості;
116) межі стійкості - допустимі межі для роботи системи передачі, за яких дотримуються межі стабільності напруги, стійкості кута вибігу ротора та стабільності частоти;
117) мертва зона частотної характеристики - інтервал, який використовується навмисно, щоб зробити регулювання частоти нечутливим;
118) механізм компенсації між операторами систем передачі (далі - ІТС механізм) - механізм компенсації витрат, понесених сторонами ІТС механізму внаслідок прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії національними системами передачі, функціонування якого забезпечується ENTSO-E на підставі Договору ІТС;
119) миттєве відхилення частоти - набір вимірювання загальних відхилень частоти системи для синхронної області, з періодом вимірювання, що дорівнює або менше однієї секунди, які використовуються для оцінки якості частоти у системі;
120) мінімальна потужність відбору УЗЕ (Pmin.відб.) - мінімальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відбір електричної енергії;
121) мінімальна потужність відпуску УЗЕ (Pmin.вп.) - мінімальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск електричної енергії;
122) 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;
123) 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 потужності генеруючої одиниці
(P min) - мінімальна активна потужність, на якій здатна стабільно працювати генеруюча одиниця без обмеження у часі;
125) надзвичайні заходи - технічні та/або організаційні заходи, що застосовуються для ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України, шляхом примусового зменшення величини споживаної електричної енергії та/або потужності, або відключення користувачів системи передачі/розподілу;
126) 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;
127) небаланс блока РЧП - сума ПРВЧ (FRCE), активації РВЧ і активації РЗ у блоці РЧП, а також обміну потужністю для неттінгу небалансів потужності, обміну потужністю для відновлення частоти та обміну потужністю РЗ цього блоку РЧП з іншими блоками РЧП;
128) недопоставлена електрична енергія (ENS) - обсяг попиту на електричну енергію (МВт·год), що не забезпечений наявними джерелами потужності в області регулювання у відповідному періоді часу;
129) 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;
130) несумісність планування відключень - стан, за якого комбінація статусу доступності одного або декількох впливових елементів мережі, впливових генеруючих одиниць, УЗЕ і/або впливових об'єктів енергоспоживання та найкращої оцінки прогнозованої ситуації в електромережі, призводить до порушення меж операційної безпеки, з урахуванням коригувальних дій без витрат зі сторони ОСП;
131) нетто навантаження - миттєве або усереднене (за будь-яким визначеним інтервалом часу) значення активної потужності, що спостерігається в певній точці системи, розраховане як різниця між навантаженням та генерацією (зазвичай виражається у кіловатах (кВт) або мегаватах (МВт);
132) нетто-позиція області по змінному струму - сальдована сукупність усіх зовнішніх графіків по змінному струму у відповідній області;
133) 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;
134) низхідна стратегія відновлення електропостачання - стратегія, що передбачає допомогу іншого ОСП, щоб відновити живлення частин системи передачі;
135) номінальна (встановлена) потужність УЗЕ (Pnom) – максимальна довготривала активна потужність, вказана заводом-виробником у технічній документації, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск або відбір електричної енергії та визначається за найменшим показником між потужністю обладнання для відбору і відпуску електричної енергії та потужністю обладнання для перетворення і зберігання енергії, які вказуються заводом-виробником у технічній документації;
Підпункт 135 пункту 1.4 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
136) нормальний режим роботи - режим, коли система знаходиться в межах операційної безпеки в ситуації N та після виникнення ситуації, наведеної у переліку аварійних ситуацій, беручи до уваги наслідки наявних коригувальних дій;
137) 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;
138) об’єкт енергоспоживання - об'єкт, який призначений для споживання електричної енергії і приєднаний в одній або більше точках приєднання до системи передачі або системи розподілу (крім систем розподілу та/або джерел живлення власних потреб генеруючої одиниці);
139) 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;
140) область планування - область, у межах якої застосовуються обов’язки ОСП щодо планування у зв’язку з операційними або організаційними потребами;
141) область регулювання - невід'ємна частина об'єднаної енергосистеми, якою керує єдиний ОСП і включає приєднані навантаження та/або джерела генерації електричної енергії за їх наявності;
142) область регулювання частоти та потужності (область РЧП) - частина синхронної області або вся синхронна область, фізично відмежована точками вимірювання на міждержавних лініях електропередачі від інших областей РЧП, якою керує один або кілька ОСП, які виконують зобов'язання з РЧП;
143) область спостереження - власна система передачі ОСП, відповідні частини систем розподілу та систем передачі суміжних ОСП, у яких ОСП здійснює моніторинг та моделювання в режимі реального часу для підтримання операційної безпеки в його області регулювання, включаючи міждержавні перетини;
144) 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;
145) 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;
146) обмеження - ситуація, за якої виникає необхідність у підготовці та застосуванні коригувальної дії з метою дотримання меж операційної безпеки;
147) обмін потужністю для відновлення частоти - потужність, якою обмінюються між областями РЧП у межах процесу транскордонної активації РВЧ;
148) обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності - взаємообмін потужністю між областями РЧП, у межах процесу неттінгу небалансів потужності;
149) обмін потужністю РЗ - потужність, якою обмінюються між областями РЧП у процесі транскордонної активації РЗ;
150) обмін резервами - можливість доступу ОСП до резерву потужності, підключеного до іншої області/блока 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;
151) одиниця енергоцентру - електроустановка, що призначена для виробництва електричної енергії, або сукупність таких електроустановок, які або несинхронно приєднані до електричної мережі, або приєднані через силову електроніку, і мають єдину точку приєднання до системи передачі, системи розподілу, включаючи МСР, або системи ПСВН;
152) одиниця постачання резерву - окрема генеруюча одиниця/одиниця енергоспоживання/УЗЕ або їх агрегація, що приєднана(-і) через єдину точку приєднання та відповідає(-ють) вимогам до постачання РПЧ, РВЧ, РЗ;
153) 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;
154) 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;
155) оперативне підпорядкування - оперативне управління чи оперативне відання;
156) оперативне розпорядження - письмове розпорядження керівника будь-якого рівня 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;
157) 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;
158) 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;
159) операційна угода блока регулювання частоти та потужності (РЧП)/синхронної області - багатостороння угода між усіма ОСП блока РЧП/синхронної області, якщо блоком РЧП/енергосистемами синхронної області керує більше ніж один ОСП (якщо блоком РЧП керує один ОСП, операційна угода означає операційну методику блока РЧП, яку ОСП приймає в односторонньому порядку);
160) 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;
161) ОСП, що забезпечує послугу з регулювання - ОСП, який ініціює активацію своєї резервної потужності для іншого ОСП, що отримує послугу з регулювання в рамках угоди про спільне використання резервів;
162) ОСП, що надає команди щодо резервів - ОСП, що відповідає за видачу команди щодо активації РВЧ та/або РЗ одиницею постачання резерву або групою постачання резерву;
163) ОСП, що отримує послугу з регулювання - ОСП, що розраховує резервну потужність, з урахуванням її доступності з боку іншого ОСП, що забезпечує послугу з регулювання в рамках угоди про спільне використання резервів;
164) ОСП, що приєднує резерв - ОСП, що відповідає за область моніторингу, до якої приєднана одиниця постачання резерву або група постачання резерву;
165) ОСП, що приймає резерв - ОСП, що задіяний у процесі обміну резервами з іншим ОСП, що приєднує резерв, і/або одиницею постачання резерву або групою постачання резерву, що приєднані до іншої області моніторингу або області РЧП;
166) ОСР, що приєднує резерв - ОСР, що відповідає за систему розподілу, до якої приєднана одиниця постачання резерву або група постачання резерву, що забезпечують резерв для ОСП;
167) основний виробник – виробник електричної енергії, технологічні мережі внутрішнього електрозабезпечення якого приєднані безпосередньо до електричних мереж ОСП та використовуються для транспортування електричної енергії до (з) електроустановок субвиробника;
Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим підпунктом 167 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
168) 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;
169) оцінка динамічної стійкості - оцінювання операційної безпеки з точки зору динамічної стійкості;
170) параметр визначення якості частоти - основні змінні величини частоти у системі, які визначають принципи якості частоти;
171) 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;
172) передаварійний режим - режим, коли система знаходиться в межах операційної безпеки, але було виявлено аварійну ситуацію з переліку аварійних ситуацій, у разі поширення якої наявних коригувальних заходів недостатньо для збереження нормального режиму;
173) передиспетчеризація - захід, зокрема обмеження, ініційований оператором системи передачі та/або операторами системи передачі синхронної області, та/або операторами системи розподілу, шляхом зміни графіка виробництва та/або графіка споживання, з метою зміни величин фізичних перетоків електричної енергії в системі передачі та/або системі розподілу та зменшення фізичного перевантаження або іншим чином забезпечення операційної безпеки;
174) перелік аварійних ситуацій - аварійні ситуації для моделювання з метою перевірки дотримання меж операційної безпеки;
175) 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;
176) 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;
177) 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;
178) період зміни потужності - період часу, що визначається фіксованою початковою точкою і тривалістю часу, протягом якого вхід і/або вихід активної потужності буде збільшений або зменшений;
179) підключення - виконання комплексу організаційно-технічних заходів з первинної подачі напруги на електроустановку Замовника згідно з проєктною схемою;
180) 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;
181) план відновлення - підсумковий звід усіх технічних і організаційних заходів, що мають бути вжиті для відновлення системи до нормального режиму;
182) план доступності - сукупність усіх запланованих статусів доступності впливового активу протягом певного періоду часу;
183) план забезпечення безпеки - план, що містить оцінку ризику для критичних активів ОСП за сценаріями виникнення основних фізичних та кібернетичних загроз, з оцінкою потенційного впливу;
184) 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;
185) повна енергоємність УЗЕ - кількість електроенергії, яку УЗЕ може відпустити в мережу від часу, коли вона перебуває у стані повного заряду, до стану повного розряду;
186) повторна синхронізація - синхронізація та повторне з'єднання двох синхронізованих регіонів у точці повторної синхронізації;
Підпункт 186 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 № 1144 від 29.07.2025
187) показники операційної безпеки - показники, що використовуються ОСП для моніторингу операційної безпеки з точки зору режиму системи, а також пошкоджень і збурень, що впливають на операційну безпеку;
188) помилка області регулювання (АСЕ) - сума помилки регулювання потужністю (ДP), що є різницею в реальному часі між виміряною фактичною (P) і плановою (Рпл) величинами обміну потужності конкретної області РЧП або блока РЧП, та помилки регулювання частоти (К·Дf), що є добутком K-фактора для області РЧП або блоку РЧП і відхилення частоти цієї конкретної області РЧП або блока РЧП, де помилка області регулювання дорівнює ДP + K·Дf;
189) помилка регулювання відновлення частоти (ПРВЧ) - помилка регулювання для ПВЧ, яка тотожна помилці ACE в області РЧП або відхиленню частоти, де область РЧП географічно збігається із синхронною областю;
190) попит на електричну енергію - сумарне споживання електричної енергії ОЕС України у кожний момент часу (з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричній мережі);
191) поріг впливу аварійної ситуації - граничне числове значення, щодо якого перевіряються фактори впливу, а виникнення аварійної ситуації за межами області регулювання ОСП, з фактором впливу, вищим за поріг впливу аварійної ситуації, вважається таким, що має значний вплив на область регулювання ОСП, включно з міждержавними лініями електропередачі;
192) постачальник послуг з відновлення - фізична особа - підприємець, або юридична особа, яка у відповідності до нормативно-правових актів або договору зобов’язана надавати послугу з відновлення, що сприяє виконанню одного або кількох заходів плану відновлення, якщо надання таких послуг передбачено планом відновлення;
193) постачальник послуг із захисту - фізична особа - підприємець, або юридична особа, яка у відповідності до нормативно-правових актів або договору зобов’язана надавати послугу із захисту, що сприяє виконанню одного або кількох заходів плану захисту енергосистеми, якщо надання таких послуг передбачено планом захисту енергосистеми;
194) постачальник резерву - учасник ринку, що набув статусу ПДП, який у відповідності до нормативно-правових актів або договору зобов’язаний постачати РПЧ, РВЧ або РЗ з використанням щонайменше однієї одиниці постачання резерву або групи постачання резерву;
195) потужність, замовлена до приєднання - потужність у точці приєднання, заявлена Замовником виходячи із його потреб, яка забезпечується згідно з договором приєднання;
196) початкові зобов’язання РПЧ - обсяг РПЧ, розподілений для ОСП на основі принципу спільного використання резервів;
197) пошкодження - усі види коротких замикань (одно-, дво- і трифазні, із замиканням на землю і без нього), обрив проводу, розрив контуру або переривчасте з’єднання, що призводять до постійної недоступності елемента системи передачі, що зазнав пошкодження;
198) правила визначення обсягу РЗ - докладний опис (деталізація) процесу визначення обсягу РЗ блоку РЧП;
199) правила розрахунку обсягу РВЧ - докладний опис (деталізація) процесу визначення обсягів РВЧ блока РЧП;
200) приєднання електроустановки до системи передачі - 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;
201) причетний ОСП - ОСП, для якого інформація про обмін резервами та/або спільне використання резервів, та/або процес неттінгу небалансів потужності, та/або процес транскордонної активації необхідні для аналізу та підтримання операційної безпеки;
202) програма регулювання - послідовність заданих значень для сальдованого обміну потужності в області РЧП або в блоці РЧП через міждержавні лінії електропередачі змінного струму;
203) 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;
204) протиаварійні заходи - технічні 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;
205) процес відновлення частоти - процес, який спрямований на відновлення частоти до номінального значення, а для синхронних областей, що складаються з декількох областей РЧП - процес, який спрямований на відновлення балансу потужності до запланованої величини;
206) процес заміщення резервів - процес, який спрямований на відновлення активованих РВЧ;
207) процес застосування критеріїв - процес, який спрямований на обчислення цільових параметрів для синхронної області, блока РЧП і області РЧП на основі даних, отриманих у процесі збору та передачі даних;
208) процес збору та передачі даних - процес, який спрямований на збір/передачу даних, необхідних для дотримання критеріїв оцінки якості частоти;
209) процес неттінгу небалансів потужності - узгоджений між ОСП процес, що дозволяє уникнути одночасної активації РВЧ у протилежних напрямках, враховуючи відповідні помилки регулювання відновлення частоти і активований РВЧ, шляхом коригування вхідних даних ПВЧ;
210) процес підтримки частоти - процес, який спрямований на стабілізацію частоти в системі шляхом компенсації небалансів за допомогою відповідних резервів;
211) процес поєднання частоти - процес, узгоджений між кожним ОСП двох синхронних областей, що надає можливість пов’язати (об’єднати) активацію РПЧ шляхом адаптації потоків ПСВН між синхронними областями;
212) процес транскордонної активації РВЧ - процес, узгоджений між ОСП, що беруть участь у процесі, який дозволяє активацію РВЧ, підключених в іншій області РЧП шляхом відповідного коригування вхідного значення контролера (LFC input) ПВЧ;
213) процес транскордонної активації РЗ - процес, узгоджений між ОСП, що беруть участь у процесі, який дозволяє активацію РЗ, підключених в іншій області РЧП шляхом відповідного коригування вхідного значення контролера (LFC input) ПЗР;
214) регіональний координаційний центр (РКЦ) - міжнародна організація, яка надає послуги операторам систем передачі, пов’язані, зокрема, з підтриманням операційної безпеки їх систем передачі;
215) регіон координації відключень - поєднання областей регулювання, для яких ОСП визначає процедури моніторингу та, за необхідності, координації статусу доступності впливових активів у всіх часових проміжках;
216) регулювання активної потужності за рахунок управління попитом - зміна активної потужності споживання об'єкта енергоспоживання та/або потужності відбору УЗЕ, який доступний для управління ОСП;
217) регулювання напруги - ручне або автоматичне регулювання у вузлі генерації, на кінцевих вузлах ліній електропередачі змінного струму або систем ПСВН, на трансформаторах або на інших пристроях, призначених для підтримання заданого рівня напруги або заданого значення реактивної потужності;
218) 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;
219) 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;
220) режим відновлення - стан системи, у якому метою всіх заходів у системі передачі є відновлення роботи системи та підтримання операційної безпеки після режиму системної аварії або аварійного режиму;
221) режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSM-U) - 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;
222) режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSM-O) - 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;
223) режим нормованого ППЧ (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 частоти до цільового показника (значення);
224) режим синхронного компенсатора - робота генератора змінного струму без первинного двигуна з метою регулювання напруги динамічним виробленням або поглинанням реактивної потужності;
225) режим системи - робочий режим системи передачі по відношенню до меж операційної безпеки, який може бути нормальним, передаварійним, аварійним, системної аварії, а також відновлення;
226) режим системної аварії - стан системи, за якого припиняється робота частини або всієї системи передачі;
227) резерв активної потужності - резерви балансування, доступні для підтримки частоти;
228) 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;
229) резерв заміщення - резерви активної потужності, наявні для відновлення або підтримання належного рівня РВЧ, для готовності до додаткового небалансу системи, включаючи оперативні резерви;
230) резерв підтримки частоти - резерви активної потужності, наявні для регулювання частоти після виникнення небалансу;
231) 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;
232) резерв реактивної потужності - реактивна потужність, яка доступна для підтримання напруги;
233) резервна потужність - обсяг РПЧ, РВЧ або РЗ, який повинен бути доступний для ОСП;
234) рік наперед - рік, що передує календарному року операційної діяльності;
235) 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;
236) роботоспроможність - стан електроустановки (обладнання електроустановки), за якого вона здатна виконувати задану функцію з параметрами, встановленими вимогами технічної документації;
237) розрахунковий інцидент - найбільший очікуваний миттєвий небаланс активної потужності в межах блока регулювання РЧП як в позитивному, так і в негативному напрямку;
238) розрахунковий небаланс - найбільший миттєвий очікуваний небаланс активної потужності в межах блока регулювання як в позитивному, так і в негативному напрямку;
239) 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 якому зазначається сфера його дії на національному рівні, а для цілей заміни окремих частин процесу контролю відповідності він може містити моделі, що були перевірені на основі фактичних результатів випробувань;
240) синхронізований регіон - частина синхронної області, охоплена об’єднаним ОСП, зі спільною частотою системи, що не синхронізована з рештою синхронної області;
241) 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);
242) синхронна область - область, охоплена синхронно об'єднаними енергосистемами інших держав;
243) синхронний час - фіктивний час, що базується на частоті системи в синхронній області, один раз установлений на універсальний скоординований астрономічний час UTC і з тактовою частотою 50 Гц;
244) 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;
245) 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;
246) система регулювання збудження - система регулювання зі зворотним зв'язком, яка включає синхронну машину та її систему збудження;
247) системні випробування - випробування, які ОСП виконує одноосібно на об'єкті системи передачі або разом хоча б з одним Користувачем на об'єкті Користувача;
248) ситуація N - ситуація, за якої жоден елемент системи передачі не є недоступним внаслідок виникнення аварійної ситуації;
249) ситуація N-1 - ситуація, за якої в системі передачі виникла хоча б одна аварійна ситуація з переліку аварійних ситуацій, визначених ОСП відповідно до цього Кодексу;
250) спеціальна схема захисту - набір скоординованих і автоматичних заходів, розроблених для забезпечення швидкодійної реакції на порушення режиму і запобігання поширенню збурення через систему передачі;
251) 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;
252) стан заряду УЗЕ - обсяг електричної енергії, який може відпустити в мережу УЗЕ, у відсотках від повної ємності (0 % - розряджений (не здатний відпускати електричну енергію в мережу); 100 % - повністю заряджений);
253) стабільність напруги - здатність системи передачі підтримувати допустимі рівні напруги у всіх вузлах системи передачі за ситуації N та після виникнення збурень;
254) стабільність частоти - здатність системи передачі підтримувати стабільну частоту за ситуації N та після виникнення збурень;
255) 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) № 838/2010 від 23 вересня 2010 року;
256) стандартне відхилення частоти - абсолютне значення відхилення частоти, яке обмежує стандартний діапазон частоти;
257) стандартний діапазон частоти - визначений симетричний інтервал навколо номінальної частоти, у межах якого має перебувати частота у системі синхронної області;
258) статизм, s (у) - 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);
259) статус доступності - здатність генеруючої одиниці, УЗЕ, елемента мережі або об'єкта енергоспоживання надавати послугу протягом певного періоду часу, незалежно від того чи працює він/вона, чи ні;
260) 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;
261) 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;
262) стійкість кута вибігу ротора - здатність синхронних машин залишатися в синхронізмі в ситуації N та після збурень;
263) сторона ІТС механізму - ОСП, який приєднався до Договору ІТС;
264) структура відповідальності за процес регулювання - структура, що визначає обов'язки і зобов’язання щодо резервів активної потужності, на основі структури регулювання синхронною областю;
265) 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;
266) структура процесу активації резервів - структура класифікації процесів, що стосуються різних типів резервів активної потужності, з точки зору їх призначення та активації;
267) структура регулювання частоти та потужності - базова структура, яка враховує всі відповідні аспекти регулювання частоти та потужності, зокрема дотичні відповідні обов'язки і зобов’язання, а також типи і призначення для резервів активної потужності;
268) субвиробник – виробник електричної енергії, електроустановки якого приєднані виключно до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення основного виробника;
Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим підпунктом 268 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
269) суб’єкт моніторингу блока РЧП - OСП, що відповідає за збір даних критеріїв оцінки якості частоти та застосування критеріїв оцінки якості частоти для блока РЧП;
270) суб’єкт моніторингу синхронної області - OСП, що відповідає за збір даних критеріїв оцінки якості частоти та застосування критеріїв оцінки якості частоти для синхронної області;
271) суміжний ОСП - ОСП, системи якого безпосередньо з'єднані принаймні однією міждержавною лінією електропередачі змінного або постійного струму;
272) 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;
273) схема захисту системи - набір скоординованих і автоматичних заходів, розроблених для забезпечення швидкодійної реакції на порушення режиму і запобігання поширенню збурення у системі передачі;
274) сценарій - прогнозний стан енергосистеми для певного періоду часу;
275) техніко-економічне обґрунтування (ТЕО) - обґрунтування вибору схеми приєднання об'єкта, що розробляється Замовником у випадках, визначених цим Кодексом;
276) 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;
277) технічний резерв пропускної спроможності - зарезервована частина пропускної спроможності міждержавних перетинів, що призводить до зменшення величини їх пропускної спроможності з метою врахування невизначеностей у процесі розрахунку пропускної спроможності;
278) 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;
279) технологічне порушення - порушення в роботі обладнання, об'єкта електроенергетики чи енергосистеми в цілому, яке супроводжується відхиленням хоча б одного з експлуатаційних параметрів від гранично-допустимих 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;
280) тиждень наперед - тиждень, що передує календарному тижню операційної діяльності;
281) 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;
282) топологія - дані, що стосуються підключення різних елементів системи передачі або системи розподілу на підстанції, включно з даними про електричну конфігурацію та положення автоматичних вимикачів та роз'єднувачів;
283) 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;
284) точка повторної синхронізації - пристрій, як правило, вимикач, що використовується для з'єднання двох синхронізованих регіонів;
Підпункт 284 пункту 1.4 глави 1 розділу із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
285) точка приєднання - стиковий вузол, у якому генеруюча одиниця, УЗЕ, об'єкт енергоспоживання, електрична розподільна мережа чи система ПСВН приєднані до системи передачі, системи розподілу, включаючи МСР, системи ПСВН, як це визначено в договорі про приєднання;
286) точка приєднання ПСВН - точка, у якій обладнання ПСВН з'єднано з мережею ЗС і щодо якої можуть видаватися технічні умови, що впливають на характеристики обладнання;
287) уставка по частоті - цільове значення частоти, яке використовується в ПВЧ, яке визначається як сума номінальної частоти у системі, та значення зміщення, яке необхідне для зменшення електричного відхилення часу;
288) усталене відхилення частоти - абсолютне значення відхилення частоти після виникнення небалансу, як тільки частота системи була стабілізована;
289) 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;
290) фактор впливу - числове значення, що використовується для кількісного визначення рівня впливу на будь-який елемент системи передачі від виходу з ладу елемента системи передачі, розташованого за межами області регулювання ОСП, за виключенням міждержавних ліній електропередачі, на зміни перетоків або напруги, що викликані таким виходом з ладу. Чим вище це значення, тим більший ефект;
291) фізичне перевантаження - будь-яка ситуація в електричній мережі, за якої прогнозні або реалізовані перетоки потужності порушують межі термічної стійкості елементів електричної мережі, стабільність напруги або стійкість фазового кута;
292) фонд ІТС - фонд, утворений ENTSO-E для компенсації витрат, понесених сторонами ІТС 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;
293) цільовий параметр якості частоти - основний цільовий показник частоти у системі, за якого характер процесів активації РПЧ, РВЧ та РЗ оцінюється в нормальному режимі;
294) цільові параметри ПРВЧ (FRCE) - основні цільові показники блока РЧП, на основі яких критерії визначення обсягу РВЧ і РЗ у блоці РЧП визначаються і оцінюються, і які використовуються для відображення стану блока РЧП в нормальному режимі роботи;
295) час активації передаварійного режиму - час, до якого активується передаварійний режим;
296) час відновлення частоти - час відновлення частоти - для синхронних областей з однією областю РЧП - максимально очікуваний час після виникнення миттєвого небалансу потужності, меншого або рівного еталонному інциденту, за який частота системи повертається в діапазон відновлення частоти, і в разі синхронних областей з декількома областями РЧП, - максимально очікуваний час після виникнення миттєвого небалансу потужності в області РЧП, за який цей небаланс компенсується;
297) час повної активації аРВЧ - період часу між заданням нового значення уставки регулятором відновлення частоти і відповідною активацією або деактивацією аРВЧ;
298) час повної активації РПЧ - період часу між виникненням еталонного інциденту та відповідною повною активацією РПЧ;
299) час повної активації рРВЧ - період часу між зміною уставки за оперативною командою ОСП та відповідною активацією або деактивацією рРВЧ;
300) частота системи - електрична частота системи, яка може бути виміряна в усіх частинах синхронної області, за умови припущення, що в часовому інтервалі секунд значення в системі постійне з лише незначною різницею між різними точками вимірювання;
301) 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;
302) швидкість зміни активної потужності - значення зміни активної потужності генеруючою одиницею, об’єктом енергоспоживання, УЗЕ або системою ПСВН;
303) широкомасштабний стан - виникнення такого передаварійного режиму або аварійного режиму, або режиму системної аварії, коли існує ризик його поширення на суміжні системи передачі;
304) шкала операційної безпеки - рейтинг, який використовується ОСП для моніторингу операційної безпеки, на основі показників операційної безпеки;
305) 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;
306) якість електричної енергії - сукупність властивостей електричної енергії відповідно до встановлених стандартів, які визначають ступінь її придатності для використання за призначенням;
307) 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 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023, № 677 від 06.05.2025
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:
2) ACER - Агентство з питань співробітництва енергетичних регуляторів;
3) EENS - критерій очікуваної недопоставленої електричної енергії;
4) ENTSO-E - Європейська мережа ОСП;
5) FSM - частотно чутливий режим;
6) LFSM-O - режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота;
7) LFSM-U - режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота;
8) LOLE - критерій очікуваної втрати навантаження;
9) POD (power oscillation damping) - демпфірування коливань потужності;
10) PSS - функція стабілізатора енергосистеми;
11) SCADA - комплекс дистанційного управління та збору даних;
12) АПВ - автоматичне повторне включення;
13) аРВЧ - автоматичний резерв відновлення частоти;
14) АРЗ - автоматичне регулювання збудження;
15) АРНТ - автоматичний регулятор напруги трансформатора;
16) АСДУ - автоматизована система диспетчерського управління;
17) АСУ ТП - автоматична система управління технологічними процесами;
18) АЧР - автоматичне частотне розвантаження;
19) ВДЕ - відновлювані джерела енергії;
20) ВЕС - вітрова електростанція;
21) в. о. - відносні одиниці;
22) ГАВ - графіки аварійного відключення споживачів електричної енергії;
23) ГОЕ - графіки обмеження споживання електричної енергії;
24) ГОП - графіки обмеження споживання електричної потужності;
25) ГПВ - графіки погодинного відключення електроенергії;
26) ДП - допоміжні послуги;
27) ЗДТУ - засоби диспетчерського та технологічного управління;
28) КЗ - коротке замикання;
29) МСР - мала система розподілу;
30) ЛЕП - лінія електропередачі;
31) ОМСР - оператор малої системи розподілу;
32) ОСП - оператор системи передачі;
33) ОСР - оператор системи розподілу;
34) ОУЗЕ - оператор установки зберігання енергії;
35) ПА - протиаварійна автоматика;
36) ПВЧ - процес відновлення частоти;
37) ПДП - постачальник допоміжних послуг;
38) ППЧ - процес підтримки частоти;
39) ПСВН - постійний струм високої напруги;
40) ПЗР - процес заміщення резервів;
41) ПРВЧ (FRCE) - помилка регулювання відновлення частоти;
42) РВЧ - резерв відновлення частоти;
43) РДЦ - регіональні диспетчерські центри;
44) РЗ - резерв заміщення;
45) РЗА та ПА - пристрої релейного захисту та протиаварійної автоматики;
46) РКЦ - регіональний координаційний центр;
47) РПН - регулятор напруги під навантаженням;
48) РПЧ - резерв підтримки частоти;
49) рРВЧ - ручний резерв відновлення частоти;
50) САВН - спеціальна автоматика відключення навантаження;
51) САРЧП - системи автоматичного регулювання частоти та потужності;
52) СГАВ - спеціальні графіки аварійних відключень;
53) СЕС - сонячна електростанція;
54) СК - синхронний компенсатор;
55) СЧХ - статична частотна характеристика;
56) ТПР - трансформатор поперечного регулювання;
57) УЗЕ - установка зберігання енергії;
58) ЦР - центральний регулятор;
59) ЧАПВ - частотне автоматичне повторне включення.
Пункт 1.7 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
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, а також на їх відповідність схемам перспективного розвитку, нормативно-правовим актам/нормативно-технічним документам 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 за формою згідно з додатком 15 до цього Кодексу.
Абзац перший підпункту 6.4 глави 6 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 678 від 06.05.2025
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.
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
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.
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
6.10. Після схвалення Плану Регулятором ОСП оприлюднює його на власному вебсайті в мережі Інтернет.
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
6.11. 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.
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
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.
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 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.
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
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.
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
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.
Прогнозовану величину номінальної (встановленої) потужності Pnom УЗЕ, яку заплановано підключити до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення виробника, Замовник має зазначити в заяві, типова форма якої наведена в додатку 1 (тип Б) до цього Кодексу.
Виробник електричної енергії має право встановити та приєднати (підключити) УЗЕ до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення, призначених для виробництва або комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, якщо в будь-який момент у часі сумарна потужність, з якою здійснюється відпуск електричної енергії з мереж виробника в мережі ОСП або відбір з мереж ОСП до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення виробника електричної енергії, не перевищує відповідних величин дозволеної (договірної) потужності відпуску електричної енергії та дозволеної (договірної) потужності відбору електричної енергії такого виробника на межі балансової належності згідно паспортом точки передачі, що укладений з виробником електричної енергії, та договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління (за наявності).
У разі якщо паспортом точки передачі, що оформлений з виробником, не визначено величину дозволеної (договірної) потужності відбору електричної енергії на власні потреби генеруючої установки, така потужність визначається згідно з зазначеною у реалізованих технічних умовах на приєднання електроустановок виробника, призначених для споживання електричної енергії, або (у разі відсутності такої потужності у реалізованих технічних умовах на приєднання) – згідно з потужністю, що встановлюється на рівні потужності, призначеної для власних потреб генеруючих установок залежно від джерела енергії на рівні згідно з вимогами нормативно-технічних документів, але не більше 4 % для електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії з енергії сонця, та не більше 8 % для інших виробників електричної енергії від дозволеної (договірної) потужності відпуску електричної енергії.
У разі необхідності здійснення виробником відбору електричної енергії з мереж ОСП понад величину дозволеної (договірної) потужності відбору електричної енергії електроустановок такого виробника на межі балансової належності згідно з паспортом точки передачі, що оформлений з виробником, такий виробник має отримати послугу з приєднання до електричних мереж згідно з вимогами цього розділу.
Приєднання (підключення) УЗЕ до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення виробника електричної енергії здійснюється згідно з пунктом 7.12 глави 7 цього розділу.
У разі встановлення виробником електричної енергії УЗЕ у власних технологічних мережах внутрішнього електрозабезпечення згідно з вимогами цього розділу такий виробник має забезпечити встановлення технічних засобів контролю, у тому числі автоматики, для недопущення відпуску та/або відбору електричної енергії до (з) мереж ОСП, потужності, що перевищує відповідні величини дозволеної (договірної) потужності відпуску та/або відбору електричної енергії в точці приєднання (для виробника електричної енергії, що приєднав в одній точці приєднання електроустановки, призначені для виробництва електричної енергії з будь-яких джерел енергії). Зазначені технічні засоби мають бути встановлені виробником на межі балансової належності ОСП та передбачати автоматичне відключення електроустановок виробника або зниження навантаження до рівня величини дозволеної (договірної) потужності відпуску та/або відбору електричної енергії у разі перевищення величини дозволеної (договірної) потужності відпуску та/або відбору електричної енергії, з якою відповідно здійснюється відпуск чи відбір електричної енергії до (з) мереж ОСП відповідно до паспорта точки передачі.
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 Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 1144 від 29.07.2025
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 ППЧ (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
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 %;
генеруючі одиниці мають бути здатними до реакції активної потужності на відхилення частоти з затримкою не більше 1 секунди;
після досягнення генеруючою одиницею максимального технічного рівня Pmax потужності генеруючої одиниці вона має бути здатною продовжувати роботу на цьому рівні;
Абзац шостий підпункту 4 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 № 677 від 06.05.2025
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
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 ППЧ (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
Pref - базова активна потужність, до якої відноситься ΔP; ΔP - зміна вихідної активної потужності генеруючої одиниці; fn - номінальна частота (50 Гц) у мережі; Δf - 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: |ΔP1| / Pном
1,5-10%
нечутливість частотної характеристики
Δf1
≤ 10 мГц
Δf1
fn
≤ 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
Pmax - максимальна потужність, до якої відноситься ΔP; ΔP - зміна вихідної активної потужності генеруючої одиниці. Генеруюча одиниця має забезпечувати вихідну активну потужність ΔP до точки ΔP1 відповідно до інтервалів часу t1 і t2 зі значеннями ΔP1, 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: |ΔP1| / 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 ППЧ 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 ППЧ;
- 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 ≤ 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
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;
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
- 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
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), які необхідні для забезпечення стабільності системи передачі та вжиття протиаварійних заходів, мають бути погоджені відповідним Оператором у частині технічних вимог до побудови АСУ ТП у складі інформаційно-технологічної системи диспетчерського управління ОЕС України, визначених згідно з додатком 8 до цього Кодексу. Внесення будь-яких змін до схем та алгоритмів роботи без погодження з відповідним Оператором 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; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025
- 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;
Організація обміну інформацією здійснюється згідно з додатками 8 та 9 до цього Кодексу та технічними вимогами;
Підпункт 3 пункту 2.6 глави 2 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025
- 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 ППЧ (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 ППЧ 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 ППЧ (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
Рисунок ілюструє випадок нульової зони нечутливості і нечутливості з позитивною уставкою активної потужності (режим імпортування). ΔP - зміна вихідної активної потужності системи ПСВН. fn - цільова частота в мережі ЗС, де надається послуга FSM, а Δf - 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
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
ΔP - 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 Δf - 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
ΔP - 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 Δf - 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
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/Pmax
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.
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
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;
результати випробувань/моделювань (як динамічних, так і статичних) параметрів мають підтвердити їх відповідність встановленим технічним вимогам;
незагасаючі коливання не мають виникати після реагування на східчасті зміни;
- 2) випробування або моделювання реакції в режимі нормованого ППЧ (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;
7) моделювання для систем ПСВН модифікації активної потужності у разі порушення режиму та реверсування активної потужності, які мають проводитися з дотриманням таких вимог:
власники систем ПСВН повинні моделювати здатність швидкого змінення активної потужності та швидкого реверсування активної потужності згідно з технічними вимогами, визначеними цим розділом;
має бути підтверджена стабільна робота системи ПСВН з дотриманням попередньо заданої послідовності змінення активної потужності;
початкова затримка налаштування активної потужності має бути коротшою за встановлені відповідно до технічних вимог значення або прийнятно обґрунтованою - якщо вона є довшою.
Підпункт 5.2.6 пункту 5.2 глави 5 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
Щодо випробувань, які проводяться відповідно до підпунктів 3 - 5 цього підпункту, ОСП може вибрати лише два з трьох варіантів регулювання для проведення випробування.
Підпункт 5.2.6 пункту 5.2 глави 5 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
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:
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 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 ППЧ (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 цьому підпункті.
Абзац другий підпункту 3 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 № 1144 від 29.07.2025
Рисунок 13
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 цьому підпункті;
Абзац другий підпункту 4 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 № 1144 від 29.07.2025
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 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-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 ППЧ (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
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
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: |ΔP1| / Pref
10 %
2
максимальна нечутливість первинного регулятора
10 мГц
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.-ΔP, що має бути меншою або дорівнювати максимальній потужності відбору Pmax.відб.
У випадку зниження частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується потужністю Pпоточ.+ΔP, 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
На діаграмі зображено здатність змінювати активну потужність при відхиленні частоти,
де
Pnom.
номінальна потужність, до якої відноситься ΔP;
ΔP
зміна вихідної активної потужності УЗЕ. УЗЕ має забезпечувати вихідну активну потужність ΔP до точки ΔP1 відповідно до інтервалів часу t1 і t2 зі значеннями ΔP1, 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 ПВЧ та відповідають вимогам підпунктів 18 - 20 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V цього Кодексу;
Абзац п'ятий підпункту 8 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 № 677 від 06.05.2025
- 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 ≤ 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
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:
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 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 %;
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 підпункті 2 цього підпункту, з уставкою кроку не більшою ніж 5 % наявної реактивної потужності;
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;
необхідно враховувати, що повний діапазон реактивної потужності не може бути наявним в усьому діапазоні напруг в усталеному режимі;
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.
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
Виконання заходів з налаштування функції POD повинно бути виконано власниками УЗЕ у строк не більше трьох місяців після отримання відповідного оперативного розпорядження ОСП;
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
- 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), які необхідні для забезпечення стабільності системи передачі та вжиття протиаварійних заходів, мають бути погоджені відповідним Оператором у частині технічних вимог до побудови АСУ ТП у складі інформаційно-технологічної системи диспетчерського управління ОЕС України, визначених згідно з додатком 8 до цього Кодексу. Внесення будь-яких змін до схем та алгоритмів роботи без погодження з відповідним Оператором забороняється;
Абзац другий підпункту 1 пункту 6.6 глави 6 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025
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 у режимі реального часу згідно з вимогами глави 6 розділу X цього Кодексу з міткою часу.
Абзац другий підпункту 3 пункту 6.6 глави 6 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025
Організація обміну інформацією здійснюється згідно з додатками 8 та 9 до цього Кодексу та технічними вимогами;
Абзац третій підпункту 3 пункту 6.6 глави 6 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025
- 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
Заземлювальний пристрій нейтралі на мережевій стороні підвищувальних трансформаторів має відповідати вимогам Правил улаштування електроустановок;
- 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;
межі напруги для острівного режиму роботи мають встановлюватися ОСП або відповідним Оператором у координації з ОСП.
УЗЕ мають бути здатними працювати в режимі нормованого ППЧ (FSM) під час острівного режиму роботи згідно з вимогами підпункту 5 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.
Абзац п'ятий підпункту 3 пункту 6.7 глави 6 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
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 на приєднання, які є невід'ємним додатком до цього договору;
Абзац п'ятий пункту 7.1 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
укладення договору про приєднання;
оплату Замовником частини вартості плати за приєднання у розмірі та в терміни, визначені Законом України «Про ринок електричної енергії» та договором про приєднання;
Пункт 7.1 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом сьомим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
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.
ОСП забезпечує на власному вебсайті в мережі Інтернет безперервну роботу сервісу «Особистий кабінет замовника послуги з приєднання» (далі - сервіс «Особистий кабінет замовника») згідно з вимогами пункту 7.15 цієї глави.
Абзац двадцятий пункту 7.1 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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 про приєднання, типова форма якої наведена в додатку 1 до цього Кодексу.
Абзац перший підпункту 7.2.1 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 № 2061 від 09.12.2025
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, або через сервіс «Особистий кабінет замовника».
Абзац другий підпункту 7.2.1 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 № 2061 від 09.12.2025
7.2.2. До заяви про приєднання додаються:
Абзац перший 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 № 2061 від 09.12.2025
1) ситуаційний план та викопіювання з топографо-геодезичного плану в масштабі 1:2000, або 1:1000, або 1:500 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);
Абзац другий 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 № 1144 від 29.07.2025
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, 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 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 Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 493 від 17.05.2022, № 1144 від 29.07.2025
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, якщо його подання є обов’язковим відповідно до цього Кодексу. ТЕО повторно не надається у разі, якщо технічне рішення підготовлене відповідно до чинного договору про бронювання потужності;
Абзац шостий підпункту 7.2.2 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
6) технічне рішення підготовлене відповідно до чинного договору про бронювання потужності (за наявності).
Абзац підпункту 7.2.2 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Замовник зобов’язаний надати ОСП разом із заявою про приєднання актуальні документи та зазначити достовірні дані у заяві про приєднання та додатках до неї.
Абзац підпункту 7.2.2 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
У разі неналежно оформленої Замовником заяви про приєднання (незаповнення колонки(нок) заяви про приєднання або неправильне наповнення колонки(нок)) та/або додатків до неї, ОСП протягом двох робочих днів повідомляє про це Замовника на електронну адресу, сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної відмітки - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням, з посиланням на вимоги цього Кодексу, які не дотримані. Замовник протягом п’яти робочих днів усуває виявлені зауваження та повідомляє ОСП. У цьому випадку заява про приєднання вважається поданою після надання Замовником до ОСП належно оформленої заяви про приєднання та всіх додатків, що визначені цим Кодексом. У разі порушення Замовником строку, визначеного у цьому пункті на усунення зауважень, Замовник повторно звертається до ОСП у порядку, визначеному цим Кодексом.
Абзац підпункту 7.2.2 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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 та через сервіс «Особистий кабінет замовника».
Підпункт 7.2.4 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 № 2061 від 09.12.2025
7.2.5. Заява про приєднання вважається поданою у разі її належного оформлення та наявності повного комплекту належно оформлених документів, визначених у підпункті 7.2.2 цього пункту. ОСП присвоює поданій заяві про приєднання реєстраційний номер в такі строки:
у разі подання заяви про приєднання особисто ОСП - у день подання;
у разі направлення заяви про приєднання рекомендованим поштовим відправленням - не пізніше одного робочого дня з моменту отримання документів;
у разі направлення заяви про приєднання через сервіс «Особистий кабінет замовника» - протягом 1 години поточного дня після подання замовником заяви про приєднання;
у разі направлення заяви в електронному вигляді - не пізніше одного робочого дня з моменту отримання документів.
У разі подання Замовником заяви про приєднання особисто, направлення рекомендованим поштовим відправленням або в електронному вигляді ОСП зобов’язаний відкрити такому Замовнику «Особистий кабінет замовника» та разом із проєктом договору про приєднання та технічних умов повідомити Замовнику логін та пароль для входу в сервіс «Особистий кабінет замовника».
Реєстраційний номер заяви про приєднання повідомляється Замовнику через сервіс «Особистий кабінет замовника», на електронну адресу та за усним запитом Замовника засобами телефонного/мобільного зв’язку тощо. У разі направлення заяви через вебсайт та/або сервіс «Особистий кабінет замовника» ОСП протягом 1 години поточного дня після подання Замовником заяви про приєднання має направити замовнику на його електронну адресу підтвердження щодо надходження заяви про приєднання та зазначити її реєстраційний номер.
Підпункт 7.2.5 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації заяви про приєднання, 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 про приєднання та повідомляє про це Замовника на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням 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; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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, чинних технічних умов та чинних технічних рішень щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності.
Абзац сьомий підпункту 7.4.3 пункту 7.1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Технічні умови на приєднання мають передбачати вимоги щодо встановлення у точці приєднання електроустановок Замовника до електричних мереж технічних засобів контролю, у тому числі автоматики, для недопущення користувачем відпуску та/або відбору електричної енергії до (з) мереж ОСП потужністю, що перевищує відповідну величину дозволеної (договірної) потужності в точці приєднання.
Абзац восьмий підпункту 7.4.3 пункту 7.1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
Технічні умови на приєднання, підписані ОСП, разом з проєктом договору про приєднання надсилаються Замовнику не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації заяви про приєднання, на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної відмітки - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням.
Абзац підпункту 7.4.3 пункту 7.1 розділу III в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025, № 2061 від 09.12.2025
ОСП при підготовці технічних умов на приєднання зобов’язаний врахувати технічне рішення, підготовлене ОСП за результатом погодження проєктної документації, розробленої Замовником у відповідності до договору про бронювання потужності, у разі якщо Замовник надав таке рішення, як додаток до Заяви про приєднання.
Абзац підпункту 7.4.3 пункту 7.1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
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, починаючи з наступного робочого дня від дати отримання від Замовника ТЕО.
Абзац підпункту 7.4.3 пункту 7.4 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 2061 від 09.12.2025
Абзац 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 ринок електричної енергії».
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 Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023, № 1144 від 29.07.2025
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;
у випадках, визначених у пункті 1.1 глави 1 цього розділу.
Абзац третій підпункту 7.5.1 пункту 7.5 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Розроблення ТЕО схеми приєднання здійснюється проєктною організацією за рахунок Замовника.
Абзац четвертий підпункту 7.5.1 пункту 7.5 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
ТЕО схеми приєднання має відповідати чинним нормативно-технічним документам.
Абзац п'ятий підпункту 7.5.1 пункту 7.5 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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 схеми приєднання надаються ОСП на підставі заяви, типова форма якої наведена в додатку 2 до цього Кодексу, протягом 10 робочих днів від дня, наступного за днем отримання відповідної заяви. ОСП забезпечує заявнику через сервіс «Особистий кабінет замовника» можливість подачі заяви на отримання вихідних даних для розроблення техніко-економічного обґрунтування схеми приєднання об’єкта.
Абзац другий підпункту 7.5.2 пункту 7.5 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації звернення, після отримання ТЕО приймає пропозиції Замовника або письмово обґрунтовує пріоритетність іншого варіанта схеми приєднання, ніж передбачено ТЕО, про що інформує Замовника на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання або заяві на отримання вихідних даних для розроблення ТЕО схеми приєднання об’єкта відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням.
Абзац другий підпункту 7.5.3 пункту 7.5 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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.
7.5.4. Технічні рішення погодженого ТЕО враховуються ОСП при підготовці технічних умов на приєднання у разі, якщо на момент звернення Замовника з заявою про приєднання не було змінено вихідні дані, що видавалися для розроблення такого ТЕО.
Пункт 7.5 глави 7 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
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. Внесення сторонами змін та доповнень до Договору про приєднання, не передбачених вимогами Закону України «Про ринок електричної енергії» та цього Кодексу, крім конкретизації його умов, не допускається.
Абзац другий підпункту 7.6.1 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 № 1144 від 29.07.2025
Невід’ємними додатками до договору про приєднання є:
Абзац третій підпункту 7.6.1 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 № 1144 від 29.07.2025
технічні умови на приєднання;
погоджена проєктно-кошторисна документація;
розрахунок вартості приєднання;
графіки виконання робіт.
Строк дії договору про приєднання визначається в такому договорі ОСП з урахуванням чинності технічних умов на приєднання, а також строку, необхідного для повного виконання сторонами зобов’язань, визначених таким договором.
Підпункт 7.6.1 пункту 7.6 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Граничний строк дії договору про приєднання та технічних умов на приєднання становить три роки з дати укладення такого договору та може бути продовжений один раз на такий же строк з підстав та у порядку, визначеному Законом України «Про ринок електричної енергії» та цим Кодексом.
Підпункт 7.6.1 пункту 7.6 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Продовження строку дії договору про приєднання здійснюється шляхом укладення сторонами додаткової угоди.
Підпункт 7.6.1 пункту 7.6 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Продовження строку дії договору про приєднання з підстав та на період, що не передбачені вимогами Закону України «Про ринок електричної енергії» та цього Кодексу, забороняється.
Підпункт 7.6.1 пункту 7.6 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Договір про приєднання та додаткові угоди до нього можуть укладатися в електронній формі з використанням електронного підпису уповноваженої особи згідно з вимогами чинного законодавства.
Підпункт 7.6.1 пункту 7.6 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Замовник та ОСП зобов’язані повідомляти один одного про зміну контактних даних, зазначених у договорі про приєднання.
Підпункт 7.6.1 пункту 7.6 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Усі повідомлення щодо реалізації договору про приєднання вважаються отриманими належним чином, якщо надіслані ініціатором на адреси, зазначені у договорі про приєднання, за умови, що ініціатором підтверджено факт надсилання таких повідомлень.
Підпункт 7.6.1 пункту 7.6 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
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 направляє Замовнику два примірники підписаного ним, у тому числі за допомогою електронного цифрового підпису, договору про приєднання у терміни, визначені в абзацах восьмому та дев'ятому підпункту 7.4.3 пункту 7.4 цієї глави на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної відмітки - два примірники на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням.
Замовник, який одержав примірник підписаного ОСП договору про приєднання, у разі згоди з його умовами підписує договір у визначений законодавством термін та у разі одержання примірників на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням, повертає один примірник ОСП.
ОСП забезпечує замовнику через сервіс «Особистий кабінет замовника» можливість підписання проєкту договору про приєднання та всіх додатків до нього за допомогою електронного цифрового підпису.
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; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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, та в межах терміну дії технічних умов на приєднання.
Абзац перший підпункту 7.6.4 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 № 1144 від 29.07.2025
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, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідного 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.
Абзац другий підпункту 7.6.8 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 № 2061 від 09.12.2025
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. ОСП забезпечує замовнику через сервіс «Особистий кабінет замовника» можливість подати запит про отримання вихідних даних для проєктування, звернення щодо погодження проєктної документації.
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; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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 на приєднання. 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, наступного за днем надходження відповідного запиту. Замовник має право звернутися до ОСП із відповідним запитом через сервіс «Особистий кабінет замовника». 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 Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 2061 від 09.12.2025
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. Замовник має право подати на погодження ОСП проєктну документацію через сервіс «Особистий кабінет замовника». ОСП не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня, від дати підписання акта приймання-передачі 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.
ОСП забезпечує можливість подання Замовником проєктної документації через сервіс «Особистий кабінет замовника» та передбачає в договорі про приєднання можливість її подання через сервіс «Особистий кабінет замовника», публікує на власному вебсайті в мережі Інтернет порядок її подання через сервіс «Особистий кабінет замовника».
Підпункт 7.7.5 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 № 2061 від 09.12.2025
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 на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням. Строк розгляду проєктної документації, поданої ОСП на погодження, не може перевищувати 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідного звернення. 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; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
7.7.8. Строк доопрацювання проєктної документації - 30 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня 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.
Підпункт 7.7.8 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 № 2061 від 09.12.2025
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), що підлягає експертизі, здійснюється за бажанням Замовника такої проєктної документації.
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, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідного супровідного листа про надання проєктної документації. Під час повторного погодження проєктної документації не дозволяється висувати нові зауваження, якщо вони не стосуються внесених змін до проєктної документації.
Абзац третій підпункту 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 № 2061 від 09.12.2025
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.
ОСП забезпечує можливість подання Замовником через сервіс «Особистий кабінет замовника» заяви про подання робочої напруги для проведення комплексних випробувань та випробувань електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів).
Підпункт 7.8.8 пункту 7.8 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом другим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідної заяви Замовника про подання робочої напруги, або 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідної заяви, якщо подання напруги потребує припинення електропостачання інших Користувачів.
Підпункт 7.8.9 пункту 7.8 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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.
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
7.9.3. ОСП упродовж 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації звернення про виконання власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ вимог, зазначених у підпункті 7.9.1 цього пункту, повинен надати на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням 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 Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 2061 від 09.12.2025
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 на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням, 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; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
7.10.2. Після отримання довідки про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення Замовник надає ОСП заяву на підключення.
ОСП забезпечує можливість подання Замовником через сервіс «Особистий кабінет замовника» заяви на підключення.
Підпункт 7.10.2 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 № 2061 від 09.12.2025
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, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідної заяви Замовника, або 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідної заяви, 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; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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, який підписується сторонами договору про приєднання.
Абзац перший підпункту 7.10.5 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 № 1053 від 15.07.2025
Акт про надання ОСП послуги з приєднання має містити ідентифікатор за формою, наведеною в Кодексі систем розподілу, який є унікальним набором даних (послідовністю символів), що присвоюється автоматично системою моніторингу приєднань після внесення відповідної інформації та переходу запису про приєднання у статус «послугу з приєднання надано».
Підпункт 7.10.5 пункту 7.10 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом другим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025
До повного завершення надання послуги з приєднання, за зверненням Замовника, ОСП готує та протягом 5 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідного звернення, надає на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням 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; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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.
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
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, починаючи з наступного робочого дня з дати реєстрації відповідного повідомлення Користувача, оформлює у порядку, визначеному Правилами роздрібного ринку електричної енергії (далі – 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 Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023, № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня з дати реєстрації відповідного повідомлення, 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; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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 або активного споживача може призводити до зміни графіка відпуску електричної енергії такого виробника або активного споживача в мережу системи передачі.
Абзац восьмий підпункту 7.12.3 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 № 1053 від 15.07.2025
ОСП здійснює розгляд наданого завдання на проєктування у строк, що не перевищує 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації супровідного листа, яким надавалося завдання на проєктування, та надає обґрунтовану відповідь.
Абзац дев'ятий підпункту 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 № 2061 від 09.12.2025
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, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного супровідного листа, яким ця проєктна документація надавалася. За результатами розгляду проєктної документації ОСП надає узагальнене технічне рішення.
Абзац десятий підпункту 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 № 2061 від 09.12.2025
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, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного повідомлення Користувача, оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник Користувачу.
Абзац двадцятий підпункту 7.12.3 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 № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного повідомлення Користувача, повертає Користувачу повідомлення про встановлення УЗЕ та додані до нього документи, з описом виявлених зауважень.
Абзац двадцять перший підпункту 7.12.3 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 № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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 електричної енергії, виробленої генеруючими установками (для споживачів, крім активних споживачів).
Абзац одинадцятий підпункту 7.13.4 пункту 7.13 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025
У разі відсутності зауважень до наданого споживачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та доданих документів ОСП протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного повідомлення Користувача, оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник споживачу.
Абзац дванадцятий підпункту 7.13.4 пункту 7.13 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного повідомлення Користувача, повертає Користувачу повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та додані до нього документи, з описом виявлених зауважень.
Абзац тринадцятий підпункту 7.13.4 пункту 7.13 глави 7 розділу III в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025, № 2061 від 09.12.2025
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 генеруючої установки активного споживача ОСП додатково погоджує завдання на проєктування щодо:
Абзац шостий підпунктку 7.13.5 пункту 7.13 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025
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 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 споживачу при погодженні завдання на проєктування у строк, що не перевищує 15 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного супровідного листа, яким надавалася ця проєктна документація. За результатами розгляду проєктної документації ОСП надає узагальнене технічне рішення.
Абзац десятий підпункту 7.13.5 пункту 7.13 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного супровідного листа, яким надавалася ця проєктна документація. ОСП не має права надати нові зауваження до проєктної документації у разі, якщо споживач не змінював технічні рішення, що надавалися раніше.
Абзац одинадцятий підпункту 7.13.5 пункту 7.13 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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;
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 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 відсутності зауважень до наданого споживачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та доданих документів ОСП протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного повідомлення Користувача, оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник споживачу.
Абзац двадцятий підпунктку 7.13.5 пункту 7.13 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного повідомлення Користувача, повертає Користувачу повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та додані до нього документи з описом виявлених зауважень.
Абзац двадцять перший підпунктку 7.13.5 пункту 7.13 глави 7 розділу III в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025, № 2061 від 09.12.2025
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 «активний споживач» такий споживач має забезпечити, щоб у будь-який період часу не здійснювався відпуск електричної енергії, виробленої генеруючими установками такого споживача в ОЕС України або в мережі інших суб'єктів господарювання, або виконати вимогу підпункту 7.13.6 цього пункту.
Підпункт 7.13.7 пункту 7.13 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025
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
7.14. Особливості приєднання генеруючих установок замовника (що має намір стати субвиробником) до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення іншого виробника електричної енергії
7.14.1. Надання замовнику (що має намір стати субвиробником) послуги з приєднання генеруючих установок до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення іншого виробника електричної енергії здійснюється шляхом надання ОСП послуги з приєднання на основі тристороннього договору, що укладається між ОСП, виробником електричної енергії (що має намір стати основним виробником) та замовником послуги з приєднання (що має намір стати субвиробником). Точка приєднання електроустановок замовника (що має намір стати субвиробником) встановлюється у точці приєднання електроустановок виробника електричної енергії (що має намір стати основним виробником) до системи передачі.
Замовник (що має намір стати субвиробником) у разі необхідності приєднання його генеруючих електроустановок до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення іншого виробника (що має намір стати основним виробником) звертається до ОСП із заявою про приєднання у порядку, визначеному цим Кодексом.
ОСП протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації отриманої заяви про приєднання надає такому замовнику згідно з вимогами цього Кодексу проєкт тристороннього договору про приєднання та технічні умови на приєднання, що є невід’ємним додатком до договору про приєднання.
Абзац третій підпункту 7.14.1 пункту 7.14 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
Відповідно до вимог цього пункту до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення виробника (що має намір стати основним виробником), можуть приєднуватися лише генеруючі одиниці типу B, C, D замовника (що має намір стати субвиробником).
У цьому випадку технічні умови на приєднання мають передбачати, зокрема:
- 1) встановлення у точці приєднання електроустановок основного виробника технічних засобів контролю, у тому числі автоматики, для недопущення такими виробниками відпуску та/або відбору електричної енергії до (з) мереж ОСП потужністю, що перевищує відповідні величини дозволеної (договірної) потужності відпуску та/або відбору електричної енергії в точці приєднання основного виробника до електричних мереж ОСП.
Зазначені технічні засоби мають бути встановлені основним виробником у технологічних мережах внутрішнього електрозабезпечення основного виробника та передбачати автоматичне відключення електроустановок виробників або зниження навантаження до рівня величин відповідно дозволеної (договірної) потужності відпуску та/або відбору електричної енергії у разі перевищення відповідних величин дозволеної (договірної) потужності відпуску та/або відбору електричної енергії, з якою відповідно здійснюється відпуск чи відбір електричної енергії до (з) мереж ОСП згідно з паспортом точки передачі, що оформлений з основним виробником;
2) облаштування комерційного обліку електричної енергії відповідно до вимог Кодексу комерційного обліку електричної енергії основного виробника електричної енергії та субвиробника;
3) вимоги до генеруючих одиниць відповідного типу, визначених цим Кодексом.
ОСП у наданих замовнику (що має намір стати субвиробником) технічних умовах на приєднання передбачає технічні заходи, які необхідно виконати в електричних мережах ОСП за умови, що приєднання електроустановок замовника змінює характерний режим відпуску електричної енергії в мережу системи передачі, що був передбачений у відповідній проєктній документації розробленій у відповідності до технічних умов на приєднання електроустановок основного виробника та/або для генеруючих одиниць гарантованої потужності відповідно до нормальних тривалих режимів їх роботи.
При виконанні приєднання електроустановок замовника (що має намір стати субвиробником) до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення іншого виробника (що має намір стати основним виробником) мають виконуватися такі умови:
електроустановки, що приєднуються, не можуть погіршувати якість електропостачання інших Користувачів, приєднаних у цьому енерговузлі;
технологічні мережі внутрішнього електрозабезпечення замовника (що має намір стати субвиробником) не можуть виконувати функції транзитної установки для живлення та або забезпечення відпуску електричної енергії до (з) електричних мереж ОСП інших Користувачів.
Замовник (що має намір стати субвиробником) має погодити проєктну документацію на відповідність виданим ОСП технічним умовам на приєднання.
Основний виробник/субвиробник спільно з ОСП для завершення послуги з приєднання зобов'язані внести зміни та/або оформити паспорти точок передачі, у тому числі у частині внесення інформації про наявність в основного виробника електричної енергії приєднаного у його технологічних мережах внутрішнього електрозабезпечення електроустановок субвиробника та/або власних електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії з інших джерел.
Плата частини вартості плати за приєднання в розмірі 10 євро у гривневому еквіваленті на день виставлення рахунку, що визначається відповідно до офіційного курсу Національного банку України, за 1 кВт замовленої до приєднання потужності за надання ОСП послуги з приєднання електроустановок замовника (що має намір стати субвиробником) до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення основного виробника не стягується.
7.14.2. Для врегулювання взаємовідносин з питань транспортування електричної енергії субвиробника через технологічні мережі внутрішнього електрозабезпечення основного виробника до (з) мереж ОСП та спільного користування технологічними мережами внутрішнього електрозабезпечення основного виробника, між субвиробником та основним виробником укладається відповідний договір щодо користування субвиробником технологічними мережами внутрішнього електрозабезпечення основного виробника (далі – договір щодо користування мережами основного виробника).
Цей договір укладається сторонами на основі вільного волевиявлення сторін та має містити такі істотні умови:
надання права спільного користування технологічними мережами внутрішнього електрозабезпечення основного виробника;
визначення алгоритму розподілу дозволеної (договірної) потужності відпуску та відбору електричної енергії між основним виробником та субвиробником;
визначення порядку розрахунку балансу електричної енергії в технологічних мережах внутрішнього електрозабезпечення основного виробника згідно з Кодексом комерційного обліку електричної енергії;
визначення порядку узгодження графіків відпуску та відбору з дотриманням рівня дозволеної (договірної) потужності на межі балансової належності основного виробника в кожній окремій годині роботи електроустановок;
встановлення відповідальності за недотримання показників якості електричної енергії, за необґрунтоване припинення електроживлення електроустановок субвиробника та невиконання інших вимог договору;
визначення підстав та порядку припинення електроживлення електроустановок субвиробника, умов розірвання договору та припинення електроживлення електроустановок субвиробника у разі втрати права користування мережами.
Невід’ємними частинами договору щодо користування мережами основного виробника є:
акт про розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності сторін (оформляється після завершення процедури приєднання);
відомості про засоби комерційного обліку активної та реактивної електричної енергії (оформляється після завершення процедури приєднання);
однолінійна схема із зазначенням точок приєднання і ліній, що живлять електроустановки субвиробника;
порядок розрахунку втрат електричної енергії в технологічних мережах внутрішнього електрозабезпечення основного виробника (оформляється після завершення процедури приєднання).
Обсяги відпущеної/відібраної електричної енергії основного виробника та субвиробника, визначаються на межі балансової належності з оператором системи згідно з вимогами Кодексу комерційного обліку електричної енергії.
Паспорт точки передачі між субвиробником та ОСП оформляється після укладення між основним виробником та субвиробником договору щодо користування мережами основного виробника, копію якого субвиробник надає ОСП і повідомляє про внесені зміни до нього.
Для підтвердження досягнення домовленостей між сторонами зазначений договір також надається субвиробником ОСП під час укладення договору про приєднання до електричних мереж ОСП та під час оформлення паспортів точок передачі.
Умови договору щодо користування мережами основного виробника враховуються ОСП під час укладення інших договорів, передбачеих нормативо-правовими актами ринку електричної енергії.
Основний виробник несе відповідальність за перевищення у точці передачі електричної енергії величини дозволеної (договірної) потужності, відповідно з якою здійснюється відпуск та/або відбір електричної енергії до (з) мережі ОСП.
Главу 7 розділу III доповнено новим пунктом 7.14 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
7.15. Порядок оприлюднення ОСП інформації щодо організаційних та технічних заходів, які здійснюються з метою надання послуги з приєднання
7.15.1. ОСП має забезпечити безперервну роботу сервісу «Особистий кабінет замовника» на власному вебсайті у мережі Інтернет.
На головній сторінці вебсайту ОСП у мережі Інтернет має бути забезпечено вхід до сервісу «Особистий кабінет замовника».
Сервіс «Особистий кабінет замовника» має містити, зокрема інформацію про:
вимоги щодо подання заяви про приєднання, встановлені цим Кодексом;
стан надання послуги з приєднання (запланований та фактичний термін реалізації етапу);
документи, які використовуються при наданні послуги з приєднання, передбачені цим Кодексом, зокрема, заява про приєднання з додатками, технічні умови на приєднання, договір про приєднання, розрахунок вартості плати за приєднання до електричних мереж та рахунок на оплату вартості плати за приєднання до електричних мереж, додаткові угоди до договору про приєднання тощо.
Сервіс «Особистий кабінет замовника» є ресурсом, який забезпечує комунікацію замовника послуги з приєднання, заявника та інших уповноважених сторін з ОСП щодо надання послуги з приєднання стосовно:
забезпечення відображення інформації про стан надання ОСП послуги з приєднання (виконано/на виконанні (із зазначенням очікуваних та граничних термінів виконання відповідних заходів));
відповідних організаційних та технічних заходів, які здійснюються ОСП для надання послуги з приєднання Замовнику,
отримання дозволу на виконання будівельно-монтажних робіт,
дати початку та дати завершення проведення тендерних процедур з метою придбання обладнання та матеріалів для виконання будівельно-монтажних робіт,
виготовлення та поставки обладнання та матеріалів,
виконання будівельно-монтажних робіт, пусконалагоджувальних і випробувальних робіт;
підключення електроустановок (об'єкта) Замовника.
7.15.2. Сервіс «Особистий кабінет замовника» має забезпечувати Замовнику, заявнику та/або іншим уповноваженим сторонам можливість:
подання в електронному вигляді заяви на отримання вихідних даних для розроблення ТЕО (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису) та отримання від ОСП усіх необхідних для розробки ТЕО вихідних даних;
подання в електронному вигляді заяви про приєднання та додатків до неї, передбачених цим Кодексом (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису);
отримання та підписання (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису) проєкту договору про приєднання, додатків до нього, у тому числі технічних умов на приєднання;
отримання рахунку на оплату Замовником послуги з приєднання та розрахунку вартості плати за приєднання;
завантаження квитанції про оплату вартості плати за приєднання до електричних мереж;
відображення інформації щодо оплати Замовником послуги з приєднання;
подання в електронному вигляді (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису) запиту про отримання вихідних даних для проєктування та отримання від ОСП усіх необхідних для проєктування даних;
подання на погодження ОСП проєктної документації та підписання акта приймання-передачі проєктної документації (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису);
відображення інформації щодо стану та результатів опрацювання заяви про приєднання, етапів надання послуги з приєднання із зазначенням запланованої та фактичної дати кожного з етапів надання послуги з приєднання;
отримання та підписання (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису) акта про надання послуги з приєднання (відповідної черги будівництва (пускового комплексу));
подання заяви про подання робочої напруги для проведення комплексних випробувань та випробувань електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів);
подання заяви на підключення та отримання дозволу на підключення електроустановки Замовника або її черги будівництва (пускового комплексу);
видачу ОСП повідомлення про готовність власних електричних мереж до підключення електроустановок Замовника, довідки про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення для підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів);
подання ОСР проєкту технічних умов на приєднання до мереж ОСР для отримання від ОСП вимог (технічних заходів), виконання яких необхідне в електричних мережах ОСП для забезпечення технічної можливості приєднання, у випадках, визначених Кодексом систем розподілу;
надання ОСП вимог (технічних заходів), виконання яких необхідне в електричних мережах ОСП для забезпечення технічної можливості приєднання, у випадках, визначених Кодексом систем розподілу, або інформування ОСР про їх відсутність;
подання ОСР та підписання сторонами багатостороннього договору про приєднання у випадках, визначених Кодексом систем розподілу;
подання/отримання іншої інформації, листів, додаткових угод, які використовуються при наданні послуги з приєднання тощо.
7.15.3. Уся інформація, документи, листування тощо вважається отриманою сторонами з дати завантаження її до сервісу «Особистий кабінет замовника». Опрацювання ОСП таких звернень здійснюється у строки, встановлені розділом III цього Кодексу.
Сервіс «Особистий кабінет замовника» має забезпечувати відображення дати та часу фактичного завантаження ОСП, Замовником, ОСР документів до нього.
7.15.4. Для забезпечення доступності сервісу «Особистий кабінет замовника» ОСП має забезпечити на офіційному вебсайті в мережі Інтернет докладну інструкцію, у тому числі у формі інфографіки, з вичерпними роз’ясненнями щодо роботи цього сервісу, у тому числі щодо кожного етапу подання заяви про приєднання через цей сервіс.
Кожне поле заяви про приєднання у сервісі «Особистий кабінет замовника» має містити опис-інструкцію про її заповнення, у тому числі форму введення даних (числовий, текстовий, розмір та розширення завантажених документів, вимоги до графічних матеріалів, короткий опис рекомендацій щодо інформації, що має бути занесена у рядку, тощо).
Завершальний етап подання Замовником заяви про приєднання через сервіс «Особистий кабінет замовника» має містити алгоритм перевірки заповнення необхідних полів заяви про приєднання, а також інформування Замовника про необхідність заповнити відповідні поля заяви про приєднання.
У разі наявності недоліків/неточностей при заповненні заяви про приєднання сервіс «Особистий кабінет замовника» не дозволяє Замовнику завершити етап її подання та інформує Замовника шляхом індикації (виділення) графи заяви, де введено некоректні дані із приміткою-поясненням щодо недоліків/неточностей.
7.15.5. ОСП протягом однієї години (поточного дня) після подання Замовником підписаної кваліфікованим цифровим підписом заяви про приєднання (через сервіс «Особистий кабінет замовника») має забезпечити інформування Замовника в сервісі «Особистий кабінет замовника» та на електронну пошту про успішність подачі з наданням реєстраційного номера заяви та зазначення обраного Замовником каналу отримання інформації про стадії опрацювання заяви та надання послуги.
7.15.6. У разі технічних збоїв у роботі сервісу «Особистий кабінет замовника» ОСП має на головній сторінці власного вебсайту в мережі Інтернет розмістити інформаційне повідомлення із зазначенням інформації про:
причини технічного збою;
функції, які не працюють;
час початку технічного збою;
орієнтовний час відновлення сервісу «Особистий кабінет замовника» в повному обсязі.
Протягом наступного робочого дня після настання технічного збою в роботі сервісу «Особистий кабінет замовника» ОСП має повідомити Регулятора про його настання із наданням знімку екрана із інформаційним повідомлення на головній сторінці власного вебсайту в мережі Інтернет, фактичного часу відновлення роботи сервісу та підтвердними документами щодо причин технічного збою.
7.15.7. Підтвердженням нефункціонування сервісу «Особистий кабінет замовника», некоректного його функціонування або окремих його функцій тощо, у випадках відсутності технічних збоїв у його роботі, може бути відповідний відеофайл або знімок з екрана, який має бути наданий заявником.
Главу 7 розділу III доповнено новим пунктом 7.15 з згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
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.
Розділ III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
10. Порядок бронювання потужності
10.1. Процедура бронювання потужності передбачає такі етапи:
подання замовником бронювання потужності ОСП заяви про бронювання потужності;
підготовку ОСП технічного рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності;
підготовка ОСП та укладання з замовником бронювання потужності договору про бронювання потужності;
сплата замовником бронювання потужності вартості плати за бронювання потужності;
видача ОСП замовнику бронювання потужності виключного переліку технічних даних, необхідних для визначення обсягу робіт для реалізації схеми приєднання (видачі потужності);
розроблення замовником бронювання потужності проєктної документації, передбаченої договором про бронювання потужності;
надання ОСП на запит замовника бронювання потужності додаткових вихідних даних для проєктування;
видача ОСП замовнику бронювання потужності технічного рішення щодо узгодження обсягу робіт у мережі ОСП.
10.2. Подання замовником бронювання потужності ОСП заяви про бронювання потужності
10.2.1. Замовник бронювання потужності звертається до ОСП щодо приєднання електроустановки для виробництва електричної енергії з енергії вітру встановленою потужністю 20 МВт і більше за механізмом бронювання потужності, із заявою про бронювання потужності, типова форма якої наведена в додатку 16 до цього Кодексу.
Заява про бронювання потужності має бути зареєстрована ОСП протягом одного робочого дня.
Заява вважається поданою у разі її належного оформлення та наявності повного комплекту належно оформлених документів, указаних у підпункті 10.2.2 цього пункту.
Реєстраційний номер заяви про бронювання потужності повідомляється замовнику бронювання потужності протягом одного робочого дня з дня її реєстрації ОСП. У разі направлення заяви рекомендованим поштовим відправленням або в електронному вигляді реєстраційний номер заяви про бронювання потужності повідомляється замовнику бронювання потужності на електронну адресу та/або через особистий кабінет замовника, та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної відмітки – на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням.
У разі відсутності повного комплекту документів, передбачених підпунктом 10.2.2 цього пункту, або неналежно заповненої замовником бронювання потужності заяви про бронювання потужності (незаповнення колонки(нок) заяви про бронювання потужності або неправильне наповнення колонки(нок)) та/або додатків до неї, ОСП протягом двох робочих днів повідомляє про це замовника бронювання потужності з дня реєстрації заяви на електронну адресу та/або через особистий кабінет замовника, та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної відмітки – на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням, про виявлені зауваження щодо невідповідностей (повнота та належне оформлення документів, неналежне заповнення заяви (незаповнення колонки(-нок) заяви про бронювання потужності або неправильне наповнення колонки) з посиланням на вимоги цього Кодексу.
Замовник бронювання потужності протягом п’яти робочих днів усуває виявлені зауваження та повідомляє ОСП. У цьому випадку заява про бронювання потужності вважається поданою після надання замовником бронювання потужності до ОСП належно оформленої заяви та всіх додатків, що визначені цим Кодексом. У разі порушення замовником бронювання потужності строку, визначеного у цьому пункті на усунення зауважень, замовник бронювання потужності повторно звертається до ОСП у порядку визначеному цим Кодексом.
10.2.2. До заяви про бронювання потужності додаються:
графічні матеріали із зазначенням орієнтовного місця розташування об’єкта (район, область),
копія витягу з Реєстру платників єдиного податку або копія свідоцтва платника податку на додану вартість,
копія паспорта або належним чином оформлена довіреність чи інший документ на право укладати та підписувати договір про бронювання потужності,
погоджене ОСП ТЕО, що було розроблене відповідно до пункту 7.5 глави 7 розділу III цього Кодексу (за наявності).
Рішення погодженого ТЕО мають враховуватися ОСП у разі, якщо на момент звернення з заявою про бронювання потужності не було змінено вихідні дані, що видавалися для розроблення такого ТЕО.
10.2.3. ОСП має розробити та оприлюднити на власному вебсайті в мережі Інтернет порядок подання заяви про бронювання потужності в електронному вигляді.
10.3. Договір про бронювання потужності
10.3.1. Договір про бронювання потужності визначає:
1) технічні рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності;
2) виключний перелік технічних даних, необхідних для визначення обсягу робіт для реалізації схеми приєднання (видачі потужності);
3) порядок проведення розрахунків за договором, зокрема порядок зарахування плати за бронювання потужності як плати за договором про бронювання потужності, та порядок повернення такої плати;
4) зобов’язання сторін договору про бронювання потужності щодо дотримання вимог законодавства;
5) інші права та обов’язки, відповідальність сторін;
6) строк дії договору про бронювання потужності, підстави та порядок його дострокового припинення.
10.3.2. Договір про бронювання потужності укладається за типовою формою, наведеною в додатку 17 до цього Кодексу.
10.3.3. ОСП надає замовнику бронювання потужності два примірники підписаного ним договору про бронювання потужності протягом 10 робочих днів, що рахуються з дня, наступного за днем реєстрації заяви про бронювання потужності.
Договір про бронювання потужності та додаткові угоди до нього можуть укладатися в електронній формі із застосуванням використання кваліфікованого електронного цифрового підпису уповноваженої особи.
Замовник бронювання потужності та ОСП зобов’язані повідомляти один одного про зміну контактних даних, зазначених у договорі про бронювання потужності.
Усі повідомлення щодо реалізації договору про бронювання потужності вважаються отриманими належним чином, якщо надіслані ініціатором на адреси, зазначені у договорі про бронювання потужності, за умови, що ініціатором підтверджено факт надсилання таких повідомлень.
10.3.4. Замовник бронювання потужності, який одержав два примірники підписаного ОСП договору про бронювання потужності, у разі згоди з його умовами, протягом 5 робочих днів з дня його одержання підписує договір про бронювання потужності та повертає один примірник ОСП.
ОСП реєструє договір про бронювання потужності в день його надходження. Дата реєстрації договору є датою укладення сторонами договору про бронювання потужності.
10.3.5. Протягом 20 календарних днів з дня укладення договору про бронювання потужності замовник бронювання потужності надає ОСП на електронну чи поштову адресу, визначену в договорі про бронювання потужності, підтвердження внесення на рахунок умовного зберігання (ескроу), відкритого ним у будь-якому з банків, визначених ОСП, вартість плати за бронювання потужності в розмірі відповідно до чинного законодавства та в порядку, визначеному Методикою (порядком) формування плати за приєднання до системи передачі та системи розподілу, затвердженою постановою НКРЕКП від 18 грудня 2018 року № 1965.
У разі несплати замовником бронювання потужності вартості плати за бронювання потужності протягом зазначеного строку договір про бронювання потужності припиняється.
10.3.6. У разі зміни замовника бронювання потужності (сторони договору) до такого договору про бронювання потужності та додатків до нього вносяться лише ті зміни, що стосуються зміни замовника бронювання потужності.
10.3.7. Протягом одного місяця з дати укладення договору про бронювання потужності замовник бронювання потужності має право ініціювати перегляд технічних рішень щодо схеми приєднання його генеруючих установок, визначених ОСП у договорі про бронювання потужності.
10.3.8. Замовник бронювання потужності з метою перегляду технічних рішень щодо схеми приєднання його генеруючих установок або з метою визначення остаточного обсягу робіт, необхідних для реалізації схеми видачі потужності, може ініціювати зменшення величини заброньованої потужності.
Зменшення величини заброньованої потужності за ініціативою замовника бронювання потужності не є підставою для повернення коштів чи частини коштів з рахунку умовного зберігання (ескроу).
10.4. Розроблення замовником бронювання потужності проєктної документації
10.4.1. ОСП не пізніше ніж на 10 робочий день, починаючи з наступного робочого дня після дати реєстрації отриманого від замовника послуги бронювання потужності підписаного з його сторони примірника договору про бронювання потужності видає технічні дані, які необхідні для визначення обсягу робіт для реалізації схеми приєднання (видачі потужності).
Абзац перший підпункту 10.4.1 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
ОСП публікує на власному вебсайті в мережі Інтернет перелік технічних даних, які в обов’язковому порядку будуть ним надаватися замовнику бронювання потужності після реєстрації договору про бронювання потужності.
Замовник бронювання потужності разом з підписаним договором про бронювання потужності може звернутися до ОСП із зверненням щодо надання додаткових вихідних даних для проєктування, а ОСП має їх надати протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного звернення.
Абзац третій підпункту 10.4.1 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
ОСП не відповідає за ненадання запитуваних вихідних даних у разі, якщо ОСП не є власником таких вихідних даних.
Замовник бронювання потужності має право самостійно отримати необхідні вихідні дані для проєктування в інших суб’єктів господарювання (крім ОСП).
10.4.2. Замовник бронювання потужності подає ОСП письмове або електронне звернення з обґрунтуванням необхідності перегляду технічного рішення. ОСП зобов’язаний розглянути звернення протягом 10 робочих днів з дня, наступного за днем реєстрації отриманого звернення, та надати відповідь про погодження змін до технічного рішення з наданням замовнику бронювання потужності оновленого технічного рішення, що оформлюється шляхом підписання додаткової угоди до договору про бронювання потужності; або відмову в погодженні таких змін з урахуванням положень, викладених у цьому пункті.
Абзац перший підпункту 10.4.2 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
ОСП не погоджує запропоновані замовником бронювання потужності технічні рішення в разі, якщо такі рішення:
можуть призвести до необхідності внесення змін до вже виданих технічних умов на приєднання, у тому числі щодо схеми приєднання генеруючих установок за діючим договором про бронювання потужності;
не відповідають вимогам чинних нормативно-технічних документів, що регламентують розвиток та проєктування електричних мереж;
погіршують надійність мережі системи передачі та/або систем розподілу або призводять до збільшення витрат по відношенню до заходів, затверджених у Плані розвитку системи передачі.
Про непогодження технічних рішень ОСП повідомляє замовника бронювання потужності на електронну адресу та/або через особистий кабінет замовника, та у разі наявності в заяві про бронювання потужності відповідної відмітки – на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням, з посиланням на підстави, зазначені у цьому пункті.
Замовник бронювання потужності може звернутися до центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, для отримання висновку щодо обґрунтованості таких технічних рішень.
10.4.3. ОСП публікує на власному вебсайті виключний обсяг проєктування та вимоги до оформлення проєктної документації, що має бути здійснений замовником бронювання потужності з метою визначення остаточного обсягу робіт, необхідних для реалізації схеми видачі потужності, для можливості виконання ОСП:
математичного моделювання характерних усталених режимів роботи мережі з дослідженням впливу електроустановки для виробництва електричної енергії з енергії вітру на елементи електричної мережі системи передачі та мережі систем розподілу;
розрахунків відповідності перспективним струмам короткого замикання обладнання елементів електричної мережі системи передачі та систем розподілу;
розрахунків впливу на динамічну стійкість існуючих електростанцій та тих, на які видані технічні умови на приєднання, та тих, для яких видано технічні рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок за діючими договорами про бронювання потужності (потреба виконання розрахунків визначається ОСП відповідно до енергорайону, у якому здійснюється бронювання потужності);
розрахунків впливу на статичну стійкість мережі системи передачі та схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності (потреба виконання розрахунків визначається ОСП відповідно до енергорайону, у якому здійснюється бронювання потужності).
Під проєктною документацією для реалізації договору про бронювання потужності мається на увазі обсяг проєктних напрацювань, оформлений у вигляді єдиного документа, що відповідає обсягу, передбаченому цим пунктом.
Проєктна документація має відповідати вимогам щодо оформлення, які опубліковані на власному вебсайті ОСП.
10.4.4. За результатами розгляду проєктної документації ОСП оформлює технічне рішення щодо проєкту або надає зауваження до проєктної документації. Зауваження до проєктної документації мають містити технічне та/або нормативне обґрунтування та бути оформлені письмово із посиланням на відповідні вимоги нормативно-правових актів та/або технічних регламентів.
Строк розгляду отриманої проєктної документації, поданої ОСП на погодження, не може перевищувати 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після її реєстрації. Погодження проєктної документації здійснюється ОСП безоплатно.
Абзац другий підпункту 10.4.4 пункту 10.4 глави 10 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
10.4.5. У разі отримання від ОСП зауважень до проєктної документації замовник бронювання потужності здійснює її коригування з урахуванням наданих зауважень та подає відкориговану проєктну документацію на повторне погодження.
Повторне погодження проєктної документації здійснюється протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати її повторного подання. Під час повторного погодження проєктної документації не дозволяється висувати нові зауваження, якщо вони не стосуються внесених змін до проєктної документації.
Абзац другий підпункту 10.4.5 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
10.4.6. Замовник бронювання потужності може звертатися до ОСП щодо узгодження окремих технічних рішень, що виникають у процесі розроблення проєктної документації. Таке звернення розглядається протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після його реєстрації. ОСП може подовжити розгляд такого звернення до 20 робочих днів, надавши замовнику бронювання потужності лист з відповідною аргументацією.
Абзац перший підпункту 10.4.6 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
Результати погоджених рішень оформлюються письмово та враховуються у складі проєктної документації, яка подається на погодження відповідно до пункту 10.5.4 цієї глави, і не можуть бути підставою для відмови у погодженні проєктної документації.
10.4.7. За результатом погодження проєктної документації щодо визначення остаточного обсягу робіт, необхідного для реалізації схеми видачі потужності генеруючої установки, ОСП протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації отриманої проєктної документації готує технічне рішення та надає його у вигляді листа замовнику бронювання потужності.
Підпункт 10.4.7 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
10.4.8. Технічне рішення щодо погодження проєктної документації з визначення остаточного обсягу робіт, необхідного для реалізації схеми видачі потужності генеруючої установки, має містити опис:
схеми видачі потужності генеруючої установки від точки забезпечення потужності до точки приєднання в мережі системи передачі;
необхідних заходів з будівництва/реконструкції об’єктів мережі системи передачі;
заходів з реконструкції пристроїв релейного захисту та/або протиаварійної автоматики, та/або впровадження нової протиаварійної автоматики.
Замовник бронювання потужності після отримання технічних умов на приєднання, виданих на підставі технічного рішення у порядку, визначеному цим Кодексом, здійснює розроблення проєктної документації на будівництво/реконструкцію електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок генеруючої установки.
10.4.9. Технічне рішення щодо погодження проєктної документації з визначення остаточного обсягу робіт, необхідного для реалізації схеми видачі потужності генеруючої установки, діє до закінчення строку дії договору про бронювання потужності або до моменту набуття чинності договором про приєднання об’єкта замовника, щодо якого було укладено договір про бронювання потужності (залежно від того, що настане раніше).
10.4.10. Замовник бронювання потужності протягом 10 робочих днів, але не пізніше ніж за 20 робочих днів до дати завершення договору про бронювання потужності може направити зауваження до отриманого технічного рішення щодо погодження проєктної документації з визначення остаточного обсягу робіт, необхідного для реалізації схеми видачі потужності генеруючої установки.
У такому разі ОСП розглядає пропозиції замовника бронювання потужності та протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації отриманого звернення надає скориговане технічне рішення або направляє лист у спосіб, визначений цим Кодексом, з обґрунтуванням причин відмови у його наданні з посиланням на вимоги нормативно-технічних документів.
Абзац другий підпункту 10.4.10 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
Замовник бронювання потужності може звернутися до центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, для отримання висновку щодо обґрунтованості таких рішень.
10.5. Підготовка ОСП технічного рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності
10.5.1. ОСП забезпечує безоплатну видачу технічного рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності, типова форма якого наведена у додатку 18 до цього Кодексу, яке містить вимоги щодо рівня напруги приєднання, орієнтовний обсяг робіт, необхідний для виконання в мережі ОСП для приєднання потужності, зазначеної в заяві про бронювання потужності.
10.5.2. ОСП при підготовці технічного рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності керується принципами аналогічними щодо підготовки технічних умов на приєднання, визначеними цим Кодексом.
Технічне рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності є чинним протягом терміну дії договору про бронювання потужності.
За письмовим зверненням замовника бронювання потужності центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, надає висновок щодо технічної обґрунтованості технічного рішення на відповідність чинним стандартам, нормам та правилам.
10.5.3 Вимоги щодо проєктування технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення можуть бути опрацьовані замовником бронювання потужності та погоджені ОСП для врахування при підготовці технічного рішення.
ОСП може надати замовнику бронювання потужності протягом десяти робочих днів з дня надходження проєкту технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення зауваження до цього проєкту із посилання на вимоги законодавства, нормативно-технічних документів.
Обсяг деталізації технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення визначає замовник бронювання потужності, але не менше ніж це необхідно для визначення остаточного обсягу робіт у мережі ОСП.
При цьому повний обсяг проєктування технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення здійснюється вже на етапі реалізації договору про бронювання потужності.
Погоджений ОСП проєкт технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення є невід’ємною частиною технічного рішення та підлягає врахуванню ОСП під час підготовки технічних умов на приєднання у разі подання замовником бронювання потужності заяви про приєднання у порядку, визначеному цим Кодексом.
Розділ III доповнено новою главою 10 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
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.
Перелік цих нормативно-технічних документів та нормативно-правових актів оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.
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 РЧП.
Пункт 1.13 глави 1 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
1.14. ОСП для участі в обміні резервами потужності або спільному використанні резервів потужності або у процесі неттінгу небалансів потужності впроваджує відповідні процеси транскордонної активації.
З цією метою ОСП повинен укласти Операційну угоду синхронної області, де визначаються ролі та обов’язки ОСП, які здійснюють процес неттінгу небалансів потужності, процес транскордонної активації РВЧ або процес транскордонної активації РЗ між областями РЧП різних блоків РЧП або різних синхронних областей.
Главу 1 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
1.15. ОСП у разі участі з іншими ОСП в одному процесі неттінгу небалансів потужності, процесі транскордонної активації РВЧ або процесі транскордонної активації РЗ повинен укласти та дотримуватись положень відповідних угод, якими визначаються ролі та обов’язки таких ОСП, зокрема щодо:
надання всіх вхідних даних, необхідних для розрахунку обміну потужності відносно меж операційної безпеки та проведення аналізу операційної безпеки в реальному часі ОСП, які беруть участь, або причетними ОСП;
відповідальності за розрахунок обміну потужністю;
впровадження операційних процедур для забезпечення операційної безпеки.
ОСП, які беруть участь в одному процесі неттінгу небалансів потужності, процесі транскордонної активації РВЧ або процесі транскордонної активації РЗ, мають право визначити послідовний підхід до розрахунку обміну потужністю. Послідовний розрахунок обміну потужністю повинен дозволяти будь-якій групі ОСП, які управляють областями РЧП або блоками РЧП, з’єднаними міждержавними лініями електропередачі, обмінюватися потужністю при неттінгу небалансів потужності, відновленні частоти або заміщенні резервів між собою до обміну з іншими ОСП.
Главу 1 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
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 в режимі реального часу для будь-якого з типів резервів: РПЧ, РВЧ та РЗ;
Абзац другий пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи знаходиться в межах 100 - 200 мГц протягом періоду часу, що не перевищує 15 хвилин;
Абзац третій пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи в стабільному стані безперервно перевищує 50 % від максимального усталеного відхилення частоти протягом періоду часу, що перевищує час активації передаварійного режиму (15 хвилин), або стандартний діапазон частот протягом періоду часу, що перевищує час для відновлення частоти;
Абзац пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
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 наявна хоча б одна із умов:
Абзац перший пункту 2.4 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023, № 677 від 06.05.2025
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 системи передачі в аварійному режимі або у режимі системної аварії, ОСП розпочав активацію заходів Плану відновлення.
Пункт 2.5 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
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
Пункт 2.8 глави 2 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
2.8. 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.
У разі виявлення структурних перевантажень або інших значних фізичних перевантажень між торговими зонами ENTSO - E та всередині них з моменту підтвердженого виявлення таких перевантажень ОСП може розробити та застосовувати національний або міжнародний плани дій або виконати перегляд і зміну конфігурації своєї торгової зони.
Пункт 3.2 глави 3 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
У разі розроблення національного або міжнародного плану дій проєкт такого плану надається ОСП на розгляд Регулятору.
Пункт 3.2 глави 3 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
ОСП враховує надані Регулятором пропозиції та зауваження до проєкту національного або міжнародного плану дій. У разі неврахування відповідних пропозицій та зауважень ОСП надає Регулятору разом з доопрацьованим проєктом плану обґрунтування такого неврахування.
Пункт 3.2 глави 3 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
3.3. ОСП повинен застосовувати такі принципи при активації і координації коригувальних дій:
Абзац перший пункту 3.3 глави 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
при порушенні операційної безпеки, що не вимагають залучення інших ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії, визначені у главі 4 цього розділу, для повернення системи у нормальний режим і запобігати поширенню передаварійного або аварійного режиму за межі його області регулювання;
Абзац другий пункту 3.3 глави 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
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 відповідно до методології підготовки коригувальних дій у координований спосіб, беручи до уваги їх транскордонне значення (із застосуванням координованої передиспетчеризації та зустрічної торгівлі) та з урахуванням рекомендацій РКЦ.
Абзац третій пункту 3.3 глави 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
3.4. При виборі відповідних коригувальних дій ОСП повинен застосовувати такі критерії:
активувати найбільш ефективні та економічно доцільні коригувальні дії;
активувати коригувальні дії в режимі, якомога наближеному до реального часу, ураховуючи очікуваний час активації і терміновість ситуації, пов’язаної з експлуатацією системи, яку вони повинні врегулювати;
ураховувати ризики відмов при застосуванні доступних коригувальних дій та їх вплив на операційну безпеку, зокрема ризики:
відмов або перевантаження обладнання, а також помилкових дій оперативного персоналу при реалізації коригувальних дій та їх вплив на операційну безпеку;
відмов або КЗ внаслідок зміни топології мереж;
відключень, спричинених змінами активної та реактивної потужності генеруючих одиниць або об’єктів енергоспоживання;
несправності, спричинені поведінкою обладнання;
надавати перевагу коригувальним діям, що забезпечують найбільший обсяг пропускної спроможності міждержавних перетинів для цілей розподілу пропускної спроможності, забезпечуючи дотримання меж операційної безпеки.
Пункт 3.4 глави 3 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
4. Типи коригувальних дій
4.1. ОСП має застосовувати такі типи коригувальних дій:
зміна тривалості планових відключень або повернення в роботу елементів системи передачі для забезпечення експлуатаційної готовності таких елементів системи передачі;
зміна положень РПН;
зміна положень ТПР;
зміна топології;
перемикання конденсаторів і реакторів;
застосування пристроїв управління напругою та реактивною потужністю на основі силової електроніки;
видача оперативної команди ОСР і значним користувачам, приєднаним до системи передачі, щодо блокування автоматичного регулювання напруги та реактивної потужності трансформаторів або щодо активації на їхніх об’єктах таких коригувальних дій, як зміна положень РПН, зміна положень ТПР або зміна топології, якщо погіршення напруги становить загрозу для операційної безпеки або може призвести до лавини напруги в системі передачі;
застосування вимоги щодо зміни реактивної потужності або заданого значення напруги, приєднаних до системи передачі генеруючих одиниць;
перерахунок на добу наперед та внутрішньодобово пропускної спроможності міждержавних перетинів відповідно до Порядку розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів;
перерахунок графіків навантажень одиниць постачання послуг з балансування в області регулювання ОСП;
передиспетчеризація користувачів, приєднаних до системи передачі або системи розподілу в межах області регулювання ОСП, між двома або декількома ОСП;
зустрічна торгівля між користувачами суміжних систем передач;
регулювання перетоків активної потужності системи ПСВН;
застосування процедур управління відхиленнями частоти (корекція синхронного часу, помилки області регулювання);
зменшення розподіленої пропускної спроможності міждержавних перетинів в ситуації, коли використання пропускної спроможності ставить під загрозу операційну безпеку, а передиспетчеризація або зустрічна торгівля неможлива;
у разі необхідності - аварійне розвантаження (ручне обмеження споживання) в нормальному та передаварійному режимі.
Пункт 4.1 глави 4 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
4.2. У разі необхідності та обґрунтованості з метою забезпечення операційної безпеки ОСП може розробити та застосувати додаткові коригувальні дії. ОСП повинен обґрунтовувати ці випадки та звітувати Регулятору протягом 10 календарних днів після застосування додаткових коригувальних дій, але на рідше одного разу на рік. Відповідні звіти та обґрунтування також мають бути опубліковані на офіційному вебсайті ОСП протягом 30 днів після їх надання Регулятору.
Главу 4 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
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 коригувальних дій, які мають вплив на приєднані до системи передачі/розподілу електроустановки значних користувачів та ОСР, ОСП, у разі якщо система передачі перебуває у нормальному або передаварійному режимі, повинен оцінити вплив таких коригувальних дій спільно із відповідними ОСР та значними користувачами і вибирати коригувальні дії, які сприятимуть підтримці нормального режиму та безпечній роботі системи передачі, систем розподілу та електроустановок значних користувачів. Значний користувач та ОСР повинні надавати ОСП усю необхідну інформацію для підготовки коригувальних дій.
Пункт 5.3 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
5.4. ОСП повинен забезпечити готовність, надійність і резервування засобів зв'язку та наведених нижче засобів, які необхідні для роботи системи передачі:
засоби моніторингу поточного режиму системи передачі, включно із засобами оцінювання стану та засобами автоматичного регулювання частоти та потужності;
засоби управління перемиканнями комутаційного обладнання, РПН трансформаторів та іншого обладнання, яке призначене для управління елементами системи передачі;
засоби зв'язку з диспетчерськими пунктами іншого ОСП синхронної області, ОСР, Користувачів та РКЦ;
програмно-технічні засоби аналізу операційної безпеки;
механізми та засоби взаємодії (зв'язку) з іншим ОСП синхронної області, які необхідні для забезпечення здійснення міждержавних ринкових операцій.
Пункт 5.4 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
5.5. Якщо інструменти, засоби та обладнання ОСП, зазначені в пункті 5.4 цієї глави, впливають на ОСР або значних користувачів системи передачі, які беруть участь у наданні послуг з балансування, ДП, заходах захисту або відновлення системи, або наданні оперативних даних у режимі реального часу, ОСП, ОСР та такі значні користувачі повинні співпрацювати та координувати дії для визначення та забезпечення доступності, надійності та резервування таких інструментів, засобів та обладнання.
Абзац перший пункту 5.5 глави 5 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
ОСП приймає та принаймні щорічно переглядає свій план забезпечення безперервної роботи, у якому визначаються заходи реагування на втрату критичних інструментів, засобів та обладнання, а також вимоги щодо їх технічного обслуговування, заміни та розвитку, та оновлює його за необхідності, зокрема після будь-якої істотної зміни критичних інструментів, засобів та обладнання або відповідних умов експлуатації системи. ОСП повинен надавати частини плану забезпечення безперервної роботи, які впливають на ОСР і значних користувачів, відповідним ОСР та значним користувачам.
Пункт глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
5.6. При підготовці та застосуванні коригувальних дій кожен ОСП повинен, якщо система передачі не знаходиться в нормальному режимі або в передаварійному режимі, у межах можливості координувати коригувальні дії із значними користувачами системи передачі та ОСР, які зазнають впливу, для забезпечення операційної безпеки і цілісності системи передачі.
Під час застосування ОСП коригувальних дій, кожен значний користувач системи передачі та OСР, які зазнають впливу, повинні виконувати оперативні команди, надані ОСП.
Пункт глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
5.7. Якщо обмеження мають наслідки тільки для локального стану в області регулювання ОСП і порушення операційної безпеки не потребує скоординованого управління, ОСП, що відповідає за управління, може прийняти рішення не застосовувати коригувальні дії, які передбачають фінансові витрати ОСП для зняття цих обмежень.
Пункт глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
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 ОСП
7.1. ОСП повинен скласти План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури ОСП, який містить ідентифікацію, відбір та визначення пріоритетності елементів критичної інфраструктури ОСП, 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 ОСП 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 ОСП у сфері електроенергетики на регіональному рівні.
7.3. У плані забезпечення безпеки має бути врахований потенційний вплив на системи передачі інших країн, що синхронно працюють в одній синхронній області, а також організаційні та фізичні заходи, спрямовані на пом'якшення виявлених ризиків.
ОСП повинен регулярно переглядати План забезпечення безпеки з метою врахування змін сценаріїв загроз та відображення розвитку системи передачі.
7.4. План забезпечення безпеки має перелік критичної інфраструктури ОСП 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;
обмін інформацією;
підвищення обізнаності та навчання;
безпеку інформаційних систем;
- 2) періодичні заходи безпеки, які можуть бути активізовані відповідно до різного рівня ризику та загрози.
7.5. ОСП один раз на два роки звітує щодо видів ризику, загроз безпеці критичній інфраструктурі ОСП 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».
Глава 7 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
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, укладена відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності, розробляється ОСП синхронної області відповідно до стандартів та правил ENTSO-E та повинна включати, зокрема:
правила визначення обсягів, розподілу та місць розміщення резервів потужності та їх характеристик;
розподіл обов’язків між ОСП синхронної області;
визначення параметрів якості частоти та цільові параметри якості частоти в синхронній області, а також цільові параметри помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) для кожного блока РЧП;
методологію оцінювання ризику та розвитку ризику виснаження РПЧ у синхронній області;
схему організації системи регулювання частоти та потужності;
положення щодо суб’єкта моніторингу роботи синхронної області;
розрахунки програм регулювання нетто-позиції області по змінному струму на основі спільного періоду зміни потужності для розрахунку ACE для синхронної області з більш ніж однією областю РЧП;
структуру РЧП;
методику щодо зменшення відхилення електричного часу;
операційні процедури у разі виснаження РПЧ;
вимоги щодо доступності, надійності та резервованості програмно-технічних засобів та засобів зв'язку для регулювання частоти та потужності;
правила роботи у нормальному та аварійному режимах;
операційні процедури для зменшення відхилення частоти системи для відновлення режиму системи до нормального режиму та обмеження ризику переходу в аварійний режим;
функції та обов’язки ОСП, які впроваджують процес неттінгу небалансів потужності, процес транскордонної активації РВЧ або процес транскордонної активації РЗ;
мінімальний період активації, який повинен бути забезпечений постачальниками РПЧ;
методології визначення обмежень обсягу спільного використання РПЧ між синхронними областями;
методології визначення обмежень обсягу обміну РВЧ, РЗ між синхронними областями та методології визначення обмежень обсягу спільного використання РВЧ, РЗ між синхронними областями.
Підпункт 8.1.6 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.1.7. Операційна угода блока РЧП, укладена відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності, має відповідати стандартам та правилам ENTSO-E та, крім вимог, встановлених у підпункті 8.1.6 цього пункту, включати:
цільові параметри помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) для кожної області РЧП, якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП;
визначення суб’єкта моніторингу блока РЧП;
обмеження швидкості зміни активної потужності у блоці РЧП;
розподіл відповідальності між ОСП блока РЧП;
операційні процедури у разі виснаження РВЧ або РЗ;
будь-які обмеження обміну РПЧ між різними областями РЧП у синхронній області та обміну РВЧ або РЗ між областями РЧП блока РЧП у синхронній області, що складається з більш ніж одного блока РЧП;
координацію дій та заходи щодо зменшення помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) блока РЧП.
Підпункт 8.1.7 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.1.8. ОСП має право за необхідності укладати з іншими ОСП своєї синхронної області операційні угоди області РЧП, операційні угоди області моніторингу, угоди, що стосуються врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків, неттінгу небалансів потужності, транскордонної активації РВЧ та РЗ, спільного використання резервів потужності, обміну резервами потужності, а також інші угоди та методики, що вимагаються стандартами та правилами ENTSO-E.
Підпункт 8.1.8 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 677 від 06.05.2025
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.
В операційній угоді синхронної області, до якої приєднався ОСП, можуть бути встановлені відмінні від зазначених у цьому підпункті цільові показники, після внесення відповідних змін до Кодексу.
Підпункт 8.2.1 пункту 8.2 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.2.2. ОСП повинен забезпечувати такі параметри ACE:
кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 200 мГц, повинна становити менше 30 % від кількості 15-хвилинних інтервалів на рік;
кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 500 мГц, повинна становити менше 5 % від кількості 15 хвилинних інтервалів на рік.
8.2.3. Якщо ОСП входить у блок РЧП, який складається більше ніж з однієї області РЧП, він повинен зазначити в Операційній угоді блока РЧП значення цільових параметрів ПРВЧ (FRCE) для кожної області РЧП.
Підпункт 8.2.3 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.2.4. ОСП повинен щорічно перевіряти дотримання цільових параметрів ПРВЧ (FRCE).
Пункт 8.2 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом 8.2.4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.2.5. Оцінка якості частоти виконується на основі даних про миттєві значення частоти і миттєві значення відхилень частоти відповідно до критеріїв оцінки якості частоти. Точність вимірювання значень миттєвої частоти і миттєвих значень частотної складової ACE, що вимірюється у Гц, повинна бути не гіршою 1 мГц, а циклічність вимірювань та передачі значень не повинна перевищувати 1 секунду.
8.2.6. Критерії оцінки якості частоти повинні включати:
- 1) для синхронної області під час роботи в нормальному режимі або передаварійному режимі на місячній основі для даних про миттєву частоту:
середнє значення;
стандартне відхилення;
1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й та 99-й процентиль;
загальний час, протягом якого абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало стандартне відхилення частоти, окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти;
загальний час, протягом якого абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало максимальне миттєве відхилення частоти, окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти;
кількість випадків, коли абсолютне значення миттєвого відхилення частоти в синхронній області перевищувало 200 % від стандартного відхилення частоти і миттєве відхилення частоти не було повернуто до значення 50 % від стандартного відхилення частоти для синхронної області протягом часу відновлення частоти. Дані повинні визначатися окремо для від’ємних і додатних відхилень частоти;
- 2) для блока РЧП під час роботи в нормальному режимі або передаварійному режимі на місячній основі:
для набору даних, який містить середні значення FRCE для блока РЧП протягом часових інтервалів, які дорівнюють часу відновлення частоти:
середнє значення,
стандартне відхилення,
1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й та 99-й процентиль,
кількість часових інтервалів, коли середнє значення FRCE перебувало за межами діапазону ПРВЧ (FRCE) рівня 1, окремо для від’ємних і додатних значень FRCE;
кількість часових інтервалів, коли середнє значення FRCE перебувало за межами діапазону ПРВЧ (FRCE) рівня 2, окремо для від’ємних і додатних значень FRCE;
для набору даних, який містить середні значення FRCE для блока РЧП протягом часових інтервалів тривалістю одна хвилина: кількість випадків протягом місячного періоду, коли значення FRCE перевищувало 60 % резервної потужності РВЧ і не повернулося до 15 % резервної потужності РВЧ протягом часу відновлення частоти, окремо для додатних і від’ємних значень FRCE;
інтегральну тривалість знаходження частоти в певному діапазоні значень протягом доби, місяця (гістограми частоти);
кількість і тривалість корекції (поправок) частоти;
екстремуми (максимум і мінімум) частоти за минулу добу з фіксацією часу екстремумів;
відхилення синхронного (електричного) часу від астрономічного на поточний момент наростаючим підсумком за добу, місяць, рік.
Підпункт 8.2.6 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.2.7. ОСП синхронної області повинні визначити в Операційній угоді синхронної області спільну методологію оцінювання ризику та розвитку ризику виснаження РПЧ у синхронній області. Така методологія повинна використовуватися принаймні щорічно і повинна ґрунтуватися щонайменше на даних про миттєву частоту системи за минулий період тривалістю не менше одного року. ОСП синхронної області повинні надавати необхідні вхідні дані для такого оцінювання.
Підпункт 8.2.7 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.2.8. ОСП має визначати в Операційній угоді блока РЧП такі заходи для усунення АСЕ (зменшення до нуля) блока РЧП і зменшення відхилень частоти, беручи до уваги технологічні обмеження генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць споживання:
зобов'язання щодо швидкості зміни навантаження, а також щодо часу початку зміни навантаження;
координація зміни навантаження генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць споживання у блоці РЧП.
Підпункт 8.2.8 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
Підпункт пункту 8.2 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 68 від 17.01.2023
8.3. Структура регулювання частоти та потужності, структура відповідальності за процес регулювання
8.3.1. РЧП в ОЕС України має бути забезпечене для таких режимів:
відокремленої роботи ОЕС України від енергосистем інших країн;
паралельної роботи ОЕС України з енергооб'єднанням ENTSO-E (ОЕС України може виконувати функцію області РЧП або, за укладеною угодою, блока РЧП в енергооб'єднанні).
8.3.2. Функціональну структуру побудови системи регулювання частоти та потужності в ОЕС України наведено на рисунку 18.
Рисунок 18
8.3.3. Заходи з регулювання здійснюються на різних послідовних етапах, кожний з яких має різні характеристики та якості, і всі вони є взаємозалежними:
надання РПЧ розпочинається протягом 0,1 - 2 секунд з урахуванням відповідних технічних вимог до електроустановок, визначених розділом III цього Кодексу, як спільна дія всіх учасників паралельної роботи;
аРВЧ вводиться в дію централізовано у блоці РЧП/синхронній області протягом декількох десятків секунд, вивільняє РПЧ, відновлює нормальні параметри частоти та сальдо зовнішніх перетоків;
рРВЧ та РЗ вводиться в дію у блоці РЧП/синхронній області і вивільняє аРВЧ централізованим переплануванням генерації/зовнішніх перетоків/споживання;
регулювання часу виправляє глобальні відхилення синхронного часу за тривалий період.
8.3.4. ОСП повинен забезпечити якісне регулювання частоти та потужності у своїй області РЧП (ОЕС України) з дотриманням планових значень міждержавних обмінів.
8.3.5. ОСП для свого блока РЧП повинен узгодити в Операційній угоді блока РЧП розподіл обов'язків між ОСП цього блока РЧП для дотримання зобов’язань, викладених у підпункті 8.3.28 цього пункту.
8.3.6. ОСП для своєї синхронної області повинен узгодити в Операційній угоді синхронної області розподіл обов'язків між ОСП цієї синхронної області для дотримання зобов’язань, викладених у підпункті 8.3.29 цього пункту.
8.3.7. Нормований ППЧ полягає в утриманні частоти та зменшення відхилень частоти від номінального значення за рахунок активації РПЧ. Цей процес починається автоматично протягом декількох секунд з моменту відхилення частоти від номінального значення та децентралізовано залучає РПЧ у синхронній області пропорційно величині відхилення частоти і діє аж до повернення частоти до номінального значення в результаті дії ПВЧ.
8.3.8. ПВЧ полягає у поверненні частоти до номінального значення при одночасному поверненні міждержавних обмінів до планових значень (при синхронній роботі з енергосистемами інших держав) шляхом зведення помилки області регулювання АСЕ до нуля протягом часу для відновлення частоти (не більше 15 хвилин), а також у відновленні активованого РПЧ шляхом активації РВЧ.
8.3.9. ПЗР полягає у поступовому відновлені активованих РПЧ та РВЧ шляхом активації РЗ. ПЗР може здійснюватися вручну відповідно до оперативних команд ОСП або автоматично.
8.3.10. Для зменшення кількості одночасних активацій РВЧ у різних напрямках різних областей РЧП ОСП може застосовувати процес неттінгу небалансів потужності шляхом обміну потужностями між ними.
8.3.11. ОСП має право здійснювати процес неттінгу небалансів потужності для областей РЧП в одному блоці РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди щодо неттінгу небалансів потужності.
8.3.12. ОСП повинен впроваджувати процес неттінгу небалансів потужності таким чином, щоб не впливати на:
стабільність регулювання частоти та потужності синхронної області або синхронних областей, залучених до процесу неттінгу небалансів потужності;
стабільність РВЧ і РЗ кожної області РЧП ОСП-учасникам або причетним ОСП;
операційну безпеку.
8.3.13. ОСП здійснює обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності між областями РЧП синхронної області принаймні одним з наступних шляхів:
шляхом визначення потоку активної потужності через віртуальну лінію зв’язку, що має бути частиною розрахунку FRCE;
шляхом регулювання потоків активної потужності через міждержавні лінії електропередачі ПСВН.
8.3.14. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності між областями РЧП різних синхронних областей шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
8.3.15. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності в області РЧП таким чином, щоб не перевищувати фактичний обсяг активації РВЧ, необхідний для регулювання FRCE цієї області РЧП до нуля без обміну потужністю для неттінгу небалансів потужності.
8.3.16. ОСП, який бере участь у процесі неттінгу небалансів потужності, повинен забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужністю для неттінгу небалансів потужності дорівнювала нулю.
8.3.17. Процес неттінгу небалансів потужності повинен включати резервний механізм, який гарантує, що обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності в кожній області РЧП дорівнює нулю або обмежений значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.
8.3.18. Якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП та РВЧ, та РЗ розраховується на основі небалансів блока РЧП, усі ОСП одного і того ж блока РЧП здійснюють процес неттінгу небалансів потужності і обмінюються максимальним обсягом потужності неттінгу небалансів потужності, визначеним у підпункті 8.3.15 цього пункту, з іншими областями РЧП того ж блока РЧП.
8.3.19. Якщо процес неттінгу небалансів потужності здійснюється для областей РЧП різних синхронних областей, ОСП обмінюється максимальним обсягом потужності неттінгу небалансів потужності, визначеним у підпункті 8.3.15 цього пункту, з іншим ОСП тієї ж синхронної області, що бере участь у цьому процесі неттінгу небалансів потужності.
8.3.20. Якщо процес неттінгу небалансів потужності здійснюється для областей РЧП, які не є частиною одного блока РЧП, усі ОСП відповідних блоків РЧП повинні виконувати зобов'язання, передбачені угодами між блоками РЧП, незалежно від обміну потужністю для неттінгу небалансів потужності.
8.3.21. У разі якщо виникнення передаварійного, аварійного режиму роботи або режиму системної аварії та вичерпання резервів регулювання частоти та потужності в ОЕС України або системі передачі суміжного ОСП, ОСП має право використовувати аварійну допомогу від суміжного ОСП або надавати аварійну допомогу суміжному ОСП (за умови, що це не призведе до виникнення передаварійного, аварійного режиму роботи або режиму системної аварії та/або вичерпання резервів регулювання частоти та потужності в ОЕС України) відповідно до договорів, укладених з цим суміжним ОСП або з іншими суб'єктами господарювання, уповноваженими на підписання таких договорів відповідно до чинних нормативно-правових актів суміжних країн.
8.3.22. Допомога суміжному ОСП через міждержавні лінії електропередачі ПСВН надається з урахуванням технічних характеристик і здатності системи ПСВН щодо:
заходів з ручного регулювання передаваної активної потужності, щоб допомогти ОСП в аварійному режимі привести перетоки потужності до меж операційної безпеки або частоту суміжної синхронної області - до меж частоти у системі в передаварійному режимі;
автоматичного регулювання передаваної активної потужності;
автоматичного регулювання частоти в ізольованому (острівному) режимі роботи;
регулювання напруги та реактивної потужності;
будь-які інші доцільні дії.
8.3.23. При визначенні структури відповідальності за виконання процесу регулювання частоти та потужності ОСП для своєї синхронної області має враховувати принаймні такі критерії:
обсяг повної інерції синхронної області включно зі штучною інерцією;
структуру/топологію мережі;
поведінку навантаження, виробницва, УЗЕ та систем ПСВН.
8.3.24. ОСП має визначати в Операційній угоді синхронної області мінімальні вимоги до доступності, надійності та резервованості програмно-апаратних засобів та засобів зв'язку, зокрема:
точність, циклічність, доступність та резервованість телевимірів значень перетоків активної потужності по міждержавних лініях електропередач;
доступність і резервованість каналів передачі даних;
протоколи інформаційного обміну.
8.3.25. ОСП має визначити додаткові вимоги до готовності, надійності і резервованості технічної інфраструктури в Операційній угоді блока РЧП.
8.3.26. ОСП області РЧП повинен:
забезпечувати достатню якість і надійність здійснення розрахунку FRCE;
здійснювати моніторинг якості розрахунку FRCE в режимі реального часу;
вживати заходів у разі помилок при розрахунку FRCE;
не менше одного разу на рік виконувати постфактум моніторинг якості розрахунку FRCE шляхом порівняння фактичних значень сальдо перетоків з плановими (договірними) значеннями.
8.3.27. ОСП разом з іншим ОСП синхронної області бере участь у розробці загальної пропозиції, що стосується визначення блоків РЧП, які мають відповідати таким вимогам:
область моніторингу відповідає або є частиною тільки однієї області РЧП;
область РЧП відповідає або є частиною тільки одного блока РЧП;
блок РЧП відповідає або є частиною тільки однієї синхронної області;
кожен елемент мережі є частиною тільки однієї області моніторингу, тільки однієї області РЧП і тільки одного блока РЧП.
8.3.28. ОСП блока РЧП зобов'язаний:
забезпечувати виконання цільових параметрів ПРВЧ/FRCE в блоці РЧП, визначених в Операційній угоді блока РЧП відповідно до підпункту 8.2.3 пункту 8.2 цієї глави,
дотримуватися правил визначення обсягу РВЧ відповідно до підпункту 8.4.3 пункту 8.4 цієї глави та правил визначення обсягу РЗ відповідно до підпункту 8.4.4 пункту 8.4 цієї глави.
8.3.29. ОСП синхронної області зобов'язаний:
впроваджувати та експлуатувати ППЧ для синхронної області;
дотримуватися правил визначення обсягів РПЧ, відповідно до підпункту 8.4.2 пункту 8.4 цієї глави, та
забезпечувати виконання цільових параметрів якості частоти, визначених у підпункті 8.2.1 пункту 8.2 цієї глави.
8.3.30. ОСП разом з іншим ОСП декількох областей РЧП, об’єднаних міждержавними перетинами, мають право створювати блок РЧП, якщо дотримані вимоги до блока РПЧ, визначені в підпункті 8.3.28 цього пункту.
Пункт 8.3 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.4. Регулювання частоти та потужності
8.4.1. Режими системи, пов’язані з частотою системи
- 1) ОСП повинен:
здійснювати управління ОЕС України з достатніми резервами активної потужності на завантаження/розвантаження, які можуть включати спільне використання резервів або обмін резервами, для забезпечення балансу між виробництвом та споживанням у межах своєї області регулювання;
Абзац другий підпункту 1 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
забезпечити якісне регулювання частоти в синхронній області у співпраці з усіма ОСП синхронної області;
забезпечити обмін даними в режимі реального часу з іншими ОСП синхронної області, які мають включати:
режим роботи системи передачі,
фактичні значення АСЕ блоку регулювання/синхронної області;
забезпечити заходи, за яких час існування АСЕ поза зоною нечутливості не перевищувала 15 хвилин;
2) ОСП повинен визначати в Операційній угоді синхронної області процедури управління для передаварійного режиму через порушення меж відхилення частоти системи. Процедури управління повинні бути спрямовані на зменшення відхилення частоти системи з метою відновлення режиму системи до нормального і обмеження ризику входження в аварійний режим. Процедури управління повинні передбачати право ОСП відхилятися від звичайного ПВЧ;
Підпункт 2 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
3) якщо система працює в передаварійному режимі через недостатню кількість резервів активної потужності, ОСП повинен у тісній співпраці з іншим ОСП своєї синхронної області та ОСП інших синхронних областей вжити заходи для відновлення та заміни необхідних рівнів активних резервів потужності. Для цього ОСП блока регулювання частоти та потужності має право вимагати від користувачів системи передачі/розподілу зміни виробництва або споживання електричної енергії в межах своєї області регулювання, щоб зменшити або усунути порушення вимог до резерву активної потужності;
Підпункт 3 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
- 4) ОСП має право вимагати внесення змін у виробництво або споживання активної потужності генеруючих одиниць і об'єктів енергоспоживання у відповідних областях, щоб зменшити ПРВЧ (FRCE), якщо:
1-хвилинна середня ПРВЧ (FRCE) блока РЧП перевищує діапазон ПРВЧ (FRCE) рівня 2, щонайменше, протягом часу, необхідного на відновлення частоти, і якщо ОСП блока РЧП не очікує, що ПРВЧ (FRCE) буде значно зменшена шляхом вживання заходів активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних);
ПРВЧ (FRCE) блока РЧП перевищує 25 % від еталонного інциденту синхронної області, протягом більше 30 хвилин поспіль, і якщо ОСП блока РЧП не очікує зменшення ПРВЧ (FRCE) у достатній мірі після вживання заходів активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних).
Суб’єкт моніторингу блока РЧП несе відповідальність за виявлення будь-якого порушення меж, зазначених у цьому підпункті, а також:
інформує іншого ОСП в блоці РЧП;
разом з ОСП блока РЧП виконує узгоджені дії для зменшення ПРВЧ (FRCE), які визначаються в Операційній угоді блока РЧП;
Підпункт 4 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
5) суб’єкт моніторингу синхронної області повинен визначати режим системи відносно частоти системи та забезпечувати інформування всіх ОСП у синхронній області, якщо відхилення частоти системи відповідатиме одному із критеріїв передаварійного режиму.
Підпункт підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.4.2. Вимоги до первинного регулювання частоти нормованого ППЧ та РПЧ:
Абзац перший підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022, № 677 від 06.05.2025
1) розрізняють загальне первинне регулювання частоти і нормований ППЧ в ОЕС України.
Абзац перший підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
Участь у загальному первинному регулюванні частоти є обов’язковою умовою для генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D, які працюють у складі ОЕС України.
Абзац другий підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 677 від 06.05.2025
Усі генеруючі одиниці типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D повинні постійно брати участь у загальному первинному регулюванні частоти.
Абзац третій підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 677 від 06.05.2025
Під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блока РЧП одиниці надання ДП, що мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ, повинні забезпечити надання ДП з РПЧ у повному обсязі (незалежно від того чи були продані ці обсяги на відповідних аукціонах на ДП) з урахуванням доведеного ОСП балансу потужності відповідно до програми системних випробувань на цей час та оперативних команд диспетчера ОСП;
Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 677 від 06.05.2025
Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020
2) загальне первинне регулювання частоти в ОЕС України має здійснюватися з метою збереження електропостачання споживачів і функціонування електростанцій у разі аварійних відхилень частоти;
Підпункт 2 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
3) нормований ППЧ має забезпечити стійку видачу необхідного РПЧ з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше та його підтримання до повернення частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії ПВЧ, тобто протягом щонайменше 15 хвилин. Задана величина РПЧ має контролюватись і підтримуватись оперативним персоналом електростанції на генеруючих одиницях, УЗЕ, одиницях споживання, що залучені до нормованого ППЧ;
Підпункт 3 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
4) у разі еталонного інциденту ППЧ має утримувати квазістатичне відхилення частоти в межах 50 ± 0,2 Гц і динамічне відхилення частоти у межах 50 ± 0,8 Гц;
Підпункт 4 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
5) у разі відхилення частоти від номінальної понад 200 мГц до частот, визначених підпунктом 1 пункту 2.3 глави 2, пунктом 3.1 глави 3, підпунктом 1 пункту 4.1 глави 4 та підпунктом 1 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу, генеруючі одиниці, системи ПСВН, УЗЕ, одиниці споживання, що залучені до нормованого ППЧ, не повинні обмежувати видачу встановленого (фіксованого) РПЧ і додаткової регулюючої потужністі з незмінним значенням статизму в усьому діапазоні регулювання до виникнення технічних обмежень (залежно від виду генеруючої одиниці). У такому випадку додаткова регулююча потужність в ОЕС України забезпечується загальним первинним регулюванням частоти;
Підпункт 5 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6) після мобілізації РПЧ встановлюється квазістатичний баланс потужності за нового квазістатичного значення частоти, відмінного від номінального, оскільки ППЧ є статичним і залежність величини відхилення частоти від величини небалансу потужності визначається крутизною СЧХ усієї синхронної області;
Підпункт 6 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
- 7) для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України (блока РЧП) нормою участі в загальному первинному регулюванні частоти є забезпечення:
дії ППЧ у межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання УЗЕ;
стійкої видачі наявного РПЧ з моменту відхилення частоти від номінальної на ± 0,2 Гц та більше і до входу відхилення частоти в мертву зону загального первинного регулювання частоти ± 0,2 Гц, тобто не менше 15 хвилин;
динаміка зміни потужності генеруючої одиниці у процесі загального первинного регулювання частоти визначається її наявними системами регулювання і має відповідати вимогам ГКД 34.20.507, а для УЗЕ визначається їхніми наявними системами регулювання та вимогами цього Кодексу;
Підпункт 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
- 8) для всіх генеруючих одиниць типу В (відповідно до їх технічної спроможності), С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блока РЧП вимогами щодо участі в загальному первинному регулюванні частоти є забезпечення:
дії ППЧ у межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання УЗЕ;
можливості гнучкого налаштування величини мертвої зони частотної характеристики в діапазоні від 0 до 0,2 Гц у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, який враховує технічну спроможність обладнання;
стійкої видачі наявної потужності при виході частоти за межі встановленої мертвої зони частотної характеристики і до входу відхилення частоти в мертву зону частотної характеристики загального первинного регулювання частоти протягом не менше ніж 15 хвилин;
можливості змінювати уставку статизму у діапазоні:
від 2 % до 12 % (для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D відповідно до їх технічної спроможності),
від 0,1 % до 12 % (для УЗЕ типу А1, А2, B, C, D) у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, який враховує технічну спроможність обладнання;
динаміки зміни потужності генеруючої одиниці у процесі загального первинного регулювання частоти, що визначається їх наявними системами регулювання, зокрема для генеруючих одиниць, які мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ - динаміка зміни потужності згідно з підпунктом 13 цього підпункту, а для УЗЕ визначається наявними в них системами регулювання та вимогами цього Кодексу;
Підпункт 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
- 9) забороняється використання пристроїв і систем автоматичного керування, а також ведення режимів роботи електростанцій, енергоблоків (агрегатів), що перешкоджають зміні потужності в разі зміни частоти. З дозволу ОСП допускається короткочасне їхнє використання в разі несправності основного обладнання, щоб запобігти виникненню технологічних порушень або їхньої ліквідації. Після зміни потужності, зумовленої зміною частоти, оперативний персонал електростанцій має право втручатися у процес регулювання потужності тільки в таких випадках:
після відновлення частоти 50,00 Гц;
з дозволу ОСП;
у разі виходу потужності за межі, що допустимі для обладнання;
у разі виходу швидкості зміни потужності за межі, що допустимі для обладнання;
у разі виникнення загрози порушення технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока АЕС;
10) нормований ППЧ має забезпечувати стійку видачу необхідного РПЧ і його утримання, починаючи з моменту відхилення частоти від номінальної на величину мертвої зони частотної характеристики, встановленої відповідно до підпункту 17 цього підпункту, і більше, закінчуючи повною компенсацією небалансу потужності, що виник, і поверненням частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії ПВЧ, тобто протягом принаймні 15 хвилин;
Підпункт 10 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
11) величина потужності, що видається в ОЕС України або в синхронну область при відхиленні частоти, визначається величиною цього відхилення частоти і крутизною СЧХ ОЕС України/синхронної області. Величина відхилення частоти в разі виникнення небалансу потужності визначається величиною цього небалансу і крутизною СЧХ ОЕС України/синхронної області;
Підпункт 11 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
12) значення крутизни СЧХ блоку РЧП/синхронної області нормуються значеннями корекції по частоті відповідно до вимог блоку РЧП/синхронної області, які мають задаватися спільно ОСП країн, що працюють синхронно, і періодично (не рідше ніж 1 раз на рік) оновлюватися на основі фактичних даних щодо крутизни СЧХ;
Підпункт 12 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
13) потужність, що дорівнює сумарному РПЧ ОЕС України/синхронної області, має активуватись якомога швидше без штучної затримки (через 0,1-2 секунди) з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше.
Абзац перший підпункту 13 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
У разі відхилення частоти, що дорівнює або перевищує 200 мГц, час введення в дію сумарного РПЧ ОЕС України/синхронної області на 50% має складати не більше 15 секунд, а всього сумарного необхідного РПЧ - не більше 30 секунд. При цьому активація всього сумарного РПЧ кожного ПДП повинна зростати принаймні лінійно з 15 до 30 секунд.
У разі відхилення частоти менше 200 мГц відповідний активований обсяг РПЧ повинен бути щонайменше пропорційним згідно з динамікою в часі, як зазначено в абзаці другому цього підпункту.
Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що не обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики.
Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики, до повного вичерпання енергоємності в негативному або позитивному напрямку з урахуванням часу надання УЗЕ послуги з РПЧ, визначеному у підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу;
Підпункт 13 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022
14) характеристики нормованого ППЧ у різних блоках РЧП/енергосистемах синхронної області мають бути за можливістю аналогічними, щоб уникнути коливань і динамічного перерозподілу потужності у процесі компенсації небалансу потужності блоків РЧП/синхронної області;
Підпункт 14 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
15) максимальний комбінований ефект властивої нечутливості частотної характеристики та можливої навмисної мертвої зони частотної характеристики регулятора (fнч) одиниць/груп постачання РПЧ не повинен перевищувати 10 мГц;
Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 1848 від 27.12.2022
16) точність локальних вимірювань частоти, що використовуються у первинних регуляторах частоти, має бути не гірше ± 0,01 Гц (бажано 0,001 Гц) з циклом оновлення вимірювань частоти в діапазоні від 0,1 секунди до 1 секунди і відповідати циклу роботи системи регулювання за допомогою РПЧ, який має не перевищувати 1 секунду;
17) Величина мертвої зони частотної характеристики (± Δf0) від номінальної частоти може встановлюватися ОСП у діапазоні від 0 до 200 мГц і за замовчуванням дорівнює 10 мГц, якщо інше не встановлено за оперативним розпорядженням ОСП;
Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022
- 18) статизм одиниці/групи постачання РПЧ має бути здатним змінюватися відповідно до вимог, установлених у підпункті 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу для генеруючих одиниць та в підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу для УЗЕ, і забезпечувати видачу всього заданого РПЧ у разі відхилення частоти на ± 0,2 Гц і більше. Величина статизму визначає нахил СЧХ регулювання за допомогою РПЧ. За межами мертвої зони величина статизму σ визначається за формулою
σ(%) = ,
де
Δf
відхилення частоти в мережі від номінальної, Гц;
fном
номінальна частота 50 Гц;
ΔРп
обсяг видачі РПЧ одиницею/групою постачання РПЧ, МВт;
Pном
номінальна потужність одиниці/групи постачання РПЧ, МВт;
Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
19) ППЧ має здійснюватися зміною потужності генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання залежно від фактичного відхилення частоти по статичній характеристиці. Для генеруючих одиниць - згідно з рисунком 3, для УЗЕ - по статичній характеристиці ППЧ згідно з рисунком 15;
Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
20) виведення одиниці агрегації, генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання, з нормованого ППЧ самостійно агрегатором та/або власником генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання забороняється і виконується лише за оперативною командою ОСП розширенням мертвої зони ППЧ до визначеного ним рівня;
Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1680 від 29.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
21) величина необхідного сумарного РПЧ області РЧП на завантаження і розвантаження визначається еталонним інцидентом області регулювання або синхронної області при синхронній роботі, який виникає внаслідок аварійного вимкнення найбільш потужного енергоблока або вузла електроспоживання, за якого РПЧ має утримати квазістатичне відхилення частоти в межах ± 0,2 Гц;
Підпункт 21 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
- 22) необхідний розрахунковий РПЧ має розподілятися між блоками РЧП/енергосистемами синхронної області пропорційно їх річному виробленню електричної енергії. Коефіцієнти розподілу Сi між ними загального необхідного резерву розраховуються за формулою
Сi = Ei / Eсум,
де
Еi
річне вироблення електричної енергії в i-тому блоці РЧП/і-тій енергосистемі синхронної області;
Есум
сумарне річне вироблення електричної енергії у всіх блоках РЧП/енергосистемах синхронної області;
Підпункт 22 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
23) РПЧ повинен рівномірно розподілятися між електростанціями всередині області/блоку РЧП та їх одиницями/групами постачання РПЧ з тим, щоб мобілізація резерву була максимально швидкою і не спричиняла перевантаження транзитних ліній електропередачі і зовнішніх зв’язків. В ОЕС України РПЧ має розміщатись на якомога більшій кількості одиниць/груп постачання РПЧ. Розподіл РПЧ (узгодження коефіцієнтів розподілу) між блоками РЧП/енергосистемами синхронної області має виконуватися щорічно спільно органами оперативно-диспетчерського управління країн, які працюють синхронно;
Підпункт 23 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
24) величина необхідного сумарного нормованого РПЧ для області регулювання ОЕС України залежить від режиму її роботи з енергосистемами інших країн, які впливають на величину прийнятого в синхронній області сумарного РПЧ і коефіцієнта розподілу Сi для області регулювання ОЕС України:
Абзац перший підпункту 24 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
для роботи у складі ENTSO-E становить ± 3000 МВт;
для ізольованої роботи ОЕС України ± 1000 МВт).
Частка РПЧ, що вимагається від ОСП у якості первісного зобов’язання і ґрунтується на сумі нетто виробництва та споживання його області РЧП, поділеній на суму нетто виробництва та споживання синхронної області протягом періоду в один рік;
Абзац четвертий підпункту 24 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
Підпункт 24 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
25) прийняті величини первісних зобов’язань із РПЧ для ОЕС України залежно від режиму її роботи:
Абзац перший підпункту 25 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
в ізольованому режимі роботи ± 1000 МВт. У цьому режимі ця величина може бути загальним обсягом РПЧ та РВЧ;
у режимі синхронної роботи з ENTSO-E прийняті величини первісних зобов’язань із РПЧ для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення асамблеї ENTSO-E та оприлюднюються на офіційному вебсайті ОСП;
Абзац третій підпункту 25 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
Підпункт 25 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
26) визначення (зміна) характеристик і обсягів РПЧ з метою забезпечення операційної безпеки належить до повноважень ОСП. ОСП синхронної області мають право зазначити в Операційній угоді синхронної області додаткові характеристики РПЧ, необхідні для забезпечення операційної безпеки в синхронній області, з урахуванням встановленої потужності, структури і конфігурації споживання і генерації синхронної області. Ці додаткові характеристики РПЧ визначаються, зокрема, географічним розподілом генеруючих одиниць, УЗЕ, систем ПСВН або одиниць енергоспоживання тощо. Постачальник РПЧ повинен вести моніторинг активації РПЧ і забезпечити надання ОСП даних щодо активації РПЧ;
Підпункт 26 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
27) у виняткових випадках (технічні причини, географічний розподіл генеруючих одиниць або одиниць споживання) з метою забезпечення операційної безпеки ОСП, до якого підключено РПЧ, має право виключити постачальників РПЧ з процесу регулювання;
28) управління резервами одиниці чи групи постачання РПЧ може здійснюватися тільки одним ОСП;
29) до нормованого ППЧ залучаються генеруючі одиниці типу С та D, що відповідають вимогам роботи в режимі нормованого ППЧ, встановленим підпунктом 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу, а також одиниці УЗЕ типу А2, С та D, які відповідають вимогам роботи в режимі нормованого ППЧ, встановленим підпунктом 3 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу. Такі генеруючі одиниці мають відповідати вимогам чинних нормативно-технічних документів щодо характеристик маневреності (ГКД 34.25.503-96 «Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги», затверджений Міністерством енергетики та електрифікації України 01 вересня 1996 року, Норми мінімально допустимих навантажень енергоблоків, Норми максимально допустимих швидкостей зміни навантаження при роботі енергоблоків 160 - 800 МВт у регулювальному діапазоні). Усі генеруючі одиниці типу C та D та УЗЕ, не виділені для нормованого ППЧ, мають брати участь у загальному ППЧ;
Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 677 від 06.05.2025
30) обладнання енергоблоків АЕС та їх системи регулювання мають забезпечувати загальне первинне регулювання частоти та нормований ППЧ у заданих діапазонах без порушення діючих відповідних технологічних регламентів безпечної експлуатації енергоблоків АЕС.
Підпункт 30 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.4.3. Вимоги до ПВЧ та РВЧ:
Абзац перший підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
- 1) ПВЧ провадиться для:
підтримки частоти в допустимих межах;
підтримки балансу потужності ОЕС України/блока РЧП/синхронної області шляхом регулювання заданого з частотною корекцією сумарного зовнішнього перетоку ОЕС України/блока РЧП/синхронної області;
підтримки сальдо перетоків потужності по внутрішніх та зовнішніх зв'язках і перетинах у допустимих діапазонах;
забезпечення відновлення РПЧ.
ПВЧ реалізується за допомогою процесу автоматичного відновлення частоти та/або процесу ручного відновлення частоти;
Підпункт 1 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
2) в ОЕС України/блока РЧП/синхронній області має безперервно здійснюватися:
Абзац перший підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
ПВЧ в ОЕС України у режимі відокремленої роботи;
Абзац другий підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
регулювання обмінної потужності із суміжними блоками РЧП/енергосистемами синхронної області з частотною корекцією в режимі синхронної роботи;
Абзац третій підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
обмеження перетоків потужності по внутрішніх зв’язках і перетинах;
3) порядок організації ПВЧ в синхронній області має спільно встановлюватися ОСП країн, енергосистеми яких працюють синхронно;
Підпункт 3 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
4) у результаті ПВЧ сумарний зовнішній переток ОЕС України/блока РЧП/синхронної області має підтримуватися на заданому рівні за номінальної частоти. При цьому внутрішні порушення балансу потужності ОЕС України/блока РЧП/енергосистем синхронної області мають усуватися відповідними ОСП за час, не більший 15 хвилин;
Підпункт 4 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
5) система, що забезпечує реалізацію автоматичного відновлення частоти в ОЕС України/блоці РЧП/синхронній області не має реагувати на небаланси потужності, що виникли в сусідніх блоках РЧП/енергосистемах синхронної області. У той же час така система має не перешкоджати дії ППЧ ОЕС України/блока РЧП/синхронної області. У міру того як ПВЧ ОЕС України/блока РЧП/синхронної області, впливаючи на свої генеруючі одиниці, УЗЕ, одиниці споживання, компенсує небаланс потужності, що в ній виник, РПЧ мають відновлюватися до початкових значень;
Підпункт 5 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6) в ОЕС України ОСП має визначити лінії електропередачі і внутрішні та міждержавні перетини, перевантаження яких можуть призвести до порушення стійкості синхронної роботи. На цих лініях електропередачі і в перетинах має бути організоване автоматичне обмеження перетоків (АОП) або оперативне обмеження перетоків. У складі САРЧП має бути передбачено швидкодіючі АОП по цих лініях і перетинах, виконані у вигляді інтегральних регуляторів з регульованою зоною нечутливості;
7) перевантаження мають виявлятися і ліквідовуватися АОП, а за його відсутності/неефективності - оперативно за мінімальний час, але, як правило, не більше 20 хвилин у статичних режимах. Для перетинів, зазначених у підпункті 6 цього пункту, ОСП повинен визначити електростанції з розміщенням на них резерву, достатнього для запобігання (ліквідації) перевантаження;
Підпункт 7 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
- 8) регулювання заданого сумарного зовнішнього перетоку з частотною корекцією має виконуватися за критерієм характеристик мережі, при цьому регульованим параметром (що підлягає зведенню до нуля) є помилка області регулювання G (АСЕ). Помилка області регулювання G обчислюється за формулою
G = DP + K ч · Df,
де
DP
помилка регулювання перетоку, МВт;
DP = P пл - P
відхилення фактичного сумарного зовнішнього перетоку потужності P від планового значення Р пл;
P пл
планове значення сумарного зовнішнього перетоку потужності, МВт;
Df = f - f з
відхилення фактичного значення частоти f від заданого значення f з (нормально - 50,0 Гц, а у період корекції синхронного часу - 50 ± 0,01 Гц);
K ч
заданий коефіцієнт частотної корекції, МВт/Гц;
K ч · Df
поточна частотна корекція (помилка регулювання частоти), МВт. Помилка регулювання блока РЧП/синхронної області G є позитивною в разі виникнення у блоці РЧП/синхронній області надлишку потужності, що генерується та/або відпускається в мережу.
Помилка регулювання блока РЧП/синхронної області має усуватись із заданою точністю і швидкодією;»;
Підпункт 8 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
9) в оперативно-інформаційних комплексах ОСП має бути передбачено формування і відображення інформації про поточне значення АСЕ блока РЧП/синхронної області для здійснення оперативного регулювання заданого перетоку з частотною корекцією;
Підпункт 9 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
10) у разі відділення ОЕС України від синхронної області на роботу в ізольованому режимі ПВЧ в ОЕС України має забезпечити перехід на астатичне регулювання частоти. У разі з'єднання ОЕС України на паралельну роботу з синхронною областю система, що забезпечує реалізацію автоматичного відновлення частоти має бути переведена в режим регулювання сумарного зовнішнього перетоку потужності блока РЧП/синхронної області з узгодженою частотною корекцією;
Підпункт 10 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
11) для забезпечення астатичного регулювання частоти ОЕС України або її частин в ізольованому/острівному режимі роботи або сумарного зовнішнього перетоку з корекцією по частоті (зведення відхилення регульованого параметра до нуля) у блоці РЧП/синхронній області процес автоматичного відновлення частоти в ОЕС України має здійснюватися центральним, інтегральним (пропорційно-інтегральним) регулятором, установленим у диспетчерському центрі ОСП, який працює в режимі реального часу в замкнутому контурі регулювання з об’єктом;
Підпункт 11 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
12) інформаційний обмін між центральним регулятором САРЧП і об’єктами регулювання має бути забезпечено окремою системою збору і передавання інформації (СЗПІ) для САРЧП. Не допускається використання виділених каналів і окремих елементів СЗПІ для цілей, відмінних від збору і передавання даних про режим системи передачі і керуючих дій для одиниць керування, графіків навантаження;
13) РВЧ для області регулювання ОЕС України/блока РЧП/синхронної області на завантаження і розвантаження виділених електростанцій мають створюватися і постійно підтримуватися для забезпечення цілей, зазначених у підпункті 1 цього пункту;
Підпункт 13 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 68 від 17.01.2023; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
14) величина необхідного РВЧ в області регулювання ОЕС України/блоці РЧП/синхронній області має бути достатньою для компенсації:
Абзац перший підпункту 14 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 677 від 06.05.2025
нерегулярних коливань небалансу потужності;
динамічної похибки регулювання балансу потужності в години змінної частини графіка навантаження;
найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання (критерій надійності N-1) в області регулювання ОЕС України/блоці РЧП/синхронній області;
Абзац четвертий підпункту 14 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V 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 № 677 від 06.05.2025
Підпункт 14 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 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
15) РВЧ може складатися з резервів, що активуються в автоматичному (аРВЧ) та ручному (рРВЧ) режимах. Величина мінімального аРВЧ R визначається за формулою
Абзац перший підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
де
Pмакс
максимум навантаження в ОЕС України/блоці РПЧ/синхронній області, МВт;
Абзац третій підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
а = 10 МВт і b = 150 МВт
емпірично підібрані коефіцієнти.
Якщо розрахунковий інцидент в ОЕС України/блоці РПЧ/синхронній області, пов’язаний з втратою генерації, більше величини R, то величина резерву на завантаження має прийматися такою, що дорівнює величині даного розрахункового інциденту. Далі R порівнюється з:
Абзац п’ятий підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
величиною встановленої потужності найпотужнішого енергоблока в ОЕС України/блоці РПЧ/синхронній області;
Абзац шостий підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
величиною потужності найбільш потужного вузла споживання електричної енергії, втрата якого можлива в разі вимкнення одного елемента мережі.
Остаточна величина РВЧ визначається як найбільші за модулем величини з цих двох складових, при цьому сумарний діапазон РВЧ може бути несиметричним.
Абзац восьмий підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 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, № 677 від 06.05.2025
Величина рРВЧ для області регулювання ОЕС України розраховується як різниця між розрахунковою величиною РВЧ та розрахованою величиною аРВЧ;
Абзац підпункту 15 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
16) розрахункова величина РВЧ визначається ОСП виходячи з необхідності компенсації найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання та оприлюднюється на його вебсайті;
Підпункт 16 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 68 від 17.01.2023
- 17) в області регулювання ОЕС України вибір одиниць постачання РВЧ, визначення для них діапазонів РВЧ на завантаження і розвантаження здійснюється ОСП відповідно до Правил ринку.
До автоматичного ПВЧ слід залучати маневрені генеруючі одиниці, УЗЕ, а також регульоване навантаження споживачів, які задовольняють вимоги такого процесу, здатні під дією центрального регулятора змінити потужність у межах заданого резерву. Генеруючі одиниці, що залучаються до автоматичного ПВЧ, мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів щодо характеристик маневреності (Норми мінімально допустимих навантажень енергоблоків, Норми максимально допустимих швидкостей зміни навантаження при роботі енергоблоків 160 - 800 МВт у регулювальному діапазоні).
Під час вибору електростанцій для надання аРВЧ слід ураховувати їх маневреність і регулювальні можливості, при цьому такі резерви мають розміщуватися на електростанціях так, щоб їх можна було б використовувати для розвантаження переобтяжених зв’язків і перетинів;
Підпункт 17 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
18) електростанції та енергоблоки (агрегати), УЗЕ, а також регульоване навантаження споживачів, що залучаються до РВЧ, мають:
Абзац перший підпункту 18 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 677 від 06.05.2025
забезпечити виконання технічних вимог до РВЧ, встановлених ОСП відповідно до вимог цього Кодексу;
Абзац другий підпункту 18 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
встановити і забезпечити експлуатацію устаткування СЗПІ і апаратури, яка реєструє фактичне залучення електростанції і кожного енергоблока (агрегата) до регулювання, приймає сигнали керування від центрального регулятора (САРЧП), обмінюється інформацією з цим центральним регулятором (САРЧП) і відповідає вимогам, установленим ОСП відповідно до вимог цього Кодексу;
- 19) мінімальні технічні вимоги для РВЧ повинні бути такими:
активація одиниці (групи) надання аРВЧ повинна відбуватись відповідно до заданої уставки, отриманої від ОСП з затримкою, що не перевищує 30 секунд;
Абзац другий підпункту 19 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 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
час введення в дію (повної активації) РВЧ не більше 15 хвилин;
стійка видача РВЧ з моменту введення в дію (до введення в дію необхідного РЗ), тобто не менше 60 хвилин;
точність вимірювання активної потужності одиниці (групи) надання РВЧ та точність підтримання заданої потужності повинні бути не гіршими ніж ± 1,0 % від номінальної потужності одиниці (групи) надання РВЧ;
вимірювання параметрів і передавання інформації мають проводитися з циклом, не більшим ніж 1 секунда;
одиниця (група) постачання РВЧ повинна виконувати вимоги зі швидкості зміни навантаження;
одиниці (групи) постачання РВЧ мають бути приєднані тільки до одного ОСП;
Підпункт 19 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 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
- 20) кожен постачальник РВЧ повинен:
підтвердити, що його одиниці (групи) постачання РВЧ виконують мінімальні технічні вимоги до РВЧ, вимоги до готовності РВЧ, вимоги до швидкості зміни потужності;
виконувати вимоги щодо доступності РВЧ;
повідомляти свого ОСП, що надає команди щодо резервів, про зниження фактичної готовності або аварійне відключення своєї одиниці (групи, частини групи) постачання РВЧ якомога швидше;
Підпункт 20 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
21) ОСП для свого блока РЧП повинен визначити в Операційній угоді блока РЧП процедуру попередження ескалації випадків ризику недостатності РВЧ у блоці РЧП.
Підпункт підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.4.4. Вимоги до ПЗР та РЗ:
Назва підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 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; абзац перший підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
1) для підтримання заданих величин РПЧ і РВЧ та відновлення цих резервів у разі їх використання у процесі регулювання частоти в ОЕС України/блоці РЧП/синхронній області має здійснюватися ПЗР і створюватися РЗ (на розвантаження і завантаження). ПЗР задається потужність генеруючих одиниць, відносно якої розміщуються діапазони ППЧ та ПВЧ. ОСП за умови виконання вимог підпункту 8.3.4 пункту 8.3 цієї глави та вимог до якості регулювання частоти, визначених пунктом 8.2 цієї глави, може використовувати для здійснення ПЗР наявні згідно з підпунктом 5 підпункту 8.4.4 цього пункту засоби без створення РЗ;
Підпункт 1 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023, № 677 від 06.05.2025
2) планова потужність генеруючої одиниці, УЗЕ або одиниці споживання, що бере участь у ПЗР розраховується так, щоб забезпечувалась можливість використання заданих діапазонів РПЧ і РВЧ;
Підпункт 2 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023, № 677 від 06.05.2025
3) ОСП може застосовувати РЗ до того, як буде вичерпано РВЧ. РЗ може використовуватись ОСП у разі зменшення РВЧ на завантаження або розвантаження до 20 % від необхідного обсягу;
Підпункт 3 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
- 4) мінімальні технічні вимоги до РЗ:
активація одиниці (групи) надання РЗ за оперативною командою ОСП повинна розпочинатися якомога швидше, без штучної затримки, і відбуватися з максимальною швидкістю зміни потужності, допустимою на даному обладнанні;
максимальний обсяг РЗ визначається виходячи з максимальної швидкості зміни потужності, допустимої на цьому обладнанні, та граничного часу повної активації РЗ - 30 хвилин;
стійка видача РЗ з моменту його введення в дію без обмежень у часі;
точність вимірювання активної потужності одиниці (групи) надання РЗ та точність підтримання заданої потужності повинні бути не гіршими ніж ± 1,0 % від номінальної потужності одиниці (групи) надання РЗ;
вимірювання параметрів і передавання інформації мають проводитися з циклом не більшим ніж 1 секунда;
Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом 4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023
5) для забезпечення РЗ з метою відновлення регулювальних можливостей ППЧ та ПВЧ мають використовуватися:
Абзац перший підпункту 5 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023, № 677 від 06.05.2025
пуск резервних генеруючих одиниць;
зупинка працюючих генеруючих одиниць;
пуск у генераторному або насосному режимі агрегатів ГАЕС;
завантаження/розвантаження генеруючих одиниць;
вимкнення/увімкнення одиниць споживання;
зміна графіків обміну перетоків потужності з іншими енергосистемами;
робота УЗЕ в режимі відбору/відпуску;
Підпункт 5 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023
6) РЗ може використовуватись також для надання аварійної взаємодопомоги по запитах суміжних ОСП блоків регулювання/синхронної області, після оформлення через диспетчера ОСП відповідної корекції заданих режимів роботи (графіків навантаження генеруючих одиниць, заданого сальдо зовнішніх перетоків тощо) ОЕС України;
Підпункт 6 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
7) РЗ має бути достатнім для забезпечення ефективного функціонування ППЧ та РВЧ в заданому обсязі і при необхідній якості регулювання, а також для компенсації похибки планування балансу потужності і втрати генерації;
Підпункт 7 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8) для ОЕС України розрахунковий РЗ на основі статистичних даних про фактичні небаланси для області регулювання ОЕС України за попередні 10 років має складати:
Абзац перший підпункту 8 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
на завантаження - не менше 1000 МВт;
на розвантаження - не менше 500 МВт;
Абзац четвертий підпункту підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
Абзац п'ятий підпункту підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
Абзац шостий підпункту підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
Підпункт підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
9) кожен постачальник РЗ повинен повідомляти ОСП про зниження фактичної готовності або про аварійне відключення своєї одиниці (групи) постачання РЗ, або частини своєї групи постачання РЗ, якомога швидше;
Підпункт 9 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023
10) ОСП повинен забезпечити відповідність РЗ технічним вимогам, вимогам до готовності та вимогам до приєднання щодо його одиниць (груп) постачання РЗ;
Підпункт 10 підпункту 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023
11) одиниці (групи) постачання РЗ мають бути приєднаними тільки до одного ОСП;
Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
12) активація РЗ повинна відбуватися у відповідності до оперативної команди ОСП;
Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
13) ОСП для свого блоку РЧП повинен визначити в Операційній угоді блока РЧП процедуру попередження ескалації випадків ризику недостатності РЗ у блоці РЧП.
Підпункт 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом 13 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
8.5. Вимоги до корекції синхронного часу
8.5.1. Корекція синхронного часу має виконуватись з метою контролю та обмеження відхилення (помилки) синхронного часу, єдиного у всіх синхронно працюючих енергосистемах, від скоординованого астрономічного часу UTC.
8.5.2. Помилка синхронного часу виникає і накопичується внаслідок неточності і дискретності вимірювання фактичної частоти і похибки в регулюванні середньої частоти в системах РВЧ і зумовлює відхилення фактичних значень обмінів електричною енергією від планових договірних значень.
Підпункт 8.5.2 пункту 8.5 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023, № 677 від 06.05.2025
8.5.3. Нормально допустимий діапазон помилки синхронного часу дорівнює ±20 секунд та не потребує корекції синхронного часу. Помилка синхронного часу в діапазоні від ±20 секунд до ±60 секунд потребує корекції синхронного часу, а саме корекція помилки синхронного часу виконується узгодженим зсувом уставки по частоті у РВЧ у заданий момент на задану величину (на плюс 0,01 Гц, якщо синхронний час відстає від скоординованого астрономічного часу UTC, або на мінус 0,01 Гц, якщо синхронний час випереджає скоординований астрономічний час UTC) протягом заданого інтервалу часу. Помилка синхронного часу за межами діапазону ±60 секунд є винятковою та може потребувати корекції синхронного часу з застосуванням зсуву уставки по частоті більше ніж 10 мГц.
Абзац другий підпункту 8.5.3 пункту 8.5 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023, № 677 від 06.05.2025
Ці зсуви уставки по частоті встановлюються контролером синхронного часу.
Абзац другий підпункту 8.5.3 пункту 8.5 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
Підпункт 8.5.3 пункту 8.5 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
8.5.4. Оскільки контроль синхронного часу і вказівки щодо його корекції мають виходити з одного центру контролю, то всі учасники паралельної роботи в енергооб’єднанні повинні призначити контролера синхронного часу.
8.5.5. Якщо ОСП виконує роль контролера синхронного часу, він повинен безперервно розраховувати синхронний час інтеграцією фактичного значення частоти і визначати його відхилення від скоординованого астрономічного часу UTC, розраховувати корекції синхронного часу та координувати дії з корекції синхронного часу.
8.6. Співпраця з ОСР
8.6.1. ОСП і ОСР повинні співпрацювати з метою сприяння і забезпечення надання резервів активної потужності одиницями (групами) постачання резервів, які розміщено в системах розподілу.
8.6.2. У випадку наявності мережевих обмежень системи розподілу ОСР, до якого підключені резерви (проміжний ОСР), має право, у співпраці з ОСП, встановлювати тимчасові обмеження на видачу резервів активної потужності, які розташовані в його системі розподілу.
9. Регулювання напруги та реактивної потужності
9.1. Завдання регулювання напруги та реактивної потужності в ОЕС України
Завдання регулювання напруги та реактивної потужності в ОЕС України полягає у наступному:
підтримка рівнів напруги в системі передачі у визначених цим Кодексом допустимих межах;
забезпечення резерву реактивної потужності, достатньої для регулювання напруги передавальної мережі з метою підтримання стійкості та безпеки всієї ОЕС України;
обмеження перетоків реактивної потужності для збільшення пропускної здатності високовольтної мережі та мінімізації втрат активної потужності.
9.2. Засоби регулювання напруги та реактивної потужності
Регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється ОСП за допомогою таких засобів:
генеруючі одиниці виробників електричної енергії;
УЗЕ;
Пункт 9.2 глави 9 розділу V доповнено новим абзацом четвертим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
засоби компенсації реактивної потужності;
пристрої регулювання напруги, які експлуатуються Користувачами, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП.
9.3. Критерії регулювання напруги та реактивної потужності
9.3.1. Значення рівнів напруги в точках приєднання електроустановок ОСР та споживачів до системи передачі має залишатися у межах таких припустимих діапазонів:
нормальні відхилення напруги не повинні перевищувати ± 5 % номінальної напруги;
максимальні відхилення напруги не повинні перевищувати ± 10 % номінальної напруги.
9.3.2. Гранично допустимі рівні напруги в інших точках системи передачі ніж точки приєднання електроустановок ОСР та споживачів:
Клас
(номінальне значення) напруги, кВ
Граничний рівень напруги, кВ
Найбільша робоча напруга
Допустиме перевищення напруги до 20 хвилин
750
787
866
500
525
577
400
420
462
330
363
399
220
252
277
110
(міждержавні мережі)
126*
139
Примітки:
- визначається договорами між ОСП та суб’єктами суміжних енергосистем, які володіють на праві власності або мають у користуванні зазначені об’єкти міждержавних електричних мереж.
9.3.3. Для контрольних точок мінімально допустимі рівні напруги встановлюються на основі розрахунків електричних режимів таким чином, щоб забезпечити 20 % запас статичної стійкості та надійну роботу власних потреб електростанцій при нормальному режимі роботи системи передачі, а також 8 % запас статичної стійкості під час ситуації N-1.
9.3.4. Нормальні відхилення напруги не обмежені щодо тривалості. Максимальні відхилення напруги, визначені у підпункті 9.3.1 цього пункту, допускаються не більше 5 % часу щодоби.
9.3.5. Рівні напруги та діапазони відхилень на прикордонних підстанціях підлягають узгодженню між ОСП синхронної області та визначаються відповідними угодами між цими ОСП.
9.3.6. Регулювання реактивної потужності мають забезпечуватись ОСП, за умови дотримання вимог операційної безпеки, якнайближче до джерел/споживачів реактивної потужності, щоб мінімізувати додаткове навантаження електричних мереж та відповідне зниження їх пропускної спроможності, а також мінімізувати технологічні витрати електричної енергії в електричних мережах у системі передачі/розподілу. Для цього необхідно постійно підтримувати в усіх вузлах електричних мереж баланс між реактивною потужністю, що виробляється та споживається.
9.3.7. Перетоки реактивної потужності по міждержавних лініях повинні регулюватися таким чином, щоб зменшувати їх до нульового або близького до нульового значення.
9.3.8. При необхідності ОСП може укласти угоди з ОСП синхронної області про послуги з регулювання напруги та реактивної потужності.
9.4. Взаємодія ОСП з ОСП синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу при регулюванні напруги та реактивної потужності
9.4.1. ОСП погоджує з ОСП синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, діапазони напруги в точках підключення 110 кВ та нижче, якщо ці діапазони напруги необхідні для підтримки меж операційної безпеки.
9.4.2. ОСП повинен забезпечити резерви реактивної потужності з достатнім обсягом і часом їх реалізації для того, щоб тримати напругу у своїй області регулювання і на міждержавних зв’язках у межах, зазначених у підпункті 9.4.1 цього пункту.
9.4.3. ОСП погоджує з ОСР та споживачами, електроустановки яких приєднані до системи передачі, значення реактивної потужності, діапазони коефіцієнта потужності та значення напруги у точці приєднання.
9.4.4. ОСП має право використовувати всі наявні приєднані до системи передачі ресурси реактивної потужності в межах своєї області регулювання для ефективного управління реактивною потужністю та підтримки діапазонів напруг, зазначених у підпункті 9.4.1 цього пункту.
9.4.5. ОСП у взаємодії з ОСР та споживачами, електроустановки яких приєднані до системи передачі, повинен управляти ресурсами реактивної потужності в межах своєї області регулювання, включаючи блокування автоматичного регулювання напруги та реактивної потужності трансформаторів, та спеціальну автоматику вимкнення навантаження при зниженні напруги, у тому числі за рахунок споживачів систем розподілу, щоб підтримувати межі операційної безпеки та запобігти лавиноподібному падінню напруги в системі передачі.
Підпункт 9.4.5 пункту 9.4 глави 9 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
9.4.6. ОСП у разі необхідності має право через відповідного ОСР видавати оперативні команди користувачам системи розподілу щодо регулювання напруги та реактивної потужності.
Підпункт 9.4.6 пункту 9.4 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
9.5. Порядок регулювання напруги та реактивної потужності
9.5.1. Регулювання напруги в мережі 110 кВ і вище здійснюється ОСП в контрольних точках шляхом планування графіків напруги або характеристик залежності напруги від параметрів режиму з урахуванням складу увімкненого електрообладнання.
9.5.2. ОСП визначає перелік контрольних точок, для яких розробляється графік напруги, виходячи з умов стійкості енергосистеми та оптимізації електричних режимів.
9.5.3. ОСП спільно з ОСР повинні розробляти графіки напруги, що містять задані значення напруги та/або реактивної потужності в контрольних точках електричної мережі.
9.5.4. Контрольними точками, в яких напруга контролюється ОСП, є:
шини 110 - 150 кВ усіх підстанцій 330/110 (150) кВ;
шини станцій з встановленою потужністю 100 МВт та більше.
Контрольні точки, в яких напруга контролюється ОСР, визначаються відповідним ОСР та погоджуються з ОСП.
У разі відсутності генерації на станції її шини перестають вважатися контрольною точкою.
9.5.5. ОСП планує графіки напруги так, щоб забезпечити достатні резерви виробництва реактивної енергії в часи високого споживання електричної енергії, а також адекватні резерви для компенсації реактивної потужності в часи низького споживання електричної енергії, щоб мінімізувати перетоки реактивної потужності через передавальні мережі та підтримувати рівні напруги в енергосистемі в межах необхідних діапазонів.
9.5.6. Процес планування графіків напруги при оперативному плануванні полягає в оптимізації ресурсів реактивної потужності на основі фактичних та статистичних оперативних вимірювань, зокрема для резервів генеруючих одиниць та попиту на споживання реактивної потужності. Результатом цього процесу є визначення оптимальних уставок та робочих положень відповідних пристроїв регулювання напруги та реактивної потужності таких, як АРЗ, перемикачі відгалужень, шунтуючі реактори та батареї конденсаторів.
Підпункт 9.5.6 пункту 9.5 глави 9 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
9.5.7. Перелік заходів щодо виконання графіків напруги має передбачати дії оперативного персоналу відповідного підпорядкування в розрахункових режимах роботи електричної мережі та у разі раптових змін у її роботі.
9.6. Режими регулювання напруги та реактивної потужності
9.6.1. Регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється у процесі автоматичної (первинне регулювання) та/або оперативної зміни режимів роботи обладнання та/або конфігурації електричної мережі (вторинне регулювання), спрямованої на утримання рівня напруги в гранично допустимих межах для контрольних точок електричної мережі на всіх рівнях (ступенях).
9.6.2. Первинне регулювання напруги та реактивної потужності - децентралізоване (автоматичне) регулювання напруги та реактивної потужності у системі передачі/розподілу, що може бути забезпечене такими засобами:
пристроями АРЗ генеруючих блоків та системами управління УЗЕ;
Абзац другий підпункту 9.6.2 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
перемикачами відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;
статичними компенсаторами реактивної потужності (СТАТКОМ, СТК тощо);
іншими децентралізованими засобами регулювання напруги та реактивної потужності (СК, БСК, ШР, УЗЕ тощо).
Абзац п'ятий підпункту 9.6.2 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
9.6.3. Первинне регулювання напруги та реактивної потужності полягає в автоматичному реагуванні регулюючих пристроїв на задані уставки напруги чи реактивної потужності. Первинне регулювання може бути забезпечене лише засобами контролю первинної напруги та реактивної потужності, що складаються з регулятора, приладу для вимірювання напруги та контуру зворотного зв’язку регулювання.
9.6.4. ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, які забезпечують первинне регулювання напруги та реактивної потужності, зобов’язані встановити та забезпечувати технічне обслуговування відповідного обладнання для забезпечення первинного регулювання напруги та реактивної потужності. Це також стосується їхніх частин каналів зв’язку «останніх миль», які використовуються для передачі управляючих сигналів та/або уставок напруги/реактивної потужності.
9.6.5. Вторинне регулювання напруги - централізоване (оперативне або автоматичне) регулювання напруги та реактивної потужності у передавальних мережах (енергосистемі), що може бути забезпечене такими засобами як:
генеруючі одиниці;
перемикачі відгалужень під навантаженням (РПН) трансформаторів;
синхронні компенсатори;
статичні компенсатори реактивної потужності;
переведення генеруючого обладнання в режим СК;
шунтуючі реактори;
батареї конденсаторів;
перемикання ліній електропередачі.
9.6.6. Вторинне регулювання напруги та реактивної потужності здійснюється лише за оперативною командою ОСП.
Підпункт 9.6.6 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
9.6.7. У разі вичерпання регулювального діапазону засобів, зазначених у підпунктах 9.6.2 та 9.6.5 цього пункту, для регулювання напруги можливо застосування таких обмежувальних дій:
- 1) для запобігання зниженню напруги нижче допустимих значень:
відімкнення однієї сторони довгих передавальних ліній ВН, якщо це допустимо за режимом роботи енергосистеми;
перемикання агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим виробництва;
додаткова оперативна команда ОСП про збільшення вироблення реактивної потужності тепловими електростанціями, окрім атомних електростанцій, за рахунок їхнього виробництва активної потужності, але у межах їхніх технічних обмежень;
Абзац четвертий підпункту 1 підпункту 9.6.7 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
запит про підтримку реактивною потужністю з суміжних енергосистем;
обмеження та вимкнення споживачів (ГАВ, СГАВ, САВН) для запобігання лавиноподібному падінню напруги, якщо всі інші ресурси регулювання напруги вичерпані;
Абзац шостий підпункту 1 підпункту 9.6.7 пункту 9.6 глави 9 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
оперативні команди користувачам системи розподілу щодо регулювання напруги та реактивної потужності;
- 2) для запобігання підвищенню напруги вище допустимих значень:
відімкнення батарей статичних конденсаторів на передавальних підстанціях і об’єктах користувачів системи передачі/розподілу;
увімкнення шунтуючих реакторів на магістральних підстанціях і об’єктах користувачів системи передачі/розподілу;
перемикання агрегатів ГАЕС із режиму виробництва в насосний режим;
зменшення вироблення реактивної потужності тепловими електростанціями, окрім атомних електростанцій, у межах їхніх технічних обмежень тощо.
9.6.8. Дії згідно з підпунктом 9.6.7 цього пункту також належать до режимів вторинного регулювання напруги та реактивної потужності.
9.6.9. ОСП та всі користувачі системи передачі/розподілу, які експлуатують обладнання, що бере участь у вторинному регулюванні напруги та реактивної потужності, мають забезпечити постійну здатність їхніх енергоустановок відповідати вимогам щодо вторинного регулювання напруги та реактивної потужності відповідно до вимог глав2, 3 та 6 розділу III цього Кодексу та цієї глави.
Підпункт 9.6.9 пункту 9.6 глави 9 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
9.6.10. Третинне регулювання напруги та реактивної потужності - заходи і дії, які потребують втручання оперативного персоналу генеруючих одиниць для виконання відповідних перемикань і вимагають тривалого часу для їх реалізації, що пов’язується з такими заходами:
зміна положення перемикачів відгалужень трансформаторів без навантаження;
перемикання батарей конденсаторів без навантаження;
перемикання шунтуючих реакторів без навантаження.
10. Контроль струмів КЗ
Назва глави 10 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
10.1. ОСП повинен визначати для обладнання, яке знаходиться в його оперативному підпорядкуванні:
максимальну межу струму короткого замикання для вибору здатності комутаційного обладнання до відключення;
мінімальну межу струму короткого замикання для правильного функціонування релейного захисту.
10.2. ОСП повинен виконувати розрахунки струмів короткого замикання для того, щоб оцінити вплив енергосистем синхронної області та приєднаного до системи передачі електрообладнання Користувачів, у тому числі малих систем розподілу, на рівні струмів короткого замикання. Якщо система розподілу включно з малою системою розподілу впливає на рівні струмів короткого замикання, вона повинна бути включена у розрахунки струмів короткого замикання у системі передачі.
10.3. Розрахунки струмів короткого замикання необхідні для:
вибору обладнання, яке може без пошкоджень витримувати, а також відключати струми короткого замикання;
визначення термічної та механічної дії струмів короткого замикання на струмопровідні частини електричного обладнання;
розрахунку заземлення;
встановлення впливу на лінії зв’язку;
налаштування релейного захисту;
вибору засобів обмеження струмів короткого замикання.
10.4. Під час виконання розрахунків струмів КЗ ОСП повинен:
Абзац перший пункту 10.4 глави 10 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
використовувати найбільш точні та якісні наявні дані;
враховувати положення ДСТУ IEC 61909 «Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму»;
Пункт 10.4 глави 10 розділу V доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
брати за основу при розрахунках максимальних струмів КЗ такі експлуатаційні умови, які забезпечують максимально можливий рівень струму КЗ, ураховуючи також внесок у струми КЗ від суміжних систем передачі і систем розподілу, включаючи МСР.
Абзац четвертий пункту 10.4 глави 10 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
10.5. ОСП повинен застосовувати заходи для запобігання відхиленню від максимальних і мінімальних меж струмів короткого замикання, зазначених у пункті 10.1 цієї глави, для всіх часових інтервалів і для всіх засобів захисту. Якщо відбувається таке відхилення, ОСП повинен застосовувати коригувальні дії або інші заходи для забезпечення того, щоб межі, зазначені в пункті 10.1 цієї глави, не порушувались. Відхилення від цих меж допускається тільки при виконанні послідовності перемикань.
10.6. Під час оцінки та вибору заходів із приведення у відповідність струмів КЗ з нормованими параметрами вимикачів слід ураховувати такі технічні обмеження і фактори:
допустимі рівні підвищення напруги на непошкоджених фазах мережі;
допустимі рівні напруги на нейтралях трансформаторів і автотрансформаторів;
допустимі параметри відновлювальної напруги під час вимикання струмів КЗ;
забезпечення селективності і чутливості релейних захистів;
технічні параметри і техніко-економічні характеристики пристроїв для обмеження КЗ;
надійність електропостачання споживачів;
статичну і динамічну стійкість електропередачі;
якість напруги та інші режимні фактори.
10.7. Заходи з обмеження струмів КЗ:
оптимізація структури і параметрів мережі;
стаціонарний та випереджувальний поділ мережі;
струмообмежувальні пристрої;
оптимізація режиму заземлення нейтралі.
10.8. Засоби обмеження струмів КЗ:
пристрої випереджувального поділу мережі;
струмообмежувальні реактори;
трансформатори і автотрансформатори з розщепленою обмоткою нижчої напруги;
трансформатори з підвищеною напругою короткого замикання;
безінерційні струмообмежувальні пристрої;
струмообмежувальні комутаційні апарати;
струмообмежувальні резистори;
вставки постійного струму;
вставки змінного струму непромислової частоти;
розземлення нейтралей частини трансформаторів;
заземлення нейтралі частини трансформаторів через реактори, резистори чи інші обмежувальні пристрої;
автоматичне розмикання в аварійних режимах третинних обмоток трансформаторів.
11. Контроль потокорозподілу
11.1. ОСП повинен визначати у відповідних інструкціях та довідникових матеріалах максимальні тривалі допустимі навантаження для кожного елемента системи передачі своєї області регулювання.
11.2. ОСП повинен підтримувати потоки потужності в межах операційної безпеки, визначених для нормального та передаварійного режимів. Коефіцієнт запасу по статичній стійкості в нормальному режимі повинен становити не менше 20 %, а під час ситуації N-1 не менше 8 %.
11.3. ОСП повинен координувати аналіз операційної безпеки з іншими ОСП своєї синхронної області відповідно до угод між ОСП синхронної області для забезпечення дотримання потокорозподілу у межах операційної безпеки у своїй області регулювання.
11.4. У ситуації N-1 та у нормальному режимі ОСП повинен підтримувати потоки потужності у межах тимчасових допустимих перевантажень і готувати та здійснювати коригувальні дії, які будуть застосовані в межах часу, дозволеного для тимчасово допустимих перевантажень.
12. Аналіз аварійних ситуацій
12.1. Перелік аварійних ситуацій
12.1.1. ОСП повинен визначити Перелік аварійних ситуацій у його області спостереження, включаючи внутрішні і зовнішні (в інших енергосистемах своєї синхронної області) аварійні ситуації. Перелік аварійних ситуацій має включати звичайні аварійні ситуації і аварійні ситуації виняткового типу, визначені із застосуванням скоординованого аналізу аварійних ситуацій із ОСП своєї синхронної області.
Підпункт 12.1.1 пункту 12.1 глави 12 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
12.1.2. Для визначення Переліку аварійних ситуацій ОСП повинен класифікувати кожну аварійну ситуацію на основі того, чи є ця ситуація звичайною, аварійною ситуацією виняткового типу або непередбаченою (або не врахованою) аварійною ситуацією (out-of-range), беручи до уваги ймовірність виникнення і такі принципи:
ОСП повинен класифікувати аварійні ситуації тільки для власної області регулювання;
коли умови роботи або погодні умови суттєво підвищують ймовірність виникнення аварійної ситуації виняткового типу, ОСП повинен включити аварійну ситуацію виняткового типу до Переліку аварійних ситуацій;
ОСП повинен включити до Переліку аварійних ситуацій аварійні ситуації виняткового типу, які суттєво впливають на ОЕС України або енергосистеми синхронної області.
Підпункт 12.1.2 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
12.1.3. Для аналізу аварійних ситуацій кожний Користувач повинен надавати всю необхідну для аналізу аварійних ситуацій інформацію на запит ОСП відповідно до переліку, вказаного у главі 6 розділу X цього Кодексу.
12.1.4. ОСП повинен координувати аналіз аварійних ситуацій принаймні з тим ОСП, що входить до його області спостереження. ОСП повинен повідомити ОСП своєї області спостереження про перелік зовнішніх аварійних ситуацій, включених у його перелік аварійних ситуацій.
Підпункт 12.1.4 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
12.1.5. ОСП повинен завчасно інформувати ОСП своєї області спостереження про будь-які заплановані зміни топології в елементах його системи передачі, які включені як зовнішні аварійні ситуації в перелік аварійних ситуацій такого ОСП.
Підпункт 12.1.5 пункту 12.1 глави 12 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
12.1.6. ОСП повинен забезпечити достатні точність та циклічність обміну даними для проведення розрахунків потокорозподілу при аналізі аварійних ситуацій.
12.2. Аналіз аварійних ситуацій
12.2.1. ОСП повинен проводити аналіз аварійних ситуацій у своїй області спостереження для виявлення аварійних ситуацій, які ставлять під загрозу операційну безпеку своєї області регулювання, і визначення відповідних коригувальних дій.
Підпункт 12.2.1 пункту 12.2 глави 12 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; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 642 від 11.04.2023
12.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій своєї області регулювання на основі прогнозних та оперативних даних у режимі реального часу. Вихідним режимом для аналізу аварійних ситуацій є відповідна топологія системи передачі, яка включає заплановані відключення (відповідає ситуації N).
12.2.3. У випадку коли критерій N-1 не може бути забезпечено своєчасно або існує ризик поширення аварійної ситуації на енергосистеми синхронної області, ОСП повинен якнайшвидше підготувати і активізувати коригувальні дії для забезпечення дотримання критерію N-1 і локалізації аварійної ситуації.
12.2.4. ОСП може не дотримуватися критерію N-1 у таких ситуаціях:
протягом виконання перемикань;
протягом періоду, необхідного для підготовки та активації коригувальних дій.
12.2.5. Кожний ОСП має оцінити ризик, пов’язаний з аварійною ситуацію після оцінки впливу кожної аварійної ситуації з його переліку аварійних ситуацій, а також оцінити можливість дотримання меж операційної безпеки в ситуації N-1.
Кожен ОСП повинен забезпечити, щоб потенційні порушення меж операційної безпеки його області регулювання, виявлені під час аналізу аварійних ситуацій, не загрожували операційній безпеці його системи передачі або роботі міждержавних ліній електропередачі.
Пункт 12.2 глави 12 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
13. Захист системи передачі
13.1. Загальні вимоги до захисту системи передачі
13.1.1. ОСП повинен управляти системою передачі із застосуванням релейного захисту (основного і резервного) та протиаварійної автоматики для автоматичної локалізації та ліквідації пошкоджень, які могли б поставити під загрозу операційну безпеку ОЕС України та/або енергосистем своєї синхронної області.
13.1.2. ОСП повинен, принаймні 1 раз на 5 років, переглядати свою стратегію та концепцію захисту (релейний захист та протиаварійна автоматика) і оновлювати їх, якщо це необхідно для забезпечення правильного функціонування обладнання для захисту енергосистеми і забезпечення операційної безпеки.
13.1.3. Після спрацювання релейного захисту чи протиаварійної автоматики, що впливає на роботу міждержавних ліній або енергосистеми синхронної області, ОСП повинен оцінити правильність роботи захисту та, у разі необхідності, здійснити коригувальні дії.
13.1.4. ОСП повинен задавати уставки для релейного захисту обладнання його системи передачі, які забезпечують надійне, швидке і селективне усунення пошкодження, включаючи резервний захист для усунення пошкодження в разі відмови основного захисту.
13.1.5. До введення в експлуатацію або модернізації пристроїв релейного захисту, що впливає на роботу енергосистем синхронної області, ОСП повинен погоджувати з ОСП своєї синхронної області уставки захисту.
13.1.6. Якщо ОСП використовує протиаварійну автоматику, він повинен:
забезпечити селективність, надійність і ефективність її дії;
при розробці схеми протиаварійної автоматики оцінити наслідки для ОЕС України або енергосистем синхронної області в разі її відмови або неправильної роботи;
переконатися, що дія протиаварійної автоматики узгоджена з дією пристроїв релейного захисту системи передачі та не порушує межі операційної безпеки;
узгоджувати схеми побудови, уставки та дії протиаварійної автоматики з аналогічними системами ОСП своєї синхронної області та Користувачів.
13.2. Аналіз динамічної стійкості
13.2.1. ОСП повинен здійснювати розрахунок та аналіз динамічної стійкості системи передачі відповідно до підпункту 13.2.6 цього пункту та обмін відповідними даними для аналізу динамічної стійкості системи передачі з ОСП своєї синхронної області.
13.2.2. ОСП повинен виконувати аналіз динамічної стійкості принаймні 1 раз на рік, щоб визначити межі динамічної стійкості і потенційні проблеми з динамічною стійкістю у своїй системі передачі. ОСП повинен проводити аналіз динамічної стійкості скоординовано з ОСП своєї синхронної області.
13.2.3. При проведенні скоординованого аналізу динамічної стійкості ОСП визначає:
обсяг скоординованих розрахунків динамічної стійкості, зокрема розмір розрахункової моделі мережі;
обсяг даних для обміну між заінтересованими ОСП синхронної області;
перелік взаємоузгоджених сценаріїв, аварійних ситуацій або порушень для аналізу динамічної стійкості.
13.2.4. У разі виникнення незатухаючих низькочастотних коливань між областями регулювання, що впливають на декількох ОСП синхронної області, ОСП повинен ініціювати якнайшвидше проведення скоординованого аналізу динамічної стійкості на рівні синхронної області і надати дані, необхідні для такого аналізу.
13.2.5. Якщо ОСП виявляє потенційний взаємний вплив напруги, кута вибігу ротора або стабільності частоти з іншими системами передачі своєї синхронної області, він повинен скоординувати методи, використовувані при аналізі динамічної стійкості, забезпечити необхідні дані, спланувати спільні заходи щодо виправлення ситуації.
13.2.6. При визначенні методів аналізу динамічної стійкості ОСП застосовує такі правила:
якщо межі статичної стійкості досягаються раніше меж динамічної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен виконувати аналіз динамічної стійкості лише на основі результатів розрахунків динамічної стійкості, виконаних для довгострокового планування;
якщо при плануванні відключень межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен провести аналіз динамічної стійкості на етапі оперативного планування на день наперед, поки ці режими існують. ОСП повинен підготувати коригувальні дії, які будуть використовуватися у разі необхідності під час роботи в реальному часі;
якщо мережа в режимі реального часу перебуває в ситуації N, а межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен проводити аналіз динамічної стійкості на всіх етапах оперативного планування і бути здатним якнайшвидше повторно оцінювати межі динамічної стійкості після істотної зміни режиму.
13.2.7. Якщо аналіз динамічної стійкості вказує на порушення меж стійкості, ОСП повинен розробити, підготувати і активізувати коригувальні дії з метою підтримки стійкості системи передачі. Ці коригувальні дії можуть охоплювати користувачів системи передачі/розподілу.
13.2.8. ОСП повинен налаштувати обладнання, релейний захист та протиаварійну автоматику таким чином, щоб час ліквідації порушень, здатних призвести до широкомасштабного стану системи передачі, був меншим ніж критичний час усунення збурень, обчислений ним під час аналізу динамічної стійкості.
Підпункт 13.2.8 пункту 13.2 глави 13 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
13.2.9. Вимоги до мінімальної інерції, необхідні для забезпечення стабільності частоти на рівні синхронної області:
1) ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області проводить дослідження в синхронній області з метою визначення необхідності встановлення вимог до мінімальної необхідної інерції, з урахуванням витрат і вигод, а також потенційних альтернатив. ОСП повинен повідомляти Регулятора про результати дослідження, а також виконувати періодичний перегляд і оновлення дослідження кожні два роки;
2) якщо дослідження вказують на необхідність встановлення вимог до мінімальної необхідної інерції, ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області розробляє методологію для визначення мінімальної інерції, необхідної для забезпечення операційної безпеки і запобігання порушенню меж стійкості. Така методологія повинна враховувати принципи ефективності та пропорційності, розробляється протягом шести місяців після завершення досліджень, зазначених у підпункті 1 цього пункту, і оновлюється протягом шести місяців після оновлення та отримання результатів досліджень;
3) ОСП у режимі реального часу повинен забезпечити мінімальну інерцію у власній області регулювання відповідно до визначеної методології і результатів, отриманих відповідно до підпункту 2 цього пункту.
Пункт 13.2 глави 13 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
14. Надзвичайна ситуація в ОЕС України
14.1. Надзвичайна ситуація в ОЕС України виникає у разі дії хоча б одного з критеріїв, визначених у цій главі, та продовжується до моменту його усунення за умови, що інші критерії настання надзвичайної ситуації в ОЕС України не діють.
14.2. Порушення режиму роботи системи передачі, що має місце при настанні надзвичайної ситуації в ОЕС України, характеризується виникненням хоча б одного з таких критеріїв (умов):
1) порушення меж операційної безпеки елементів системи передачі, викликаних виходом за межі граничних значень термічної стійкості, струму короткого замикання, частоти, статичної та динамічної стійкості, напруги (та/або реактивної потужності), визначених графіками напруги в контрольних точках системи передачі, рівні яких визначає ОСП шляхом проведення відповідних розрахунків;
2) порушення меж стійкості, що викликано та/або супроводжується хоча б одним із таких випадків:
зниженням запасу необхідних рівнів статичної стійкості в контрольних точках електричної мережі системи передачі, значення якого складає менше 8 % під час ситуації N-1 на основі розрахунків електричних режимів;
перевищенням порогових значень максимально допустимих перевантажень обладнання та тривалістю за періодами часу, з точки зору теплових характеристик елементів системи передачі та струмових навантажень відповідно до технічних документів, розроблених та затверджених ОСП;
зниженням частоти електричного струму в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,6 Гц та відсутності необхідних резервів потужності в ОЕС України для відновлення значення частоти до 50,0 Гц;
порушенням режиму допустимих перетоків у контрольованих перетинах (визначається для кожного контрольованого перетину інструкціями та положеннями, розробленими та затвердженими ОСП);
3) порушення узгодженого графіка міждержавних сальдо-перетоків електроенергії у режимі паралельної роботи ОЕС України (або її окремої частини) з енергетичними системами суміжних держав відповідно до угод, укладених із ОСП суміжних держав;
4) дефіцит потужності в ОЕС України впродовж періоду максимального навантаження протягом доби, на яку здійснюється прогнозування, для збалансування якого необхідно 4 та більше черг ГПВ;
5) знеструмлення ОЕС України або її окремих частин внаслідок дії режиму системної аварії (blackout state).
14.3. Відповідно до Плану захисту енергосистеми, якщо реалізація протиаварійних заходів виявилася неефективною, при виникненні хоча б одного з критеріїв настання надзвичайної ситуації в ОЕС України, наведених у пункті 14.2 цієї глави, застосовуються надзвичайні заходи (ГОЕ, ГОП, ГАВ, СГАВ, ГПВ, засоби автоматичного відключення навантаження (САВН, АЧР)) відповідно до інструкцій, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.4. Складання та застосування ГОЕ, ГОП, ГАВ, СГАВ, ГПВ здійснюється відповідно до інструкцій, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.5. Порядок підключення електроустановок споживачів до САВН та умови їх залучення до диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОСП та/або ОСР з метою запобігання та/або ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України визначається правилами, затвердженими центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.6. Правила застосування системної протиаварійної автоматики із запобігання та ліквідації небезпечного зниження або підвищення частоти визначаються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
14.7. Особливості функціонування ринку електричної енергії в умовах настання надзвичайної ситуації в ОЕС України визначаються Правилами ринку.
14.8. У разі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП може застосувати заходи обмеження міждержавних торгівельних операцій електричної енергії.
Заходи обмеження міждержавних торгівельних операцій електричної енергії використовуються ОСП у випадку, коли коригуюча передиспетчеризація або зустрічна торгівля неможливі та не повинні допускати дискримінацію.
14.9. При виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України диспетчерський персонал ОСП повинен якнайшвидше:
оцінити масштаби надзвичайної ситуації в ОЕС України, її розвиток та можливий вплив на безпечну роботу ОЕС України;
доповісти про виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України своєму керівництву;
повідомити наявними та доступними каналами зв’язку Користувачів, яких стосується або може стосуватися надзвичайна ситуація в ОЕС України, про її настання та заходи, що вживаються, і які необхідно вживати до моменту повернення системи передачі в нормальний режим роботи;
визначити та застосувати заходи, необхідні для ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України із Плану захисту енергосистеми/Плану відновлення;
зафіксувати відповідну інформацію в оперативній документації диспетчерського персоналу ОСП.
14.10. При виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП має якнайшвидше, але не пізніше наступного робочого дня з дня її виникнення, повідомити про її настання:
Регулятора;
центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі та центральний орган виконавчої влади, який забезпечує формування та реалізує державну політику у сфері цивільного захисту відповідно до наказу Міністерства внутрішніх справ України та Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 02 березня 2017 року № 178/164 «Про затвердження Інструкції про порядок обміну інформацією у сфері запобігання виникненню та реагування на надзвичайні ситуації між Державною службою України з надзвичайних ситуацій і Міністерством енергетики та вугільної промисловості України», зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 28 березня 2017 року за № 410/30278;
центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики відповідно до наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 21 грудня 2012 року № 1054 «Про затвердження Регламенту оперативних повідомлень щодо порушень у роботі підприємств паливно-енергетичного комплексу України» (у редакції наказу Міністерства енергетики України від 21 вересня 2020 року № 606);
місцеві органи виконавчої влади;
ОСП суміжних держав, якщо відбулося порушення узгодженого графіка міждержавних сальдо-перетоків електроенергії у режимі паралельної роботи ОЕС України (або її окремої частини) з енергетичними системами суміжних держав відповідно до укладених договорів.
14.11. Після виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП має якнайшвидше, але не пізніше однієї години від часу її виникнення, опублікувати на власному офіційному вебсайті оголошення, у якому зазначається така інформація:
умова(-и) за якої(-их) було класифіковано надзвичайну ситуацію в ОЕС України;
час та місце виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України;
частина ОЕС України, на яку поширюється дія надзвичайної ситуації в ОЕС України;
протиаварійні та надзвичайні заходи, які застосовуються на період дії надзвичайної ситуації в ОЕС України.
14.12. При раптових порушеннях режиму роботи ОЕС України або її окремої частини внаслідок аварійних відключень мережевих елементів (ПЛ, АТ, систем шин тощо), втрати значної кількості генеруючих потужностей внаслідок відключення генераторів, корпусів або блоків на електростанціях, що призвело до виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України, публікація ОСП на власному офіційному вебсайті оголошення відповідно до пункту 14.11 цієї глави виконується негайно після застосування ОСП необхідних заходів з ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України або після її повної ліквідації.
14.13. Упродовж 30 днів після ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України ОСП готує та подає Регулятору звіт та публікує його на власному офіційному вебсайті.
Звіт повинен містити детальне пояснення та обґрунтування всіх вжитих заходів та їх наслідків.
Розділ V доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
15. Обмін резервами потужності
15.1. Процес транскордонної активації РВЧ
15.1.1. Метою процесу транскордонної активації РВЧ є надання ОСП можливості здійснювати ПВЧ шляхом обміну потужністю відновлення частоти між областями РЧП.
ОСП має право здійснювати процес транскордонної активації РВЧ для областей РЧП у межах одного блока РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди про транскордонну активацію РВЧ.
15.1.2. ОСП повинен здійснювати процес транскордонної активації РВЧ таким чином, щоб не впливати на:
стабільність ППЧ синхронної області або синхронних областей, що беруть участь у транскордонному процесі активації РВЧ;
стабільність ПВЧ та ПЗР кожної області РЧП, якою управляють ОСП-учасники або причетні ОСП;
операційну безпеку.
15.1.3. ОСП здійснює обмін РВЧ між областями РЧП однієї синхронної області за допомогою однієї з наступних дій:
визначення потоку активної потужності через віртуальну з’єднувальну лінію, яка має бути частиною розрахунку FRCE, якщо активація РВЧ автоматизована;
коригування програми регулювання або визначення потоку активної потужності по віртуальній з’єднувальній лінії між областями РЧП, де активація РВЧ здійснюється вручну;
регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.1.4. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю відновлення частоти між областями РЧП різних синхронних областей шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.1.5. ОСП, який бере участь в одному транскордонному процесі активації РВЧ, повинен забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужності відновлення частоти дорівнювала нулю.
15.1.6. Процес транскордонної активації РВЧ повинен включати резервний механізм, який гарантує, що обмін потужністю відновлення частоти в кожній області РЧП дорівнює нулю або обмежений значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.
15.2. Процес транскордонної активації РЗ
15.2.1. Метою процесу транскордонної активації РЗ є надання ОСП можливості здійснювати ПЗР шляхом реалізації програми регулювання між областями РЧП.
ОСП має право здійснювати процес активації транскордонної активації РЗ для областей РЧП у межах одного блока РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди про транскордонну активацію РЗ.
15.2.2. ОСП повинен впроваджувати процес транскордонної активації РЗ таким чином, щоб не впливати на:
стабільність ППЧ синхронної області або синхронних областей, що беруть участь у процесі транскордонної активації РЗ;
стабільність ПВЧ та ПЗР кожної області РЧП, якою управляють ОСП-учасники або причетні ОСП;
операційну безпеку.
15.2.3. ОСП повинен впроваджувати програму регулювання між областями РЧП однієї синхронної області, виконуючи, щонайменше, одну з наступних дій:
визначення перетоку активної потужності через віртуальну з’єднувальну лінію, яка є частиною розрахунку FRCE;
коригування програми регулювання;
коригування перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.2.4. ОСП повинен впроваджувати програму регулювання між областями РЧП різних синхронних областей, шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.
15.2.5. ОСП повинен забезпечити, щоб сума активацій, передбачених усіма програмами регулювання, дорівнювала нулю.
15.2.6. Процес транскордонної активації РЗ повинен включати резервний механізм, який гарантуватиме, що сума активацій, передбачених програмою регулювання кожної області РЧП, дорівнював нулю або обмежувався значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.
15.3. Обмін та спільне використання резервів у межах синхронної області
15.3.1. ОСП має право брати участь в обміні РПЧ в синхронній області. Обмін РПЧ передбачає передачу зобов'язання щодо підтримки РПЧ від ОСП, що отримує резерв, до ОСП, що приєднує резерв, на відповідний обсяг РПЧ.
15.3.2. ОСП, задіяний в обміні РПЧ у межах синхронної області, повинен дотримуватися обмежень і вимог до обміну РПЧ у межах синхронної області, визначених угодами синхронної області та враховувати такі обмеження:
- 1) ОСП суміжних блоків РЧП повинен забезпечити, щоб принаймні 30 % їхніх загальних сумарних початкових зобов’язань РПЧ фізично надавалося всередині їх блока РЧП. Обсяг резервної потужності РПЧ, фізично розташованому в блоці РЧП у результаті обміну РПЧ з іншими блоками РЧП, повинен бути обмежений максимумом:
30 % загальних сумарних початкових зобов’язань РПЧ для ОСП блока РЧП, до якого фізична підключена резервна потужність РПЧ;
100 МВт резервної потужності РПЧ;
- 2) ОСП областей РЧП в одному блоці РЧП повинен мати право визначати в Операційній угоді блока РЧП внутрішні обмеження для обміну РПЧ між областями РЧП в одному блоці РЧП, щоб:
уникнути внутрішніх перевантажень у разі активації РПЧ;
забезпечити рівномірний розподіл резервної потужності РПЧ на випадок розділу мережі;
уникати негативного впливу на стабільність РПЧ або на операційну безпеку.
15.3.3. У разі обміну РПЧ, ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, повідомляють про це іншого ОСП синхронної області.
15.3.4. Будь-який ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, або причетний ОСП, що беруть участь в обміні РПЧ, можуть відмовитися від обміну РПЧ, якщо це призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки при активації РПЧ, що підлягає обміну.
15.3.5. У випадку потенційного впливу на область РЧП, у результаті транскордонного обміну РПЧ ОСП повинен перевірити чи його технічний резерв пропускної спроможності міждержавних електричних мереж є достатнім для забезпечення перетоків потужності, що виникають у результаті активації резервної пропускної спроможності РПЧ, що підлягає обміну.
15.3.6. ОСП в області РЧП повинен відрегулювати параметри розрахунку FRCE для врахування обміну РПЧ.
15.3.7. ОСП, що приєднує резерв, несе відповідальність за дотримання вимог щодо розміщення РПЧ, передбачених цим Кодексом та Операційною угодою синхронної області.
15.3.8. Одиниця або група постачання РПЧ несе відповідальність перед ОСП, що приєднує резерв, за активацію РПЧ.
15.3.9. ОСП повинен забезпечити, щоб обмін РПЧ не впливав на дотримання іншими ОСП вимог щодо РПЧ, які застосовуються до синхронної області.
15.3.10. ОСП не повинен спільно використовувати РПЧ з іншими ОСП синхронної області для виконання його зобов’язань щодо РПЧ і зменшення загального обсягу РПЧ у синхронній області.
15.3.11. ОСП визначають в Операційній угоді синхронної області функції та обов’язки ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетного ОСП для обміну РВЧ та/або РЗ.
15.3.12. У разі якщо відбувається обмін РВЧ та РЗ, ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, інформують про такий обмін іншого ОСП синхронної області.
15.3.13. ОСП, що приєднує резерв, і ОСП, що отримує резерв, що беруть участь в обміні РВЧ та РЗ, повинні визначити в угоді про обмін РВЧ та РЗ, власні функції та обов'язки, у тому числі:
відповідальність ОСП, що надає команди щодо резервів, за резервну потужність РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ та РЗ;
обсяг резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ та РЗ;
впровадження процесу транскордонної активації РВЧ та РЗ;
мінімальні технічні вимоги до РВЧ та РЗ, пов’язані з процесом транскордонної активації РВЧ та РЗ, якщо ОСП, що приєднує резерв, не є ОСП, що надає команди щодо резервів;
виконання випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) щодо надання РВЧ та РЗ;
відповідальність за моніторинг виконання технічних вимог до РВЧ та РЗ і вимог щодо доступності РВЧ та РЗ для резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну;
процедури для забезпечення того, що обмін РВЧ та РЗ не призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки.
15.3.14. ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетний ОСП, що беруть участь в обміні РВЧ або РЗ, можуть відмовитися від обміну, передбаченого в пункті 15.3.12, якщо це може призвести до перетоків потужності, що порушують межі операційної безпеки під час активації резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом обміну РВЧ або РЗ.
15.3.15. ОСП повинен забезпечити, щоб обмін РВЧ та РЗ не заважав ОСП виконувати вимоги до обсягів РВЧ або РЗ.
15.3.16. ОСП разом з ОСП блока РЧП визначає в Операційній угоді блока РЧП власні функції та обов’язки в якості ОСП, що приєднує резерв, ОСП, що отримує резерв, і причетного ОСП для обміну РВЧ та/або РЗ з ОСП інших блоків РЧП.
15.3.17. ОСП повинен визначити в Операційній угоді синхронної області функції та обов’язки ОСП, що забезпечує можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП при спільному використанні РВЧ та РЗ.
15.3.18. У разі спільного використання РВЧ та РЗ, ОСП, що забезпечує можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, інформують про такий обмін іншого ОСП синхронної області.
15.3.19. ОСП, що забезпечує можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, які беруть участь у спільному використанні РВЧ та РЗ, визначають, в угоді про спільне використання РВЧ та РЗ, функції та обов'язки, у тому числі:
обсяг резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ;
впровадження процесу транскордонної активації РВЧ та РЗ;
процедури для забезпечення того, що активація резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ, не призведе до перетоків потужності, порушують межі операційної безпеки.
15.3.20. ОСП, що забезпечує можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетний ОСП, що беруть участь у спільному використанні РВЧ та РЗ, можуть відмовитися від спільного використання РВЧ та РЗ, якщо це може привести до перетоків потужності, що порушують межі операційної безпеки під час активації резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ.
15.3.21. У разі спільного використання РВЧ та РЗ, ОСП, що забезпечує можливість регулювання, повинен надати ОСП, що отримує можливість регулювання, частку власної резервної потужності РВЧ та РЗ, необхідну для виконання вимог до обсягів резервів РВЧ та/або РЗ. ОСП, що забезпечує можливість регулювання, може бути:
ОСП, що надає команди щодо резервів, для резервної потужності РВЧ та РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ та РЗ;
ОСП, що має доступ до резервної потужності РВЧ та РЗ для спільного використання РВЧ та РЗ через впроваджений процес транскордонної активації РВЧ та РЗ, у рамках угоди про обмін РВЧ та РЗ.
15.3.22. ОСП, що отримує можливість регулювання, несе відповідальність за врегулювання інцидентів і небалансів у випадку, якщо резервна потужність РВЧ та РЗ, що підлягає спільному використанню РВЧ та РЗ, є недоступною через:
обмеження, щоб забезпечити відновлення частоти або налаштувати програму контролю, пов’язану з операційною безпекою;
часткове або повне використання резерву потужності РВЧ та РЗ ОСП, що забезпечує можливість регулювання.
15.3.23. ОСП повинен визначити в Операційній угоді блока РЧП власні функції та обов’язки в якості ОСП, що забезпечує можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП для спільного використання РВЧ та РЗ з ОСП інших блоків РЧП.
15.3.24. ОСП у синхронній області, що складається з декількох блоків РЧП, які беруть участь в обміні РВЧ у синхронній області, дотримуються таких вимог і обмежень:
1) ОСП різних блоків РЧП повинен гарантувати, щоб принаймні 50 % їхньої загальної сумарної резервної потужності РВЧ, що визначається згідно з правилами визначення розмірів РВЧ і до будь-якого скорочення внаслідок спільного використання РВЧ, залишається в межах свого блока РЧП;
2) ОСП областей РЧП в одному блоці РЧП має право, якщо необхідно визначати внутрішні обмеження для обміну РВЧ між областями РЧП блока РЧП в Операційній угоді блока РЧП для того, щоб:
уникнути внутрішніх перевантажень за рахунок активації резервної потужності РВЧ за умови обміну РВЧ;
забезпечити рівномірний розподіл РВЧ по всій синхронній області та блоках РЧП у разі розділу мережі;
уникнути негативного впливу на стабільність РВЧ або на операційну безпеку.
15.3.25. ОСП в блоці РЧП має право спільно використовувати РВЧ з іншими блоками РЧП синхронної області в межах встановлених правил визначення обсягу РВЧ.
15.3.26. ОСП у синхронній області, що складається з декількох блоків РЧП, які беруть участь в обміні РЗ у синхронній області, дотримуються таких вимог і обмежень:
1) ОСП різних блоків РЧП повинен забезпечити, щоб принаймні 50 % їхньої загальної сумарної резервної потужності РЗ, що визначається згідно з правилами визначення розмірів РЗ і до будь-якого скорочення внаслідок спільного використання РЗ, залишалася в межах свого блока РЧП;
2) ОСП областей РЧП в одному блоці РЧП має право, якщо необхідно визначати внутрішні обмеження для обміну РЗ між областями РЧП блока РЧП в Операційній угоді блока РЧП для того, щоб:
уникнути внутрішніх перевантажень за рахунок активації резервної потужності РЗ за умови обміну РЗ;
забезпечити рівномірний розподіл РЗ по всій синхронній області у разі розділу мережі;
уникнути негативного впливу на стабільність РЗ або на операційну безпеку.
15.3.27. ОСП в блоці РЧП має право спільно використовувати РЗ з іншими блоками РЧП синхронної області, у межах встановлених правил визначення обсягу РЗ.
Розділ V доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
VI. Оперативне планування роботи системи передачі
1. Оперативне планування
1.1. Оперативне планування режиму роботи системи передачі (далі - Оперативне планування) полягає в розробленні планів з реалізації необхідних технічних заходів та дій відповідного персоналу ОСП та Користувачів для забезпечення здатності енергосистеми задовольняти сумарний попит на електричну енергію та потужність у кожний момент часу з дотриманням встановлених показників якості та надійності надання цих послуг.
1.2. Оперативне планування повинне охоплювати період від одного року до одної доби (включаючи внутрішньодобове планування), здійснюватися на відповідний період та включати:
планування зміни стану обладнання електроустановок системи передачі та Користувачів;
планування заходів для забезпечення балансу споживання та виробництва електричної енергії з урахуванням системних обмежень за умови утримання операційної безпеки в заданих межах та планових міждержавних обмінів із суміжними енергосистемами;
визначення пропускної спроможності внутрішніх та міждержавних контрольованих перетинів;
аналіз операційної безпеки;
визначення доступної та вільної пропускної спроможності міждержавних ліній електропередачі;
визначення обсягів резерву активної потужності енергоблоків, а також обсягів інших видів допоміжних послуг.
Пункт 1.2 глави 1 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
2. Порядок планування зміни стану обладнання системи передачі та Користувачів
2.1. Виведення з роботи обладнання електроустановок здійснюється для переведення його в інший оперативний стан - у резерв, ремонт (плановий або аварійний), консервацію або поза ним - у реконструкцію, випробування, технічне переоснащення, повну заміну, модернізацію, а також для зняття з експлуатації.
Пункт 2.1 глави 2 розділу VI 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. Виведення з роботи обладнання електроустановок у резерв здійснюється на підставі оперативних заявок його власників або за рішенням ОСП для забезпечення поточного балансу електричної енергії та потужності або для дотримання меж операційної безпеки в ОЕС України.
2.3. Виведення з роботи обладнання системи передачі, енергогенеруючого обладнання, УЗЕ, обладнання систем розподілу, обладнання споживача, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП здійснюється на підставі оперативної заявки, яка оформляється відповідно до річних та місячних планів-графіків виведення з роботи обладнання, які затверджуються ОСП.
Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання складаються на підставі річних планів-графіків виведення з роботи обладнання.
Пункт 2.3 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
2.4. Виведення з роботи генеруючого обладнання електростанцій та УЗЕ, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для переведення його у стан консервації або зняття з експлуатації здійснюється згідно зі Звітом.
Пункт 2.4 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
2.5. Усі Користувачі повинні подавати ОСП пропозиції щодо виведення з роботи їхнього генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, до 01 червня поточного року та до 01 вересня поточного року - електротехнічного обладнання, яке перебуває в оперативному підпорядкуванні ОСП, для підготовки річного плану-графіка виведення з роботи обладнання на наступний календарний рік.
Пункт 2.5 глави 2 розділу VI в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020, № 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
2.6. Пропозиції, що надаються Користувачами, мають містити таку інформацію:
реквізити сторони, яка подає пропозиції виведення з роботи обладнання;
причина виведення з роботи обладнання;
Пункт 2.6 глави 2 розділу VI доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
умови, які необхідно виконати перед виведенням з роботи обладнання в реальному часі (при наявності);
Пункт 2.6 глави 2 розділу VI доповнено новим абзацом четвертим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
перелік обладнання, що виводиться з роботи;
пропозиції щодо планованих дат (час початку та закінчення) виведення з роботи обладнання.
2.7. Якщо виведення з роботи обладнання повинно мати фіксовану дату початку та фіксовану дату закінчення, що зумовлюється, але не обмежується, взаємодією з іншими Користувачами, або внаслідок конкретних технологічних процесів, або з причини конкретних робіт із технічного обслуговування, то ці дані мають вказуватися у пропозиції про виведення з роботи обладнання. Пропозиції підлягають аналізу та консультаційному процесу між ОСП та Користувачем, який подає пропозицію, а також залученими Користувачами та після їх узгодження вносяться до річного плану-графіка виведення з роботи обладнання як фіксовані.
2.8. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи обладнання магістральних мереж першочергово враховуються плани-графіки ремонтів генеруючого обладнання та УЗЕ. ОСП має сприяти виконанню планів ремонтів генеруючого обладнання, УЗЕ та забезпечити надійну та безперебійну передачу електричної енергії через основну мережу ОЕС України.
Пункт 2.8 глави 2 розділу VI 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
2.9. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи міждержавних ліній електропередачі ОСП узгоджує таке виведення з роботи з суміжними ОСП з максимальним використанням суміщення робіт на обладнанні, якого стосуються відповідні відключення. Планування виведення з роботи міждержавних ліній електропередачі має відповідати положенням Операційних угод енергооб’єднання.
2.10. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи обладнання систем розподілу ОСР повинні враховувати виведення з роботи обладнання магістральних мереж, а також індивідуальні річні плани-графіки виведення з роботи обладнання користувачів системи розподілу, виведення з роботи обладнання на власних мережах та відповідні виведення на мережах суміжних ОСР.
2.11. Під час підготовки річних планів-графіків виведення з роботи обладнання ОСП повинен намагатися задовольнити вимоги, які містяться в одержаних від Користувачів пропозиціях. Якщо пропозицію про вивід з роботи обладнання неможливо задовольнити, ОСП має запропонувати варіанти коригування планів-графіків.
2.12. До 01 серпня поточного року ОСП повинен підготувати та надати відповідним сторонам перший проєкт річного плану-графіка виведення з роботи генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік.
Пункт 2.12 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; 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
2.13. Користувачі мають право повідомити ОСП про свої обґрунтовані заперечення щодо першого проєкту річного плану-графіка виведення з роботи їхнього генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік не пізніше ніж до 01 вересня поточного року.
Пункт 2.13 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; 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
2.14. У разі наявності заперечень щодо наданих Користувачами початкових проєктів річних планів-графіків ОСП проводить обговорення зі сторонами, які надали свої заперечення, та іншими заінтересованими Користувачами з метою їх узгодження.
2.15. Річні плани-графіки виведення з роботи генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП, на наступний календарний рік затверджуються Головним диспетчером ОСП до 01 жовтня поточного року.
Пункт 2.15 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; 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
2.16. Річні плани-графіки виведення з роботи електротехнічного обладнання на наступний календарний рік затверджуються Головним диспетчером ОСП до 30 листопада поточного року та передається на відповідну електронну платформу ENTSO-E.
Главу 2 розділу VI доповнено новим пунктом 2.16 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
2.17. До 15 жовтня кожного календарного року ОСП доводить до відома всіх Користувачів річний план-графік виведення з роботи генеруючого обладнання та УЗЕ, які перебувають в оперативному підпорядкуванні ОСП.
Пункт 2.17 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020; 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
2.18. До 01 грудня кожного календарного року ОСП доводить до відома всіх Користувачів річний план-графік виведення з роботи електротехнічного обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП.
Главу 2 розділу VI доповнено новим пунктом 2.18 згідно з Постановою 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 № 68 від 17.01.2023
2.19. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання на кожний рік набирають чинності з 01 січня відповідного року.
2.20. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, є остаточними та перегляду не підлягають, за винятком непередбачених обставин, які виникли після затвердження річного плану-графіка та які ставлять під загрозу безумовне виконання затверджених планів-графіків.
Пункт 2.20 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020
2.21. Користувачі зобов’язані дотримуватися затверджених планів-графіків виведення з роботи обладнання. Внесення змін до затвердженого плану-графіка виведення з роботи обладнання після 01 жовтня (для генеруючого обладнання та УЗЕ) та після 01 грудня (для електротехнічного обладнання) здійснюється лише з причин порушення безпеки постачання або операційної безпеки, або безпеки експлуатаційного персоналу, або аварійного пошкодження обладнання Користувача, або громадської безпеки у такому порядку:
Абзац перший пункту 2.21 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020, № 68 від 17.01.2023
за рішенням ОСП - якщо відповідне виведення з роботи обладнання обмежується лише обладнанням, яке знаходиться в оперативному управлінні ОСП, та виведення цього обладнання не потребує зміни плану-графіка для інших сторін;
за згодою між ОСП та заінтересованими Користувачами - якщо обладнання знаходиться в оперативному управлінні ОСП, але виведення цього обладнання потребує зміни плану-графіка для інших сторін, або якщо обладнання знаходиться в оперативному віданні ОСП.
Пункт 2.21 глави 2 розділу VI 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
2.22. Прийняті ОСП зміни відображаються в місячному плані-графіку виведення з роботи обладнання.
2.23. Якщо ОСП не може досягти згоди з Користувачем стосовно розробки або зміни річного плану-графіка виведення з роботи обладнання, ОСП приймає остаточне рішення виходячи з операційної безпеки та інформує про це Користувача.
У разі письмового запиту Користувача стосовно цього питання ОСП надає обґрунтування щодо прийняття такого рішення.
2.24. До 10 числа кожного місяця, що передує плановому, Користувачі надають ОСП місячні плани-графіки, що підтверджують виведення з роботи обладнання відповідно до затвердженого річного плану-графіка з урахуванням прийнятих змін.
2.25. Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання мають надаватися Користувачами письмово. Такі дані мають містити таку інформацію:
реквізити сторони, яка подає місячний план-графік виведення з роботи обладнання;
планові виведення з роботи обладнання, які включені до річного плану-графіка;
виведення з роботи обладнання, яке не включене до річного плану-графіка з відповідним обґрунтуванням;
пояснення щодо причин зміни річного плану-графіка, якщо такі зміни мають місце.
2.26. До 26 числа місяця, що передує плановому, ОСП надає затверджений місячний план-графік ремонтів відповідним Користувачам.
Пункт 2.26 глави 2 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020
3. Порядок координації виведення з роботи обладнання
3.1. Для виведення з роботи і резерву об’єктів диспетчеризації ініціатором робіт (Користувачем або ОСП) подається заявка до підрозділу диспетчерського управління ОСП або Користувача відповідно до оперативного підпорядкування об’єктів диспетчеризації.
Пункт 3.1 глави 3 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021
3.2. Планові заявки подаються на обладнання, що включене до затвердженого плану-графіка виведення з роботи обладнання, на терміни, які передбачені планом-графіком.
3.3. Термінові заявки - заявки для виконання непланового ремонту на об’єктах диспетчеризації за суміщенням з відключенням основного обладнання (ЛЕП, АТ, СШ) для планового ремонту, а також заявки для проведення короткочасного непланового ремонту з метою усунення незначних несправностей на об’єктах диспетчеризації, для проведення якого не потрібна істотна зміна режиму роботи системи передачі.
3.4. Аварійна заявка - заявка для проведення невідкладного ремонту устаткування. Аварійною заявкою також оформлюється аварійний ремонт обладнання, що відключено дією захисту, персоналом через пошкодження, для попередження пошкодження або ліквідації загрози життю людей.
3.5. Форма заявки на виведення обладнання з роботи та перелік необхідних даних, вимог, що стосуються проведення робіт, включаючи заходи з безпеки, терміни подання, розгляду та узгодження заявки, а також повідомлення про результати розгляду визначаються ОСП у відповідних інструкціях, які надаються Користувачам.
3.6. Перелік необхідних даних та вимог, зокрема, має включати:
найменування підприємства, яке дає заявку;
найменування об’єкта, устаткування і вид ремонту;
термін ремонту і час аварійної готовності введення в роботу;
величина зниження і наявної потужності;
коментарі (які роботи будуть виконуватись, номери програм перемикань, номер ремонтної схеми, режим заземлення, режимні заходи, що забезпечують надійну роботу обладнання, енерговузла в ремонтному та ремонтно-аварійному режимах тощо);
стан пристроїв РЗ та ПА на даному об’єкті або прилеглих ПС, у разі його відмінності від нормального режиму, на час дії заявки;
основні заходи для створення безпечних умов виконання робіт;
прізвище уповноваженої особи підприємства, яка підписала заявку.
У разі необхідності ОСП має право запросити додаткові дані.
3.7. Якщо умови експлуатації енергосистеми на запропонований день і час запланованого виведення з роботи обладнання суттєво змінилися порівняно з прогнозованим рівнем балансової надійності та операційної безпеки, оперативно-диспетчерські служби ОСП можуть перенести заплановане виведення з роботи обладнання на термін, необхідний для приведення умов експлуатації енергосистеми до рівня балансової надійності та безпеки, який дозволяє виконати заплановане виведення з роботи обладнання.
3.8. У разі наявності загрози сталому функціонуванню ОЕС України або її частини, безпеці експлуатаційного персоналу або населенню диспетчер ОСП може скасувати дозволену заявку на виведення обладнання. Про причини та обставини щодо прийняття такого рішення ОСП має повідомити суб’єкта, який подавав заявку на виведення обладнання з роботи.
3.9. Рішення по заявках на об’єкти диспетчеризації, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП, приймаються у встановленому ОСП порядку і передаються на підприємства, в оперативному підпорядкуванні яких знаходиться дане обладнання.
4. Порядок введення в роботу обладнання
4.1. Введення в роботу обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, яке знаходилося в резерві, виводилося з роботи для позапланового (невідкладного) ремонту або вимикалося дією захисних пристроїв, здійснюється за дозволом на оперативну заявку персоналу власника цього обладнання або за вимогою ОСП з урахуванням потреб енергосистеми у забезпеченні балансу електричної енергії та потужності або наданні допоміжних послуг.
4.2. Введення в роботу обладнання, яке виводилося з роботи згідно з затвердженим планом-графіком виведення з роботи обладнання, здійснюється з дозволу ОСП на підставі цього плану.
4.3. ОСП має завчасно забезпечити умови для введення в роботу обладнання.
4.4. Якщо узгоджені терміни введення в роботу обладнання не дотримуються, його власник не пізніше ніж за 2 доби до планового терміну має повідомити про це ОСП та запропонувати нові терміни (раніше або пізніше) з обґрунтуванням.
Рішення про час та умови (повне або часткове навантаження, графік навантаження тощо) введення в роботу такого обладнання приймає ОСП та доводить його до відома власника обладнання.
5. Прогнозування споживання та виробництва електричної енергії
5.1. Оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії в ОЕС України здійснюється ОСП з метою планування забезпечення балансової надійності енергосистеми та забезпечення планового виведення з роботи (введення в роботу) обладнання.
5.2. Оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії здійснюється в межах таких часових періодів:
річних;
сезонних;
місячних;
тижневих;
добових (на наступну добу).
5.3. ОСП має здійснювати оперативне прогнозування споживання та виробництва електричної енергії в енергосистемі, ґрунтуючись на:
планах перспективного розвитку енергогенеруючих джерел та електричних мереж;
прогнозах економічного розвитку країни;
ретроспективних даних про брутто споживання електричної енергії, технологічних витратах електричної енергії в електричних мережах;
Абзац четвертий пункту 5.3 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
прогнозних даних, отриманих від виробників електричної енергії щодо виробництва електричної енергії, а також її споживання на власні потреби електростанцій;
прогнозних технологічних витратах електричної енергії при її передачі магістральними та міждержавними електричними мережами, розрахункових обсягах передачі електричної енергії мережами ОСП;
Абзац шостий пункту 5.3 глави 5 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
прогнозних даних, отриманих від ОСР щодо технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах під час розподілу розрахункових обсягів електричної енергії їх мережами;
прогнозних обсягах міждержавної торгівлі електричною енергією;
прогнозах метеорологічних умов.
5.4. Технологічні витрати електричної енергії у магістральних та розподільних мережах прогнозуються із застосуванням методик, що затверджені Регулятором.
5.5. ОСП несе відповідальність за точне та своєчасне складання прогнозного балансу електричної енергії в енергосистемі України на основі наданих Користувачами прогнозів споживання (відбору) та виробництва (відпуску) електричної енергії з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах та на власні потреби електростанцій та використовує результати цього прогнозу для оперативного планування.
Користувачі мають забезпечити точне прогнозування споживання (відбору)/виробництва (відпуску) електричної енергії та своєчасне надання даних ОСП.
Пункт 5.5 глави 5 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
5.6. Форми, обсяги та терміни подання інформації, що стосується оперативного прогнозування, визначає ОСП для кожної категорії Користувача відповідно до вимог, зазначених у пунктах 5.7 і 5.8 цієї глави, а також з урахуванням вимог Правил ринку, та оприлюднює їх на власному вебсайті в мережі Інтернет.
5.7. Дані, які надаються Користувачами щодо прогнозованого споживання електричної енергії для оперативного прогнозування
5.7.1. Прогнозування споживання електричної енергії Користувачами є прогнозом:
для операторів систем розподілу - обсягу розподіленої електричної енергії та обсягу витрат електричної енергії в розподільчих мережах;
для електропостачальників - обсягу продажу електричної енергії за договором постачання електричної енергії споживачу;
Абзац третій підпункту 5.7.1 пункту 5.7 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
Абзац четвертий підпункту 5.7.1 пункту 5.7 глави 5 розділу VI 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
для виробників електричної енергії (приєднаних до мереж ОСП) - обсягу електричної енергії з мережі ОСП для забезпечення власних потреб електростанції.
Підпункт 5.7.1 пункту 5.7 глави 5 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020
5.7.2. Усі Користувачі зобов’язані надавати ОСП свої прогнози споживання електричної енергії у межах таких часових рамок:
річний прогноз споживання електричної енергії - не пізніше ніж до 01 вересня кожного року на наступний рік;
Абзац другий підпункту 5.7.2 пункту 5.7 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020
місячний прогноз споживання електричної енергії - не пізніше ніж до 15 числа кожного місяця на наступний місяць;
Абзац третій підпункту 5.7.2 пункту 5.7 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020
тижневий прогноз споживання електричної енергії - не пізніше 12:00 четверга кожного тижня на наступний тиждень;
добовий прогноз споживання електричної енергії - не пізніше 09:00 кожного робочого дня на наступну добу, а у випадку вихідних/святкових днів - на всі наступні вихідні/святкові дні та наступний перший робочий день;
за окремим запитом ОСП (у разі виникнення раптового дефіциту електричної енергії, форс-мажору, екстремальних кліматичних умов, проблем із постачанням палива тощо) в інші часові терміни.
5.7.3. Річні прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:
сумарне річне споживання електричної енергії на наступний рік (кВт·год);
помісячний розподіл сумарного річного споживання електричної енергії, починаючи з січня наступного року (кВт·год);
очікувані щомісячні значення абсолютного мінімального та максимального навантаження, починаючи з січня наступного року (кВт);
прогнозовані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;
потребу у реактивній потужності (кВАр).
5.7.4. Щомісячні прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:
сумарне місячне споживання електричної енергії на наступний місяць (кВт·год);
поденний розподіл сумарного місячного споживання електричної енергії (кВт·год);
очікувані оцінки тижневих та добових мінімальних та максимальних рівнів потреби у потужності (кВт);
прогнозовані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;
потребу у реактивній потужності (кВАр).
5.7.5. Тижневі прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:
сумарне тижневе споживання електричної енергії на наступний тиждень (кВт·год);
щодобовий розподіл сумарного тижневого споживання електричної енергії (кВт·год);
очікувані оцінки добових мінімальних та максимальних рівнів потреби у потужності (кВт);
прогнозовані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;
потребу у реактивній потужності (кВАр).
5.7.6. Добові прогнози споживання електричної енергії, складені Користувачами, мають містити таку інформацію:
сумарне добове споживання електричної енергії на наступну добу чи доби (у разі вихідних/святкових днів) (кВт·год);
погодинний розподіл сумарного добового споживання електричної енергії (кВт·год);
заплановані заходи з управління споживанням електричної енергії у відповідних випадках;
потребу у реактивній потужності (кВАр).
5.7.7. ОСР повинні додатково до інформації згідно з підпунктами5.7.2-5.7.6 цієї глави надавати прогнози сумарного виробництва розподіленої генерації (потужністю менше 20 МВт), яка приєднана до їх систем розподілу (кВт·год).
Підпункт 5.7.7 пункту 5.7 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
5.7.8. Зазначені у цій главі прогнози споживання електричної енергії мають подаватися як сумарне споживання електричної енергії для кожного Користувача, а також для кожної точки приєднання відповідного Користувача до магістральних електричних мереж.
Підпункт 5.7.8 пункту 5.7 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
5.7.9. Користувач у своєму прогнозі має враховувати зміни величини споживання внаслідок нових або додаткових проєктів будівництва, які будуть реалізовані у прогнозованому періоді.
5.7.10. ОСП має право відхилити поданий прогноз споживання електричної енергії окремої сторони, якщо наданий прогноз не є реалістичним, повідомивши про це відповідного Користувача.
5.7.11. Користувачі можуть прийняти заперечення ОСП та подати переглянутий прогноз споживання електричної енергії або відхилити заперечення та підтвердити свій початковий прогноз споживання електричної енергії, надавши при цьому пояснення.
5.7.12. Користувачам дозволяється змінювати свої прогнози споживання електричної енергії та подавати оновлену версію прогнозу споживання електричної енергії за умови, що вона подаватиметься до встановленого часу.
5.8. Дані, які надаються Користувачами з прогнозованого виробництва електричної енергії для оперативного прогнозування
5.8.1. Виробники електричної енергії надають ОСП прогнози виробництва в межах таких часових періодів:
річний прогноз виробництва електричної енергії з помісячним розподілом - не пізніше ніж до 01 вересня кожного року на наступний рік (кВт·год);
місячний прогноз виробництва електричної енергії - не пізніше ніж до 20 числа кожного місяця на наступний місяць (кВт·год);
тижневий прогноз виробництва електричної енергії - не пізніше 12:00 четверга кожного тижня на наступний тиждень (кВт·год);
добовий прогноз виробництва електричної енергії - не пізніше 09:00 кожного робочого дня на наступну добу, а у випадку вихідних/святкових днів - на всі наступні вихідні/святкові дні та наступний перший робочий день (кВт·год).
Підпункт 5.8.1 пункту 5.8 глави 5 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020
5.8.2. Виробники електричної енергії надають ОСП прогнози робочої потужності для генеруючих одиниць типу B, C, D у межах таких часових періодів:
Абзац перший підпункту 5.8.2 пункту 5.8 глави 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023
річний помісячний прогноз робочої потужності - не пізніше ніж до 01 вересня кожного року на наступний рік (кВт);
місячний потижневий прогноз робочої потужності - не пізніше ніж до 20 числа кожного місяця на наступний місяць (кВт);
тижневий подобовий прогноз робочої потужності - не пізніше 12:00 четверга кожного тижня на наступний тиждень (кВт);
добовий прогноз робочої потужності - не пізніше 09:00 кожного робочого дня на наступну добу, а у випадку вихідних/святкових днів - на всі наступні вихідні/святкові дні та наступний перший робочий день (кВт).
Підпункт 5.8.2 пункту 5.8 глави 5 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020
5.8.3. Річні прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:
планову помісячну максимальну та мінімальну потужність кожного генеруючого блока з урахуванням графіків виведення з роботи обладнання (кВт);
плановий помісячний відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);
планове помісячне виробництво кожної одиниці (кВт·год);
типовий добовий графік роботи генеруючих одиниць для кожного місяця (кВт).
5.8.4. Місячні прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:
планову потижневу максимальну та мінімальну потужність кожної генеруючої одиниці з урахуванням графіків виведення з роботи обладнання (кВт);
плановий щодобовий відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);
планове щодобове виробництво електричної енергії кожної одиниці (кВт·год);
типовий добовий графік роботи генеруючих одиниць для робочого та вихідного дня (кВт).
5.8.5. Тижневі прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:
планову максимальну та мінімальну потужність кожної генеруючої одиниці для кожної доби погодинно з урахуванням графіків виведення з роботи обладнання (кВт);
плановий щодобовий відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);
планове щодобове виробництво електричної енергії кожної одиниці (кВт·год);
планові графіки виробництва генеруючих одиниць для кожної доби тижня (кВт).
5.8.6. Добові прогнози виробництва та робочої потужності мають містити таку інформацію:
погодинні максимальні та мінімальні потужності кожної генеруючої одиниці (кВт);
погодинний відпуск електричної енергії з шин електростанцій у систему передачі (кВт·год);
погодинне виробництво кожної одиниці (кВт·год).
5.8.7. Для ВЕС та СЕС річні, місячні, тижневі та добові прогнози надаються як сумарна потужність вітрових електроустановок або сонячних панелей з інверторами.
6. Аналіз операційної безпеки
Назва розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.1. ОСП має систематично проводити аналіз операційної безпеки та докладати максимальних зусиль для її підтримання.
Пункт 6.1 глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.2. Для проведення аналізу операційної безпеки ОСП готує індивідуальні моделі мережі відповідно до встановлених методик для кожного з наступних часових періодів із застосуванням форматів даних, встановлених програмним забезпеченням для обміну оперативними даними ENTSO-E:
Абзац перший пункту 6.2 глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
рік наперед;
тиждень наперед;
на добу наперед;
для поточної доби.
6.3. Індивідуальні моделі мережі повинні включати структурну інформацію, і дані, викладені в пунктах 5.7 та 5.8 глави 5 цього розділу, а також у пункті 6.2 глави 6 розділу X цього Кодексу.
Пункт 6.3 глави 6 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.4. ОСП повинен спільно з іншим ОСП своєї синхронної області розробити загальний перелік сценаріїв на рік наперед, за якими вони оцінюють роботу синхронної області на наступний рік. Сценарії мають містити інформацію про такі складові:
попит на електричну енергію;
генерацію ВДЕ;
планові обсяги імпорту-експорту, у тому числі узгоджені базові значення, що дозволяють вирішувати взаємопов'язані завдання;
моделювання генерації та режиму роботи УЗЕ з урахуванням її доступності;
розвиток мережі на наступний рік.
При розробці сценаріїв ОСП повинен враховувати:
типові шаблонні транскордонні обміни для різних рівнів споживання електричної енергії та її виробництва з ВДЕ та на об’єктах традиційної генерації;
імовірність розвитку подій за сценаріями;
потенційні порушення меж операційної безпеки для кожного сценарію;
обсяги виробництва/відпуску і споживання/відбору об’єктами генерації/УЗЕ та споживання, об’єктами енергоспоживання, приєднаними до мереж систем розподілу.
Пункт 6.4 глави 6 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.5. Список сценаріїв повинен принаймні включати такі сценарії, якщо інше не погоджено між ОСП синхронної області:
зимовий максимум;
зимовий мінімум;
весняний максимум;
весняний мінімум;
літній максимум;
літній мінімум;
осінній максимум;
осінній мінімум.
6.6. ОСП повинен щорічно надавати ENTSO-E до 15 липня свій перелік сценаріїв разом з роз'ясненнями до цих сценаріїв для публікації у загальному переліку сценаріїв на поточний рік.
6.7. ОСП повинен визначити на рік наперед індивідуальну модель мережі для кожного із сценаріїв, розроблених відповідно до пункту 6.5 цієї глави, використовуючи найкращі оцінки складових, визначених у пункті 6.4 цієї глави, та опублікувати моделі мережі на електронній платформі ENTSO-E для проведення аналізу операційної безпеки.
ОСП надає індивідуальну модель мережі на рік наперед, побудовану відповідно до обраного сценарію, у середовище оперативного планування ENTSO-E.
Для побудови індивідуальної моделі мережі на рік наперед ОСП керується методологічними засадами, загальноприйнятими іншими ОСП своєї синхронної області або узгодженими із ними.
Інформація по індивідуальних моделях мережі, яка міститься у середовищі оперативного планування ENTSO-E повинна об’єднуватись у загальну модель мережі для проведення аналізу операційної безпеки.
Якщо ОСП змінює або оголошує про зміну найкращих оцінок складових, визначених у пункті 6.4 цієї глави, що впливають на операційну безпеку, то він повинен оновити індивідуальні моделі мережі на наступний рік та опублікувати їх у середовищі експлуатаційного планування ENTSO-E.
Пункт 6.7 глави 6 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.8. При визначенні на наступний рік індивідуальної моделі мережі ОСП повинен:
1) погодити з ОСП своєї синхронної області очікувані перетоки потужності по системах ПСВН, які з’єднують їх області регулювання;
2) збалансувати для кожного сценарію суми:
сальдо обмінів по лініях змінного струму;
Абзац другий підпункту 2 пункту 6.8 глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
очікуваних перетоків потужності по системах ПСВН;
навантаження;
виробництва.
6.9. ОСП повинен включити в індивідуальну модель мережі на наступний рік сумарні величини потужності, відпуску для генеруючих одиниць, УЗЕ, підключених до систем розподілу. Такі величини повинні:
Абзац перший пункту 6.2 глави 6 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
узгоджуватися зі структурними даними, наданими відповідно до вимог, встановлених у пунктах 6.2, 6.3 та 6.4 цієї глави;
відповідати сценаріям, розробленим відповідно до пунктів 6.4 та 6.5 цієї глави;
розрізнятися за типами первинних джерел енергії.
6.10. ОСП на підставі операційної угоди синхронної області має надавати та вимагати від інших ОСП своєї синхронної області будь-яку інформацію про зміни в топології мережі або оперативних механізмах таких, як уставки захисту або схеми захисту системи, однолінійні схеми і конфігурації підстанцій або додаткові моделі мережі, що мають значення для точного представлення системи передачі у процесі об’єднання індивідуальних моделей мереж, щоб сформувати модель загальної мережі своєї синхронної області для проведення аналізу операційної безпеки.
ОСП співпрацює з відповідним РКЦ з питань створення загальних моделей мережі своєї синхронної області з використанням узгоджених форматів даних, що застосовуються у середовищі оперативного планування ENTSO-E.
Пункт 6.10 глави 6 розділу VI доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.11. ОСП спільно з будь-яким ОСП своєї синхронної області у разі потреби повинні розробити найбільш репрезентативні сценарії для аналізу операційної безпеки їх систем передачі на тиждень наперед та об’єднати їх індивідуальні моделі мереж аналогічно об’єднанню індивідуальних моделей Операторів при здійсненні аналізу операційної безпеки на рік наперед.
ОСП складає або оновлює індивідуальну модель мережі на тиждень наперед відповідно до розроблених сценаріїв.
Пункт 6.11 глави 6 розділу VI доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
6.12. ОСП спільно застосовує методологію побудови загальної моделі мережі на добу наперед та протягом доби на основі індивідуальних моделей мережі на добу наперед та протягом доби.
Індивідуальна модель мережі на добу наперед та протягом доби розробляється ОСП на підставі методики, розробленої ОСП синхронної області, має надаватись відповідно до регламенту, зазначеному в цій методиці, та відповідати відповідним вимогам.
Індивідуальна модель мережі повинна включати:
актуальні прогнози генерації та навантаження;
доступні результати процесів на ринку «на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку;
доступні результати планування;
агреговані значення відпуску активної потужності за типом джерела енергії для генеруючих об’єктів, приєднаних до електричних мереж системи розподілу;
актуальну топологію мережі;
включати всі коригувальні дії, які були застосовані, із наданням інформації щодо виробництва/відпуску, споживання/відбору та зміни топології мережі.
ОСП має опублікувати створені індивідуальні моделі мережі на добу наперед та протягом доби у середовищі оперативного планування ENTSO-E.
ОСП повинен здійснювати аналіз точності вхідних даних, що використовуються при створенні індивідуальних моделей мережі на добу наперед та протягом доби, та визначати заходи та процеси, необхідні для покращення точності у випадку, коли ОСП вважає, що точність незадовільна для оцінки операційної безпеки.
ОСП повинен співпрацювати з надавачами вхідних даних для підготовки індивідуальної моделі мережі на добу наперед та протягом доби з метою покращення якості таких даних у випадку, коли точність вважається незадовільною.
Якість індивідуальної моделі мережі має відповідати стандартам якості до індивідуальних моделей мереж, прийнятих для синхронної області.
Главу 6 розділу VI доповнено новим пунктом 6.12 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.13. Аналіз операційної безпеки проводиться ОСП у межах таких часових періодів:
річний аналіз - не пізніше ніж до 01 листопада кожного року на наступний рік;
сезонний аналіз - за один місяць до початку кожного сезону - до 01 березня на весняно-літній сезон та до 01 вересня на осінньо-зимовий сезон;
місячний аналіз - не пізніше ніж до 25 числа кожного місяця на наступний місяць;
тижневий аналіз - кожного четверга на наступний тиждень;
аналіз на добу наперед - до 18:00 кожного робочого дня після отримання результатів роботи ринку на добу наперед на наступну добу, а у випадку святкових днів - на всі наступні святкові дні та наступний перший несвятковий день;
Абзац шостий пункту глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
аналіз у поточній добі - кожні 15 хвилин.
Пункт глави 6 розділу VI доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
6.14. Для проведення аналізу операційної безпеки ОСП повинен у ситуації N імітувати кожну аварійну ситуацію із Переліку аварійних ситуацій, встановленого відповідно до пункту 12.1 глави 12 розділу V цього Кодексу, та перевірити, що межі операційної безпеки, зазначені у пункті 6.1 глави 6 розділу V цього Кодексу, у ситуації N-1 не порушено в його області регулювання.
6.15. ОСП повинен проводити аналіз операційної безпеки з використання загальних моделей мережі, розроблених відповідно до пункту 6.10 цієї глави, та враховувати заплановані відключення у своїй області спостереження. ОСП повинен обмінюватися результатами свого аналізу операційної безпеки з ОСП своєї синхронної області, елементи яких знаходяться в його області спостереження і піддаються ризику порушення меж операційної безпеки за результатами цього аналізу операційної безпеки.
6.16. ОСП повинен проводити аналіз операційної безпеки від річного до тижневого для того, щоб виявити такі обмеження:
перетікання потужності та напруги, що перевищують межі операційної безпеки;
порушення меж стійкості системи передачі, визначеної відповідно до підпунктів 13.2.2 і 13.2.6 пункту 13.2 глави 13 розділу V цього Кодексу;
порушення порогових значень струмів короткого замикання у системі передачі.
6.17. Якщо ОСП виявляє можливі обмеження, він розробляє коригувальні дії відповідно до вимог глави 5 розділу V цього Кодексу.
6.18. ОСП виконує аналіз операційної безпеки на добу наперед, у поточній добі та в режимі реального часу для виявлення можливих обмежень та підготовки і застосування коригувальних дій спільно з іншими ОСП своєї синхронної області, ОСР та користувачами системи передачі/розподілу, режими роботи яких впливають на режими роботи системи передачі. ОСП повинен здійснювати моніторинг фактичного споживання та генерації електричної енергії і при значному відхиленні оновлювати аналіз операційної безпеки. При розрахунках у реальному часі застосовується оцінка режиму енергосистеми.
Пункт глави 6 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
6.19. ОСП несе відповідальність за оцінювання, підтримання та відновлення операційної безпеки у всіх часових рамках експлуатації. Аналіз операційної безпеки має враховувати конфігурацію передавальних мереж та стабільність енергосистеми, як статичну, так і динамічну.
6.20. Для аналізу операційної безпеки ОСП має використовувати такі дані з процесу оперативного планування:
дані з прогнозу споживання та виробництва електричної енергії;
дані з планування виведення з роботи обладнання;
прогнози величин резервів активної потужності для управління енергосистемою.
6.21. Для аналізу операційної безпеки ОСП має також використовувати такі дані:
ретроспективні дані щодо експлуатації енергосистеми;
розрахункові обсяги міждержавної передачі електричної енергії;
повідомлення про аварійні ситуації, які можуть вплинути на безпеку енергосистеми;
обмеження в енергосистемі, які можуть впливати на прогнози споживання та виробництва електричної енергії;
умови постачання палива;
прогнози метеорологічних умов;
відкриту інформацію про події, які можуть негативно вплинути на стабільність та безпеку енергосистеми.
6.22. У разі необхідності ОСП може звернутися до Користувачів з запитом про надання додаткової та/або підтвердження раніше наданої інформації для використання її при аналізі операційної безпеки на найближчий відповідний період.
6.23. Аналіз операційної безпеки проводиться для типових годин експлуатації, обраних ОСП на основі ретроспективних даних та досвіду роботи, але не менше як для:
однієї години однієї доби одного тижня кожного місяця року - для річного аналізу операційної безпеки;
однієї години однієї доби кожного тижня в сезоні - для сезонного аналізу операційної безпеки;
однієї години кожної доби місяця - для місячного аналізу операційної безпеки;
шести типових годин кожної доби - для тижневого аналізу операційної безпеки;
кожної години наступної доби - для добового аналізу операційної безпеки.
6.24. Інформація, яка готується ОСП за результатами аналізу операційної безпеки має містити по кожному відповідному періоду (рік/місяць/тиждень/доба/година) такі дані:
прогнози споживання електричної енергії, з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах та на власні потреби електростанцій;
прогнози виробництва наявної активної потужності;
аналіз ймовірних ситуацій, в яких можуть порушуватися межі операційної безпеки;
аналіз ймовірних ситуацій, в яких не забезпечується достатній запас резервів активної потужності;
аналіз ймовірних ситуацій, в яких не забезпечується достатній запас РПЧ та РВЧ енергосистеми;
Абзац шостий пункту 6.24 глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
ймовірність аварійних ситуацій з переліку аварійних ситуацій;
коригувальні дії для аварійних ситуацій з переліку аварійних ситуацій;
іншу інформацію, яка може вплинути на безпеку енергосистеми та постачання електричної енергії.
6.25. За результатами аналізу операційної безпеки ОСП визначає на відповідний період для всіх прогнозованих режимів обсяги необхідного резерву активної потужності енергоблоків, а також обсяги інших видів допоміжних послуг для забезпечення регулювання частоти (обсяги РПЧ, РВЧ та РЗ) та/або підтримання погоджених відхилень міждержавних перетоків відповідно до критеріїв балансування, визначених у розділі V цього Кодексу.
Пункт 6.25 глави 6 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
7. Розрахунок пропускної спроможності міждержавних перетинів
Назва глави 7 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
7.1. З метою задоволення технологічних та/або комерційних потреб учасників ринку електричної енергії ОСП визначає пропускну спроможність електричних мереж системи передачі (далі - пропускна спроможність) за такими її ознаками:
загальна пропускна спроможність електричних мереж системи передачі;
технічний резерв пропускної спроможності;
чиста пропускна спроможність міждержавного перетину;
вільна пропускна спроможність міждержавного перетину;
обмеження пропускної спроможності міждержавного перетину.
7.2. Розрахунок пропускної спроможності здійснюється в межах таких часових періодів:
Абзац перший пункту 7.2 глави 7 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
річних;
сезонних;
місячних;
тижневих;
внутрішньодобових;
Пункт 7.2 глави 7 розділу VI доповнено новим абзацом шостим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
добових (на наступну добу).
7.3. Розрахунок пропускної спроможності здійснюється з урахуванням:
пропускної спроможності внутрішніх перетинів електричних мереж;
обсягів технологічних перетоків між суміжними енергосистемами;
обсягів експортно-імпортних операцій;
критеріїв операційної безпеки мережі, зокрема, критерію N-1;
обмежень пропускної спроможності, пов’язаних з технологічними порушеннями, ремонтними схемами на внутрішніх та міждержавних перетинах або окремих лініях електропередачі, погодними умовами тощо.
Пункт 7.3 глави 7 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
7.4. Для визначення пропускної спроможності ОСП використовує фактичні та планові дані відповідно до укладених договорів, а також дані з оцінювання безпеки постачання.
У разі необхідності ОСП може звернутися до Користувачів з запитом про надання додаткової інформації, необхідної для визначення пропускної спроможності у відповідному напрямку та у відповідний період часу. Суб’єкти ринку електричної енергії не можуть відмовити ОСП у наданні таких даних, у тому числі і даних комерційного характеру.
7.5. ОСП має оприлюднювати таку інформацію щодо пропускної спроможності:
вимоги до безпеки, технічної експлуатації та планування режимів роботи міждержавних перетинів, включаючи алгоритм розрахунку загальної пропускної спроможності та запасу надійності (технічного резерву), відповідно до електричних та фізичних показників мережі;
дані щодо роботоспроможності мережі, доступу до мережі та використання мережі, ураховуючи інформацію про наявність фізичних обмежень пропускної спроможності, методи управління обмеженнями та плани щодо їх усунення у майбутньому;
дані щодо обмежень суб’єктів ринку електричної енергії у доступі до пропускної спроможності;
перспективні плани розвитку інфраструктури системи передачі та прогноз впливу такого розвитку на пропускну спроможність міждержавних перетинів;
прогнози щодо вільної пропускної спроможності на ринку електричної енергії на наступний період (рік, місяць, тиждень, доба);
фактичні дані щодо розподіленої пропускної спроможності, включаючи відповідні умови її використання, а також щодо використаної пропускної спроможності;
узагальнені фізичні та комерційні перетоки електричної енергії для кожного розрахункового періоду на ринку електричної енергії, включаючи опис дій щодо обмеження пропускної спроможності, з метою вирішення проблемних питань під час експлуатації ОЕС України;
кількісні показники надійності доступної пропускної спроможності, інформацію щодо планових та фактичних відключень елементів передавальної мережі та енергоблоків, встановлена потужність яких перевищує 100 МВт;
дані щодо узагальненого прогнозного та фактичного попиту, доступності та фактичного використання генеруючих потужностей та електроустановок споживання, здатних до регулювання, доступності та використання мережі та перетинів, балансуючої електричної енергії та резервів потужності;
процедури балансування, управління обмеженнями та розподілу пропускної спроможності.
7.6. Уся інформація, що оприлюднюється ОСП відповідно до пункту 7.5 цієї глави, має бути у вільному доступі та містити інформацію за останні 2 роки.
8. Регіональний розрахунок пропускної спроможності
8.1. ОСП створює та/або приєднується до регіону розрахунку пропускної спроможності відповідно до досягнутих домовленостей із ОСП відповідного регіону розрахунку пропускної спроможності з метою координованого регіонального визначення пропускної спроможності міждержавних перетинів.
8.2. Участь ОСП і взаємодія між ОСП та РКЦ або іншими суб’єктами господарювання, відповідальними за розрахунок пропускної спроможності у регіоні розрахунку пропускної спроможності, регламентується угодами з ОСП відповідного регіону розрахунку пропускної спроможності та/або іншими угодами та методиками, передбаченими та розробленими відповідно до вимог та правил, що застосовуються до синхронної області, зокрема:
загальна методика розрахунку пропускної спроможності;
методика визначення технічного резерву пропускної спроможності;
методика визначення меж операційної безпеки, аварійних ситуацій при розрахунку та обмежень щодо розподілу пропускної спроможності;
методика визначення впливу генерації на потокорозподіл;
методика визначення коригувальних дій при розрахунку пропускної спроможності;
методика валідації пропускної спроможності;
процедура визначення пропускної спроможності;
інші правила та положення щодо регіонального розрахунку пропускної спроможності, передбачені вимогами та правилами, що застосовуються до синхронної області.
8.3. Для координованого визначення пропускної спроможності на наступну добу визначається пропускна спроможність для кожної одиниці часу торгового дня. Для внутрішньодобового координованого визначення пропускної спроможності пропускна спроможність визначається для кожної одиниці часу, що залишилась цієї доби постачання. Одиниця ринкового часу означає період, на який встановлюється ринкова ціна, або найкоротший можливий спільний період часу для двох торгових зон, якщо їхні одиниці ринкового часу відрізняються.
Для координованого розрахунку пропускної спроможності для потреб обміну балансуючою електричною енергією або неттінгу небалансів пропускна спроможність визначається після закриття воріт внутрішньодобового розподілу та оновлюється кожного разу, коли частина пропускної спроможності була використана або коли пропускна спроможність була перерахована.
8.4. Для координованого розрахунку пропускної спроможності на наступну добу ОСП має надавати РКЦ найактуальнішу інформацію щодо стану системи передачі, отриману не пізніше 16:00 Д-2.
8.5. Для регіонального розрахунку пропускної спроможності ОСП спільно з ОСП регіону розрахунку пропускної спроможності повинен щороку переглядати:
межі операційної безпеки, аварійні ситуації та обмеження, що використовуються при розрахунку пропускної спроможності;
ймовірність розподілу відхилень між прогнозованими під час розрахунку пропускної спроможності перетоками та фактичними перетоками при визначенні технічного резерву пропускної спроможності;
коригувальні дії, які враховуються при розрахунку пропускної спроможності;
застосування методик:
щодо визначення впливу генерації на потокорозподіл;
визначення технічного резерву пропускної спроможності;
визначення меж операційної безпеки, аварійних ситуацій при розрахунку та обмежень щодо розподілу пропускної спроможності.
8.6. ОСП повинен дотримуватись вимог щодо якості даних, що надаються ним для регіонального розрахунку пропускної спроможності і кожні два роки переглядати якість цих даних.
Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
9. Процес складання графіків
9.1. При впровадженні процесу складання графіків ОСП бере до уваги і, у разі необхідності, доповнює робочі умови методології надання даних про виробництво та навантаження.
9.2. Якщо торгова зона охоплює тільки одну область регулювання, географічний масштаб області планування збігається з торговою зоною. Якщо область регулювання охоплює кілька торгових зон, географічний масштаб області планування збігається з торговою зоною. Якщо торгова зона охоплює кілька областей регулювання, ОСП у межах такої торгової зони може спільно приймати рішення щодо загального процесу планування, в іншому випадку, кожна область регулювання в межах такої торгової зони вважається окремою областю планування.
9.3. Для кожного генеруючого об’єкта, УЗЕ та об'єкта енергоспоживання згідно з вимогами до складання графіків власник цього генеруючого об’єкта, УЗЕ та об'єкта енергоспоживання призначає або виступає в ролі агента зі складання графіків.
9.4. Кожен учасник ринку згідно з вимогами до складання графіків призначає або виступає у ролі агента зі складання графіків.
9.5. Кожен відповідальний ОСП області планування, повинен впровадити заходи, необхідні для складання графіків, що надаються агентами зі складання графіків.
9.6. Якщо область планування охоплює більше однієї області регулювання, ОСП, відповідальні за області регулювання, повинні призначити відповідального ОСП відповідної області планування.
9.7. Кожен агент зі складання графіків повинен надати відповідальному ОСП області планування, на запит ОСП, і, у разі необхідності, третій стороні у визначених законодавством випадках, графіки:
виробництва/відпуску;
споживання/відбору;
внутрішньої комерційної торгівлі;
зовнішньої комерційної торгівлі.
9.8. Кожен відповідальний ОСП області планування, перевіряє, чи є збалансованими виробництво, споживання, графіки зовнішньої комерційної торгівлі і зовнішні графіки ОСП у власній області планування.
9.9. Для зовнішніх графіків ОСП кожен ОСП повинен узгоджувати значення графіків з відповідним ОСП. У разі відсутності узгодження застосовуються нижчі значення.
9.10. Для двосторонніх обмінів між двома областями планування, кожен ОСП повинен узгоджувати графік зовнішньої комерційної торгівлі з відповідним ОСП. У разі відсутності узгодження значень графіків комерційної торгівлі застосовуються нижчі значення.
9.11. Усі відповідальні ОСП областей планування забезпечують, щоб усі агреговані сальдовані зовнішні графіки між усіма областями планування, у межах синхронної області, були збалансованими. Якщо виникає невідповідність і у разі, коли ОСП не погоджують значення агрегованих сальдованих зовнішніх графіків, застосовуються нижчі значення.
9.12. Кожна організація, що розраховує запланований обмін, повинна надати ОСП, на його запит, значення запланованих обмінів, пов’язаних з областями планування, із функцією сполучення ринків, у вигляді агрегованих сальдованих зовнішніх графіків, включаючи двосторонні обміни між двома областями планування.
9.13. На запит іншого ОСП ОСП повинен розрахувати і забезпечити:
агрегований сальдований зовнішній графік;
нетто-позицію області по змінному струму, де область планування з’єднана з іншими областями планування за допомогою ліній передачі змінного струму.
9.14. У разі необхідності, для створення загальних моделей мережі кожен відповідальний ОСП області планування надає іншому ОСП за відповідним запитом, таку інформацію:
графіки виробництва/відпуску;
графіки споживання/відбору.
Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
10. Регіональна координація відключень
10.1. ОСП, за підтримки РКЦ, забезпечує координацію відключень з метою перевірки статусу доступності впливових активів і узгоджує власні плани доступності з метою забезпечення операційної безпеки системи передачі.
10.2. При регіональній координації відключень ОСП повинен керуватись процедурами, методиками та вимогами, що застосовуються у відповідному регіоні координації відключень, що включають таке:
частоту, обсяг і тип координації, щонайменше, на рік наперед і на тиждень наперед;
положення, що стосуються використання оцінок, проведених РКЦ;
практичні заходи щодо ухвалення планів доступності впливових елементів мережі на рік наперед відповідно до вимог підпункту 10.19.2 пункту 10.19 цієї глави.
10.3. ОСП бере участь у координації відключень у власному регіоні координації відключень і застосовує регіональні операційні процедури координації, зазначені у пункті 10.2 цієї глави.
10.4. ОСП повинен взаємодіяти з ОСП синхронної області та РКЦ з метою усунення несумісності виведення з роботи обладнання, якщо така виникає під час планування.
10.5. ОСП повинен повідомляти інших ОСП регіону координації відключень про актуальну інформацію щодо інфраструктурних проєктів, що відносяться до системи передачі, систем розподілу, МСР, генеруючих одиниць, УЗЕ, або об'єктів енергоспоживання, що можуть мати потенційний вплив на роботу області регулювання іншого ОСП регіону координації відключень.
10.6. ОСП повинен застосовати для синхронної області методологію визначення впливових генеруючих одиниць, УЗЕ, об'єктів енергоспоживання і впливових елементів мережі, що розташовані в системі передачі або в системі розподілу, включно з МСР.
10.7. Переліки впливових генеруючих одиниць, УЗЕ та впливових об'єктів енергоспоживання
10.7.1. ОСП спільно з ОСП регіону координації відключень оцінює вплив генеруючих одиниць, УЗЕ і об'єктів енергоспоживання для координації відключень на основі методології, зазначеної у пункті 10.6 цієї глави, а також складає єдиний перелік впливових генеруючих одиниць, УЗЕ і впливових об'єктів енергоспоживання для кожного регіону координації відключень, який повинен бути доступний у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.
10.7.2. ОСП повинен інформувати Регулятора про перелік впливових генеруючих одиниць, УЗЕ, і впливових об'єктів енергоспоживання для кожного регіону координації відключень, у якому він бере участь.
10.7.3. Для кожного внутрішнього впливового активу, який є генеруючою одиницею, УЗЕ або об'єктом енергоспоживання, ОСП зобов'язується:
інформувати власників впливових генеруючих одиниць, УЗЕ та впливових об'єктів енергоспоживання про включення до переліку;
інформувати ОСР про впливові генеруючі одиниці, УЗЕ та впливові об'єкти енергоспоживання, які приєднані до системи розподілу;
інформувати ОМСР про впливові генеруючі одиниці, УЗЕ та впливові об'єкти енергоспоживання, які приєднані до МСР.
10.8. Оновлення переліків впливових генеруючих одиниць, УЗЕ і впливових об'єктів енергоспоживання
10.8.1. Щороку до 01 липня ОСП кожного регіону координації відключень повинен здійснювати перерахунок впливу об’єктів генерації, УЗЕ, споживання та елементів мережі із застосуванням методології, зазначеної у пункті 10.6 цієї глави.
10.8.2. До 01 серпня кожного року ОСП регіону координації відключень повинен прийняти рішення щодо необхідності оновлення переліку впливових генеруючих одиниць, УЗЕ і впливових об'єктів енергоспоживання в такому регіоні координації.
10.8.3. Кожен ОСП регіону координації відключень спільно складає оновлений перелік впливових генеруючих одиниць, УЗЕ, впливових об'єктів енергоспоживання для такого регіону координації відключень, який повинен бути доступний в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.
10.8.4 Кожен ОСП регіону координації відключень інформує сторони, визначені у підпункті 10.7.3 пункту 10.7 цієї глави про зміст оновленого переліку впливових генеруючих одиниць, УЗЕ і впливових об'єктів енергоспоживання.
10.9. Переліки впливових елементів мережі
10.9.1. При регіональній координації відключень кожен ОСП регіону координації відключень повинен відповідно до досягнутих домовленостей та методологій, які застосовуються в такому регіоні координації відключень здійснювати оцінку впливу і координації відключень елементів мережі, що розташовані в системі передачі або в системі розподілу, включно з МСР, і складати єдиний перелік впливових елементів мережі для регіону координації відключень, який повинен бути доступний у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.
10.9.2. Перелік впливових елементів мережі в регіоні координації відключень повинен містити всі елементи мережі в системі передачі або в системі розподілу, включно з МСР, що розташовані в цьому регіоні координації відключень, які були визначені як впливові шляхом застосування методології, зазначеної у пункті 10.6 цієї глави.
10.9.3. ОСП повинен інформувати Регулятора про перелік впливових елементів мережі для кожного регіону координації відключень, у якому він бере участь.
10.9.4. Для кожного впливового активу, який є елементом мережі, ОСП зобов'язується:
інформувати власників впливових елементів мережі про включення до переліку;
інформувати ОСР про впливові елементи мережі, які приєднані до системи розподілу;
інформувати ОМСР про впливові елементи мережі, які приєднані до МСР.
10.10. Оновлення переліку впливових елементів мережі
10.10.1. Щороку до 1 липня ОСП кожного регіону координації відключень повинен здійснювати перерахунок впливу координації відключень елементів мережі, що розташовані в системі передачі або в системі розподілу, включно з МСР, на основі методології, зазначеної у пункті 10.6 цієї глави.
10.10.2. До 1 серпня кожного року ОСП регіону координації відключень повинен прийняти рішення щодо необхідності оновлення переліку впливових елементів мережі в регіоні координації відключень.
10.10.3. Кожен ОСП регіону координації відключень спільно складає оновлений перелік впливових елементів мережі для такого регіону координації відключень, який повинен бути доступний в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.
10.10.4. Кожен ОСП регіону координації відключень інформує сторони, визначені у підпункті 10.7.3 пункту 10.7 цієї глави, про зміст оновленого переліку впливових елементів мережі.
10.11. Кожен ОСП діє у ролі агента з планування відключень для кожного впливового елемента мережі, яким він управляє.
Для всіх інших впливових активів власник призначає або діє в ролі агента з планування відключень для впливового активу і інформує відповідного ОСП про таке призначення.
10.12. Кожен ОСП координує з ОСР/ОМСР планування відключень внутрішніх впливових активів, приєднаних до його системи розподілу/його МСР.
10.13. Кожен ОСП синхронної області може спільно домовитися про ухвалення і дотримання строків координації відключень на рік наперед, які відрізняються від строків, визначених у пунктах 10.15, 10.18 та 10.20 цієї глави, за умови, що координація відключень не впливатиме на інші синхронні області.
10.14. Загальні положення щодо планів доступності
10.14.1. Затверджені ОСП Плани доступності впливових активів повинні містити інформацію щодо статусів доступності, а саме:
«доступний», коли впливовий актив доступний та готовий до надання послуги, незалежно від режиму роботи;
«недоступний», коли впливовий актив не доступний або не готовий до надання послуги;
«на випробуваннях», коли перевіряється готовність впливового активу до надання послуги.
10.14.2. Статус «на випробуваннях» застосовується тільки у разі потенційного впливу на систему передачі і в такі строки:
між приєднанням і остаточним введенням в експлуатацію впливового активу;
безпосередньо після технічного обслуговування впливового активу.
10.14.3. Затверджені ОСП Плани доступності повинні містити, зокрема, таку інформацію:
причина статусу «недоступний» впливового активу;
умови, за яких впливовий актив набуває статусу «недоступний» у режимі реального часу;
час, необхідний для повернення впливового активу в експлуатацію, за необхідності, для забезпечення операційної безпеки.
10.14.4. Статус доступності для кожного впливового активу на рік наперед визначається з щодобовою дискретністю.
10.14.5. Графіки виробництва/відпуску і графіки споживання/відбору надаються ОСП відповідно до пунктів 9.7 і 9.8 глави 9 цього розділу, при цьому дозвіл за часом статусів доступності узгоджується з такими графіками.
Графіки виробництва/відпуску і графіки споживання/відбору мають відповідати планам доступності.
10.15. З метою формування плану доступності на рік наперед, до 1 серпня кожного календарного року, агент з планування відключень, крім ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, ОСР або ОМСР, повинен надати ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, і, у разі необхідності, ОСР або ОМСР, план доступності кожного з впливових активів, що охоплює наступний календарний рік.
ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, розглядає отриманий запит про внесення змін до плану доступності. У разі недоцільності він розглядає запит про внесення змін до плану доступності після завершення координації відключень на рік наперед у послідовності отримання запитів, застосовуючи порядок, встановлений відповідно до пункту 10.21 цієї глави.
10.16. Координація на рік наперед статусу доступності впливових активів, для яких агент з планування відключень не є ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, а також не є OСР або ОМСР
10.16.1 Кожен ОСП оцінює можливість виникнення несумісностей планування відключень на рік наперед за планами доступності, отриманими у відповідності з пунктом 10.15 цієї глави.
10.16.2. Якщо ОСП виявляє несумісності планування відключень, він дотримується такого порядку:
інформує кожного причетного агента з планування відключень щодо умов, які він повинен виконати для зменшення впливу виявлених несумісностей планування відключень;
може надати запит, щоб один або декілька агентів з планування відключень надали альтернативний план доступності;
здійснює повторну оцінку відповідно до підпункту 10.16.1 цього пункту, з метою визначення, чи залишилися несумісності планування відключень.
10.16.3. Після запиту ОСП відповідно до підпункту 10.16.2 цього пункту про альтернативний план доступності, у разі ненадання агентом з планування відключень альтернативного плану доступності, спрямованого на зменшення впливу несумісностей планування відключень, ОСП розробляє альтернативний план доступності, який:
враховує вплив, про який звітують причетні агенти з планування відключень, а також OСР або ОМСР, де це доречно;
обмежує лише ті зміни альтернативного плану доступності, які є строго необхідні для зменшення впливу несумісностей планування відключень;
інформує Регулятора, причетних ОСР і ОМСР, у разі необхідності, і причетних агентів з планування відключень про альтернативний план доступності, у тому числі про причини його створення, а також вплив, про який звітують причетні агенти з планування відключень і, де це доречно, ОСР або ОМСР.
10.17. Координація на рік наперед статусу доступності впливових активів, для яких агентом з планування відключень є ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, ОСР або ОМСР
10.17.1. Кожен ОСП планує статус доступності впливових елементів мережі, які з’єднують різні області регулювання, у яких він виступає в якості агента з планування відключень, у координації з ОСП одного регіону координації відключень.
10.17.2. Кожен ОСП, ОСР і ОМСР повинен планувати статус доступності впливових елементів мережі, у яких він виконує обов’язки агента з планування відключень і які не з’єднують різні області регулювання, ґрунтуючись на планах доступності, складених відповідно до підпункту 10.17.1 цього пункту.
10.17.3. При встановленні статусу доступності впливових елементів мережі відповідно до підпунктів 10.17.1 і 10.17.2 цього пункту, ОСП, ОСР і ОМСР зобов'язуються:
мінімізувати вплив на ринок зі збереженням операційної безпеки;
ґрунтуватися на планах доступності, наданих і складених відповідно до пункту 10.15 цієї глави.
10.17.4. Якщо ОСП виявляє несумісність планування відключень, він має право пропонувати внесення змін до планів доступності внутрішніх впливових активів, якщо агент з планування відключень не є ОСП, який бере участь у регіоні координації відключень, а також не є ОСР або ОМСР, і має розробити рішення про координацію з агентами з планування відключень, ОСР і ОМСР, використовуючи доступні засоби.
10.17.5. Якщо статус «недоступний» впливового елемента мережі не був запланований після впровадження заходів з підпункту 10.17.4 цього пункту і відсутність планування може поставити під загрозу операційну безпеку, ОСП зобов'язується:
вжити необхідних заходів для планування статусу «недоступний» із забезпеченням операційної безпеки, беручи до уваги вплив, про який ОСП звітують причетні агенти з планування відключень;
повідомити про заходи, визначені в абзаці вище, усі причетні сторони;
інформувати Регулятора, причетних ОСР або ОМСР, у разі необхідності, і причетних агентів з планування відключень про впроваджені заходи, у тому числі про обґрунтування таких заходів та вплив, про який звітують причетні агенти з планування відключень, а також OСР або ОМСР, у разі необхідності.
10.17.6. Кожен ОСП забезпечує передачу до середовища даних оперативного планування ENTSO-E всієї інформації про умови, пов’язані з енергосистемою, які повинні бути виконані, і про коригувальні дії, які повинні бути підготовлені і застосовані до ініціації статусу «недоступний» або «на випробуваннях» впливового елемента мережі.
10.18. Надання попередніх планів доступності на рік наперед
10.18.1. З метою формування попередніх планів доступності на рік наперед до 1 листопада кожного календарного року:
для всіх внутрішніх впливових активів через середовище даних оперативного планування ENTSO-E кожен ОСП надає іншому ОСП регіону координації відключень попередні плани доступності на наступний календарний рік;
для кожного внутрішнього впливового активу, розташованого в системі розподілу, ОСП надає ОСР попередній план доступності на рік наперед;
для кожного внутрішнього впливового активу, розташованого в МСР, ОСП надає ОМСР попередній план доступності на рік наперед.
10.19. Ухвалення планів доступності на рік наперед у регіонах координації відключень
10.19.1. Кожен ОСП проводить аналіз виникнення несумісностей планування відключень, беручи до уваги всі попередні плани доступності на рік наперед.
10.19.2. За відсутності несумісностей планування відключень, кожен ОСП регіону координації відключень узгоджує плани доступності на рік наперед для всіх впливових активів регіону координації відключень.
10.19.3. Якщо ОСП виявляє несумісність планування відключень, залучений ОСП регіону (регіонів) координації відключень спільно визначає рішення, в узгодженні з відповідними агентами з планування відключень, ОСР і ОМСР, використовуючи доступні засоби, дотримуючись при цьому, наскільки це можливо, планів доступності, представлених агентами з планування відключень, які не є ОСП, що беруть участь в координації відключень, а також не є OСР або ОМСР, і складені відповідно до пунктів 10.16 та 10.17 цієї глави. У разі якщо вирішення знайдено, тоді кожен ОСП регіону (регіонів) координації відключень оновлює та повторно узгоджує плани доступності на рік наперед для всіх впливових активів.
10.19.4. У разі відсутності рішення про усунення несумісності планування відключень, ОСП, за умови проведення консультацій із центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та Регулятором, як це визначає Договірна Сторона, зобов’язаний:
примусово застосувати статус «доступний», статус «недоступний» або статус «на випробуваннях» до впливових активів, що залучені до процесу оцінювання несумісності планування відключень, протягом відповідного періоду;
інформувати Регулятора, причетних ОСР або ОМСР, у разі необхідності, і причетних агентів з планування відключень про впроваджені заходи, у тому числі про обґрунтування таких заходів та вплив, про який звітують причетні агенти з планування відключень, а також OСР або ОМСР, у разі необхідності.
10.19.5. ОСП регіонів координації відключень, за необхідності, оновлює плани доступності на рік наперед для всіх впливових активів.
10.20. Фінальні плани доступності на рік наперед
10.20.1. З метою формування фінальних планів доступності на рік наперед до 1 грудня кожного календарного року:
кожен ОСП зобов'язується завершити координацію відключень на рік наперед для внутрішніх впливових активів та завершити плани доступності на рік наперед для внутрішніх впливових активів і зберігати їх в середовище даних оперативного планування ENTSO-E;
ОСП надає відповідному агенту з планування відключень фінальний план доступності на рік наперед для кожного внутрішнього впливового активу;
ОСП надає відповідному ОСР/ОМСР фінальний план доступності на рік наперед для кожного внутрішнього впливового активу, розташованого в системі розподілу/МСР.
10.21. Оновлення фінальних планів доступності на рік наперед
10.21.1. Агент з планування відключень має право ініціювати процедуру внесення змін до фінального плану доступності на рік наперед в період з моменту його погодження і до моменту його виконання в режимі реального часу.
10.21.2. Агент з планування відключень, який не є ОСП, що бере участь у регіоні координації відключень має право направити відповідному ОСП запит про внесення змін до фінальног плану доступності на рік наперед для впливових активів, що перебувають у зоні його відповідальності.
10.21.3. У разі отримання запиту про внесення змін відповідно до підпункту 10.21.2 цього пункту застосовується така процедура:
ОСП, який отримує запит, підтверджує його отримання і якнайшвидше оцінює вплив змін на несумісності планування відключень;
у разі виявлення несумісностей планування відключень залучений ОСП регіону координації відключень спільно визначає вирішення в координації з відповідними агентами з планування відключень і, у разі необхідності, з ОСР та ОМСР, використовуючи доступні засоби;
у разі якщо несумісність планування відключень не виявлена або несумісність планування відключень була усунута, ОСП, який отримує запит, перевіряє запропоновану зміну і зацікавлений ОСП інформує всі причетні сторони і оновлює остаточний план доступності на рік наперед в середовище даних оперативного планування ENTSO-E;
у разі, якщо рішення про усунення несумісностей планування відключень не знайдене, ОСП, що отримує запит, відхиляє запропоновану зміну.
10.21.4. Якщо ОСП, який бере участь у координації відключень у регіоні, має намір внести зміни до фінального плану доступності на наступний рік впливового активу, для якого він виступає в ролі агента з планування відключень, він ініціює застосування такої процедури:
ОСП, який надсилає запит, готує пропозицію щодо внесення змін до плану доступності на наступний рік, включно з оцінкою впливу на несумісність планування відключень, і надає свою пропозицію всім іншим ОСП в одному регіоні (регіонах) координації відключень;
у разі виявлення несумісностей планування відключень залучений ОСП регіону координації відключень спільно визначає рішення в координації з відповідними агентами з планування відключень і, у разі необхідності, з ОСР та ОМСР, використовуючи доступні засоби;
у разі якщо несумісність планування відключень не була виявлена або якщо вирішення несумісності планування відключень було віднайдено, зацікавлений ОСП перевіряє запропоновану зміну і після цього інформує всі причетні сторони, а також оновлює фінальний план доступності на рік наперед у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E;
якщо рішення про усунення несумісностей планування відключень не знайдене, ОСП, що надсилає запит, відкликає запропоновану зміну.
10.22. Керування статусом «на випробуваннях» впливових активів
10.22.1. Агент з планування відключень впливового активу, статус доступності якого змінений на статус «на випробуваннях», надає ОСП, і, у разі його приєднання до системи розподілу, у тому числі до МСР, ОСР або ОМСР, протягом одного місяця до початку застосування статусу «на випробуваннях», таку інформацію:
детальний план випробування;
орієнтовний графік виробництва/відпуску або споживання/відбору, якщо впливовий актив є впливовою генеруючою одиницею, УЗЕ або впливовим об'єктом енергоспоживання;
зміни в топології системи передачі або системи розподілу, якщо впливовий актив є впливовим елементом мережі.
10.22.2. Агент з планування відключень оновлює інформацію, зазначену в підпункті 10.22.1 цього пункту, після внесення будь-яких змін.
10.22.3. ОСП впливового активу, стан доступності якого змінений на «на випробуваннях», надає інформацію, отриману відповідно до підпункту 10.22.1 цього пункту, іншому ОСП регіону (регіонів) координації відключень на його вимогу.
10.22.4. У разі якщо впливовий актив, зазначений у підпункті 10.22.1 цього пункту, є впливовим елементом мережі, що з’єднує дві або декілька областей регулювання, то ОСП у відповідних областях регулювання узгоджує інформацію, яка повинна бути надана відповідно до підпункту 10.22.1 цього пункту.
10.23. Порядок дій при вимушених відключеннях
10.23.1. Кожен ОСП розробляє порядок дій, якщо вимушене відключення ставить під загрозу операційну безпеку. Такий порядок дій повинен передбачати можливість ОСП змінювати статус «доступний» або «недоступний» інших впливових активів в області регулювання на «недоступний» або «доступний», відповідно.
10.23.2. ОСП дотримується порядку дій, зазначеного в підпункті 10.23.1 цього пункту, тільки у разі відсутності домовленості з агентами з планування відключень щодо рішень про вимушені відключення. ОСП повинен інформувати про це Регулятора.
10.23.3. Слідуючи порядку дій, ОСП дотримується технічних меж впливових активів наскільки це можливо.
10.23.4. Агент з планування відключень повинен проінформувати ОСП про таке вимушене відключення одного або декілька впливових активів і, у випадку приєднання до системи розподілу або до МСР, проінформувати ОСР або ОМСР, відповідно, якнайшвидше після початку вимушеного відключення.
10.23.5. При інформуванні про вимушене відключення агент з планування відключень надає таку інформацію:
причину вимушеного відключення;
очікувану тривалість вимушеного відключення;
у разі необхідності, вплив вимушеного відключення на статус доступності інших впливових активів, для яких він є агентом з планування відключень.
10.23.6. Якщо ОСП виявляє, що одне або декілька вимушених відключень, зазначених у підпункті 10.23.1 цього пункту, можуть вивести систему передачі з нормального режиму, тоді він інформує причетного агента (агентів) з планування відключень про строк, протягом якого операційна безпека не буде забезпечуватися, якщо впливовий актив (активи) у стані вимушеного відключення не повертається(-ються) до статусу «доступний». Агенти з планування відключень інформують ОСП про їхню здатність дотримуватись такого строку і надають аргументоване обґрунтування у разі недотримання такого строку.
10.23.7. Після внесення будь-яких змін до плану доступності через вимушені відключення зацікавлений ОСП оновлює середовище даних оперативного планування ENTSO-E найактуальнішою інформацією.
10.24. Виконання планів доступності в режимі реального часу
10.24.1. Кожен власник генеруючого об’єкта, УЗЕ повинен забезпечити, щоб усі впливові генеруючі одиниці, УЗЕ, що знаходяться у його власності і для яких оголошено статус «доступний», були готові до виробництва/відпуску електричної енергії відповідно до заявлених технічних характеристик, якщо це необхідно для забезпечення операційної безпеки, за винятком випадків вимушених відключень.
10.24.2. Кожен власник генеруючого об’єкта, УЗЕ повинен забезпечити, щоб усі впливові генеруючі одиниці, УЗЕ, що знаходяться у його власності і для яких оголошено статус «недоступний», не виробляли/не здійснювали відпуск електричної енергії.
10.24.3. Кожен власник об'єкта енергоспоживання, УЗЕ повинен забезпечити, щоб усі впливові об'єкти енергоспоживання, УЗЕ, що знаходяться у його власності і для яких оголошено статус «недоступний», не споживали електричну енергію/не здійснювали відбір електричної енергії.
10.24.4. Кожен власник впливового елемента мережі повинен забезпечити, щоб усі впливові елементи мережі, що знаходяться у його власності і для яких оголошено статус «доступний», були готові до транспортування електричної енергії відповідно до оголошених технічних характеристик, якщо це необхідно для забезпечення операційної безпеки, за винятком випадків вимушених відключень.
10.24.5. Кожен власник впливового елемента мережі повинен забезпечити, щоб усі впливові елементи мережі, що знаходяться у його власності і для яких оголошено «недоступний», не транспортували електричну енергію.
10.24.6. Якщо певні умови, пов’язані з мережею, застосовуються для виконання статусу «недоступний» або статусу «на випробуваннях» впливового елемента мережі відповідно до підпункту 10.17.6 пункту 10.17 цієї глави, то ОСП, ОСР або ОМСР оцінюють дотримання таких умов до зміни статусу. Якщо такі умови не дотримуються, він доручає власнику впливового елемента мережі не виконувати статус «недоступний» або статус «на випробуваннях», повністю або частково.
10.24.7. У разі якщо ОСП виявляє, що виконання статусу «недоступний» або статусу «на випробуваннях» впливових активів виводить або може вивести систему передачі з нормального режиму, він доручає власнику впливового активу, якщо він приєднаний до системи передачі, або ОСР, або ОМСР, якщо він приєднаний до системи розподілу або до МСР, відкласти виконання статусу «недоступний» або статусу «на випробуваннях» таким впливовим активом відповідно до наданих інструкцій і, наскільки це можливо, дотримуючись технічних меж і меж безпеки.
10.25. У разі відсутності доступу до середовища даних оперативного планування ENTSO-E, ОСП має право передавати інформацію, визначену у цій главі, іншими шляхами, які визначені відповідними домовленостями з ОСП або РКЦ.
Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
11. Регіональне співробітництво
11.1. При синхронній роботі ОЕС України в складі синхронної області Континентальної Європи ОСП повинен взаємодіяти на підставі укладених договорів з, принаймні, одним РКЦ.
11.2. ОСП має взаємодіяти з РКЦ, принаймні, у наступних напрямках:
координований аналіз операційної безпеки;
використання загальної моделі мережі;
регіональне планування відключень;
регіональна оцінка достатності ресурсів.
ОСП може звертатися до РКЦ з питань, зазначених у підпункті 6.9.2 пункту 6.9 глави 6 розділу X цього Кодексу.
Координований аналіз операційної безпеки здійснюється ОСП відповідно до методології координації аналізу операційної безпеки, з використанням загальної моделі мережі для таких періодів:
рік наперед;
місяць наперед та тиждень наперед, якщо це застосовується;
день наперед;
протягом доби.
У рамках координованого аналізу операційної безпеки ОСП повинен надавати РКЦ, принаймні:
останню версію переліку аварійних ситуацій;
оновлений перелік потенційних коригувальних дій із інформацією щодо орієнтовної вартості вжиття таких заходів, якщо вони включають передиспетчеризацію та зустрічну торгівлю направлену на зняття обмежень у регіоні;
інформацію щодо меж операційної безпеки.
11.3. У разі отримання ОСП від РКЦ результатів координованого аналізу операційної безпеки з пропозиціями щодо застосування коригувальних дій ОСП повинен оцінити рекомендовані коригувальні дії, що відносяться до його області РЧП, та визначати доцільність застосування рекомендованих коригувальних дій. У разі визначення недоцільності застосування рекомендованих РКЦ коригувальних дій ОСП повинен повідомити РКЦ про своє рішення з наведеною аргументацією. У разі визначення за доцільне застосування рекомендованого РКЦ заходу ОСП має застосовувати такий захід за умови, що його застосування відповідає умовам, що складаються в режимі реального часу.
У рамках побудови загальної моделі мережі ОСП повинен зробити доступними для РКЦ створені індивідуальні моделі мережі для кожного часового проміжку через середовище даних оперативного планування ENTSO-E, чи іншим шляхом, визначеним відповідним РКЦ.
На вимогу РКЦ ОСП повинен скоригувати індивідуальні моделі мережі, якщо вони не відповідають встановленим вимогам до індивідуальних моделей мережі для синхронної області.
У рамках координованого планування відключень ОСП повинен надавати РКЦ через середовище даних оперативного планування ENTSO-E чи іншим шляхом, визначеним відповідним РКЦ інформацію, для виявлення і усунення несумісності відключень, включаючи:
плани доступності впливових елементів своєї області РЧП;
плани відключень невпливових елементів своєї області РЧП, якщо такі елементи мають потенційний вплив на аналіз несумісності оперативного планування та/або такі елементи моделюються в індивідуальних моделях мережі, що використовуються при аналізі несумісності оперативного планування;
сценарії, при яких несумісність відключень має бути досліджена, та які використовуються для створення загальної моделі мережі для відповідного часового проміжку.
11.4. Визначаючи, чи має перевантаження транскордонний вплив, ОСП повинен брати до уваги перевантаження, яке виникне за відсутності обміну енергією між областями регулювання.
11.5. ОСП повинен враховувати та взаємодіяти з РКЦ щодо виявлення та усунення несумісності відключень у випадку, коли РКЦ фіксує несумісність відключень при регіональному оперативному плануванні.
У межах регіональної оцінки достатності ресурсів ОСП повинен надати РКЦ через середовище даних оперативного планування ENTSO-E чи іншим шляхом, визначеним відповідним РКЦ, принаймні, таку інформацію:
очікуване загальне навантаження та генерацію і наявні ресурси управління попитом на електричну енергію;
доступність генеруючих одиниць/УЗЕ;
межі операційної безпеки.
ОСП повинен взаємодіяти з РКЦ при оцінці достатності ресурсів та оцінити рекомендації РКЦ щодо заходів, направлених на усунення ризиків, виявлених під час оцінки.
Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
12. Скоординована передиспетчеризація та зустрічна торгівля
12.1. ОСП має право застосовувати в регіоні розрахунку пропускної спроможності скоординовану передиспетчеризацію і зустрічну торгівлю відповідно до загальної методології, розробленої і погодженої ОСП такого регіону.
12.2. Методологія скоординованої передиспетчеризації і зустрічної торгівлі повинна включати дії, що мають транскордонний вплив, і повинна дозволяти кожному ОСП у регіоні розрахунку пропускної спроможності ефективно усунути фізичні перевантаження, незалежно від того, чи причини фізичного перевантаження лежать в основному за межами їхньої області регулювання, чи ні. Методологія скоординованої передиспетчеризації і зустрічної торгівлі повинна враховувати той факт, що її застосування може суттєво впливати на перетоки за межами області регулювання ОСП.
12.3. ОСП може здійснювати передиспетчеризацію всіх доступних генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць навантаження відповідно до розроблених механізмів і угод, укладених з власниками генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць навантаження, що здійснюють діяльність в області регулювання ОСП, включаючи міждержавні лінії електропередачі.
Механізми і підходи щодо передиспетчеризації та зустрічної торгівлі розробляються та затверджуються ОСП після проведення консультацій з Регулятором та центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
12.4. ОСП утримується від односторонніх або нескоординованих заходів з передиспетчеризації і зустрічної торгівлі, що мають транскордонне значення. ОСП координує використання ресурсів передиспетчеризації і зустрічної торгівлі, беручи до уваги їх вплив на операційну безпеку і економічну ефективність.
12.5. Відповідні генеруючі одиниці, УЗЕ та одиниці навантаження повинні надавати ОСП ціни передиспетчеризації та зустрічної торгівлі до того, як будуть використані ресурси передиспетчеризації та зустрічної торгівлі.
Ціноутворення на передиспетчеризацію та зустрічну торгівлю повинно базуватися на:
цінах на відповідних ринках електричної енергії за відповідний період часу;
або
вартості ресурсів передиспетчеризації та зустрічної торгівлі, розрахованої прозоро на основі понесених витрат.
12.6. Генеруючі одиниці, УЗЕ та одиниці навантаження повинні попередньо надати всю інформацію, необхідну для розрахунку вартості передиспетчеризації та зустрічної торгівлі ОСП. Ця інформація може передаватись іншим ОСП лише з метою перерегулювання частоти диспетчеризації та зустрічної торгівлі.
Розділ VI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
VII. Диспетчерське (оперативно-технологічне) управління ОЕС України
1. Загальні принципи організації диспетчерського (оперативно-технологічного) управління
1.1. Управління режимами роботи ОЕС України з виробництва, передачі, розподілу, споживання електричної енергії та зберігання енергії для забезпечення здатності енергосистеми задовольняти сумарний попит на електричну енергію та потужність у кожний момент часу з дотриманням вимог енергетичної, техногенної та екологічної безпеки здійснюється шляхом диспетчерського (оперативно-технологічного) управління (далі - диспетчерське управління).
Пункт 1.1 глави 1 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
1.2. Функції диспетчерського управління ОЕС України та організацію паралельної роботи з енергетичними системами інших держав здійснює ОСП.
1.3. Диспетчерське управління поширюється на суб’єктів господарювання, об’єкти електроенергетики або об’єкти енергоспоживання та/або УЗЕ яких підключені до ОЕС України.
Пункт 1.3 глави 1 розділу VII 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, № 677 від 06.05.2025
1.4. Диспетчерське управління базується на принципах об’єктивності, прозорості та недискримінаційності та має забезпечувати належне функціонування ОЕС України та ринку електричної енергії згідно з вимогами Закону України «Про ринок електричної енергії» та відповідних нормативно-правових актів і нормативно-технічних документів.
1.5. Усі оперативні команди і розпорядження ОСП, які надаються ним при виконанні функцій з диспетчерського управління, підлягають беззаперечному виконанню користувачами системи передачі/розподілу, за винятком випадків, передбачених пунктом 4.11 глави 4 цього розділу.
2. Технологічна схема диспетчерського управління
2.1. Диспетчерське управління ОЕС України здійснюється за ієрархічною структурою з обов’язковим оперативним підпорядкуванням нижчих рівнів управління вищим.
2.2. Органом вищого рівня диспетчерського управління є ОСП, включаючи його підрозділи - регіональні диспетчерські центри.
Середнім рівнем диспетчерського управління є виробники електричної енергії з встановленою потужністю більше 20 МВт, ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких більше 20 МВт, а також ОСР та постачальники послуг з балансування.
Нижчим рівнем диспетчерського управління є споживачі електричної енергії (крім постачальників послуг балансування), ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких не перевищує 20 МВт, та виробники електричної енергії розподіленої генерації (крім постачальників послуг з балансування).
Пункт 2.2 глави 2 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
2.3. Організаційну структуру оперативно-диспетчерського управління в ОЕС України для вищого та середнього рівня розробляє ОСП. ОСП розробляє дану структуру з урахуванням вимог пункту 2.2 цієї глави та операційної безпеки.
2.4. Оперативне управління на кожному рівні диспетчерського управління здійснюється оперативним та/або оперативно-виробничим персоналом (далі - оперативний персонал) користувача системи передачі/розподілу.
2.5. Обладнання об’єктів електроенергетики кожного рівня диспетчерського управління має бути розділено за категоріями оперативної підпорядкованості: оперативне управління або оперативне відання.
2.6. В оперативному управлінні оперативного персоналу ОСП повинні знаходитися лінії електропередачі, устаткування, пристрої РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ, УЗЕ, операції з якими повинні проводитися ним самостійно або за його керівництвом і потребують координації дій підпорядкованого оперативного персоналу і узгоджених змін на декількох об’єктах.
Пункт 2.6 глави 2 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
2.7. В оперативному віданні оперативного персоналу ОСП повинні знаходитися лінії електропередачі, устаткування, пристрої РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ, УЗЕ, стан і режим яких впливають на наявну потужність і резерв електростанцій, режим і надійність роботи мереж ОЕС України в цілому, а також настроювання пристроїв РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ. Операції із зазначеним устаткуванням і пристроями повинні проводитись з дозволу оперативного персоналу, у віданні якого знаходяться устаткування і пристрої.
Пункт 2.7 глави 2 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
3. Функції диспетчерського управління в режимі реального часу, розподіл та порядок управління обладнанням за формами оперативної підпорядкованості
3.1. ОСП здійснює такі функції в режимі реального часу:
підтримання балансу між виробництвом та споживанням електричної енергії в ОЕС України;
використання власних УЗЕ, якщо система передачі знаходиться у передаварійному режимі, аварійному режимі, режимі системної аварії або режимі відновлення;
Пункт 3.1 глави 3 розділу VII доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
моніторинг оперативного стану обладнання, яке перебуває в його оперативному підпорядкуванні;
моніторинг обміну електричною енергією між ОЕС України та енергосистемами суміжних держав та виконання добового графіка перетоків потужності та енергії по міждержавних перетинах;
моніторинг виконання виробниками електричної енергії акцептованого добового графіка електричної енергії;
підтримання рівня напруги в контрольних точках ОЕС України відповідно до графіка напруги;
регулювання перетоків електричної енергії в контрольних перетинах ОЕС України та елементах електричних мереж з метою недопущення їх завантаження понад встановлені максимально допустимі значення;
підтримання необхідних обсягів резервів потужності на електростанціях ОЕС України;
видача оперативних команд та розпоряджень постачальникам послуг з балансування та постачальникам допоміжних послуг стосовно їх надання;
керівництво оперативним персоналом щодо поточного режиму роботи та/або оперативного стану електрообладнання, яке перебуває в його оперативному підпорядкуванні;
запобігання та ліквідація технологічних порушень в ОЕС України.
3.2. ОСП визначає перелік обладнання, що має знаходитись у його оперативному підпорядкуванні. ОСП надає цей перелік суб’єктам енергетики, обладнання яких входить до цього переліку.
3.3. Принципи розподілу обладнання за категоріями оперативної підпорядкованості щодо оперативного управління та відання, вимоги щодо здійснення управління, порядок управління обладнанням, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, порядок підпорядкування оперативного персоналу та його взаємодії визначаються положеннями про взаємодію ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, які розробляються ОСП і є невід'ємними додатками до Типового договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, що є додатком 5 до цього Кодексу.
Пункт 3.3 глави 3 розділу VII 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
3.4. Користувачі системи передачі/розподілу повинні мати відповідну структуру диспетчерського управління та переліки обладнання з його розподілом за категоріями оперативної підпорядкованості.
Пункт 3.4 глави 3 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
3.5. На підставі розроблених та затверджених ОСП положень Користувачі розробляють власні положення та інструкції, що деталізують дії оперативного персоналу щодо обладнання, яке перебуває в їх оперативному підпорядкуванні, а також встановлюють взаємодію з оперативним персоналом суміжних об’єктів, робота яких вимагає відповідної координації дій цього персоналу.
3.6. Суб’єкти середнього рівня диспетчерського управління розробляють та узгоджують положення про взаємодію, яке включає, зокрема, узгодження розподілу обладнання за формами оперативної підпорядкованості щодо оперативного управління та відання.
У разі наявності розбіжностей між суб’єктами диспетчерського управління однакового рівня стосовно визначення ними суб’єкта, який здійснює управління або відання електроустановками, положення про взаємодію направляється на узгодження ОСП, рішення якого із зазначених питань є остаточним.
3.7. Суб’єкти середнього та нижчого рівнів диспетчерського управління взаємодіють між собою з оперативно-технологічних питань на підставі відповідного положення, узгодженого між ними.
3.8. Взаємодія щодо диспетчерського управління міждержавними електричними мережами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, здійснюється в порядку, встановленому міждержавними угодами, договорами між такими суб’єктами та цим Кодексом.
У період після приєднання до ІТС механізму ОСП забезпечує диспетчерське (оперативно-технологічне) управління при здійсненні експорту/імпорту електричної енергії, але у спосіб без укладання договору.
Пункт 3.8 глави 3 розділу VII доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1305 від 11.10.2022
4. Порядок взаємодії оперативного персоналу суб’єктів ОЕС України
4.1. Взаємодія між оперативним персоналом суб’єктів ОЕС України відповідно до його оперативної підпорядкованості регулюється цим Кодексом, договорами, положеннями, які мають виконуватися відповідно до договорів про надання послуг з диспетчерського управління, укладених ОСП з Користувачами та договорів про участь у балансуючому ринку, які укладаються між ОСП та постачальником послуг з балансування, а також договорів між Користувачами у випадку їх спільного володіння об’єктом диспетчерського управління або наявності суміжних об’єктів, які є технологічно залежними з точки зору диспетчерського управління.
4.2. Диспетчерське управління здійснюється шляхом надання оперативних команд та/або розпоряджень або шляхом застосування засобів дистанційного управління.
Пункт 4.2 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
4.3. Оперативні команди надаються черговим диспетчером підпорядкованому персоналу щодо виконання конкретних дій з управління технологічними режимами роботи об’єктів ОЕС України та оперативним станом обладнання енергооб’єктів.
Підпорядкований оперативний персонал після виконання оперативних команд повинен підтвердити їх виконання.
4.4. Дії з оперативного управління обладнанням, яке знаходиться в оперативному віданні іншого суб’єкта, мають бути попередньо узгоджені з персоналом цього суб’єкта.
4.5. Оперативне розпорядження ОСП та інших керівників відповідних рівнів диспетчерського управління щодо управління технологічними режимами роботи ОЕС України та оперативним станом обладнання енергооб’єктів надаються у письмовому вигляді та виконуються як оперативна команда в час, визначений у такому оперативному розпорядженні.
Пункт 4.5 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
4.6. Оперативні команди та розпорядження віддаються диспетчером оперативному персоналу об’єкта управління безпосередньо за ієрархічною структурою диспетчерського управління.
Абзац перший пункту 4.6 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
У разі відсутності зв’язку оперативна команда або розпорядження передається через будь-якого суб’єкта, включеного до системи диспетчерського управління.
Абзац другий пункту 4.6 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
4.7. Оперативні переговори та оперативно-диспетчерську документацію необхідно вести із застосуванням єдиної загальновживаної термінології, форм розпоряджень, повідомлень і записів.
Ведення оперативної документації має здійснюватися згідно з вимогами Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж, інших нормативно-правових актів та нормативно-технічних документів.
Абзац другий пункту 4.7 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
Оперативні команди та розпорядження мають бути лаконічними, чіткими, стислими та зрозумілими за змістом і сформульованими так, щоб унеможливити непорозуміння та помилки під час їх отримання.
Абзац пункту 4.7 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
4.8. На всіх рівнях диспетчерського управління повинні здійснюватися автоматична фіксація всіх оперативних переговорів за допомогою аудіорегістраторів з обов'язковою реєстрацією оперативних команд та розпоряджень в оперативній документації диспетчерського персоналу.
Термін зберігання зазначеної оперативної документації та аудіозаписів становить не менше 5 років.
Пункт 4.8 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
4.9. Якщо з будь-якої причини підпорядкований оперативний персонал не здатний виконати оперативну команду або розпорядження, надані диспетчером вищого рівня, він має негайно повідомити про це диспетчера, який їх віддав.
Пункт 4.9 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
4.10. Якщо оперативна команда або розпорядження, надані диспетчерським персоналом вищого рівня, вважається підпорядкованим оперативним персоналом помилковою, він повинен негайно доповісти про це особі, яка надала цю оперативну команду або розпорядження.
У разі підтвердження необхідності виконання наданої оперативної команди або розпорядження підпорядкований оперативний персонал зобов’язаний їх виконати.
Пункт 4.10 глави 4 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
4.11. Оперативні команди або розпорядження, виконання яких пов’язане з порушенням правил охорони праці та створює загрозу здоров’ю і життю людей, а також виконання яких може призвести до пошкодження обладнання та/або зниження рівня безпеки ядерної установки АЕС, виконувати забороняється.
Абзац перший пункту 4.11 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
Про відмову щодо виконання таких оперативних команд або розпоряджень підпорядкований оперативний персонал зобов’язаний негайно повідомити оперативний персонал, який надав оперативну команду або розпорядження, а також свого безпосереднього керівника та зробити відповідний запис в оперативній документації.
Абзац другий пункту 4.11 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
4.12. Якщо ОСП або інший суб’єкт диспетчерського управління ОЕС України фіксує, що суб’єкт нижчого рівня оперативної підпорядкованості не дотримується оперативної команди або розпорядження, він зобов’язаний вжити всіх необхідних заходів, щоб запобігти або мінімізувати негативні наслідки невиконання оперативних команд або розпоряджень.
Пункт 4.12 глави 4 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
5. Положення щодо диспетчерського управління та механізмів балансування енергосистеми в реальному часі
5.1. ОСП зобов’язаний постійно підтримувати в ОЕС України баланс між сумарним споживанням електричної енергії і її виробництвом (з урахуванням експорту та імпорту) у кожний момент часу з дотриманням показників якості електричної енергії.
5.2. Основними документами, на підставі яких здійснюється оперативне планування та балансування роботи ОЕС України, є добові графіки потужності виробництва (відпуску) та/або імпорту і споживання (відбору) та/або експорту електричної енергії з погодинним розподілом.
Пункт 5.2 глави 5 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
5.3. Учасники ринку електричної енергії згідно з процедурою, визначеною Правилами ринку, повинні подавати свої погодинні добові графіки виробництва та/або споживання, або експорту, або імпорту електричної енергії ОСП.
5.4. Учасники ринку, які є постачальниками послуг з балансування, крім погодинних добових графіків відпуску та/або споживання (відбору) електричної енергії, мають надавати ОСП графік виробництва (відпуску - для УЗЕ)/споживання (відбору), який містить інформацію про планове навантаження кожної одиниці генерації або споживання, УЗЕ.
Пункт 5.4 глави 5 розділу VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
5.5. Учасники ринку зобов’язані строго дотримуватись заявленого добового графіка потужності виробництва і споживання електричної енергії, застосовуючи всі необхідні заходи щодо його безумовного виконання.
5.6. У разі неможливості дотримання заявленого добового графіка потужності, учасник ринку має повідомити ОСП або інший оперативний персонал, в оперативному підпорядкуванні якого знаходиться це електрообладнання, про причини, величину та прогнозовану тривалість такого відхилення потужності.
5.7. У разі відхилення від добового диспетчерського графіка потужності виробництва та/або імпорту, споживання та/або експорту електричної енергії або у разі отримання повідомлення від учасника ринку про неможливість виконання ним заявленого добового графіка потужності ОСП враховує такі відхилення у процесі балансування енергосистеми.
5.8. Показником дотримання балансу електричної енергії в ОЕС України є:
для режиму паралельної роботи з енергосистемами суміжних держав - відповідність поточного значення перетоку активної потужності через визначений міждержавний перетин плановій величині, визначеній добовим графіком (у тому числі при нульовому значенні) у межах допустимого відхилення, що встановлюється відповідно до умов Операційної угоди синхронного енергооб’єднання;
для режиму роздільної (ізольованої) роботи з енергосистемами суміжних держав - відповідність поточного значення частоти її нормованому значенню.
5.9. В ОЕС України допустимий діапазон відхилення потужності сальдо міждержавних перетоків встановлюється операційними угодами синхронної області. Якщо відхилення сальдо перетоків потужності перевищує договірні величини, ОСП повинен вжити необхідних заходів через механізми балансування, щоб відновити обсяг передачі електричної енергії та потужності до рівнів, зазначених у погодженому добовому графіку.
5.10. Балансування енергосистеми України забезпечується через використання аРВЧ, рРВЧ та РЗ відповідно до глави 8 розділу V цього Кодексу.
Абзац перший пункту 5.10 глави 5 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
Балансування ОЕС України може забезпечуватися шляхом використання потужностей, що розташовані поза межами ОЕС України.
5.11. Після вичерпання наявних резервів та недосягнення мети балансування ОЕС України ОСП має право оцінити поточний режим роботи енергосистеми як передаварійний режим згідно з пунктом 2.2 глави 2 розділу V цього Кодексу.
5.12. Критерії настання аварійних режимів у системі передачі, порядок їх оголошення та заходи, які застосовуються для захисту енергосистеми в аварійних режимах, визначаються у розділах V та VIII цього Кодексу.
6. Диспетчеризація генеруючих потужностей та використання міждержавних перетинів ОСП
6.1. При диспетчеризації генеруючих потужностей ОСП виконує:
удосконалення системи прогнозування обсягів виробництва та споживання електричної енергії на різні часові відрізки (доба у погодинному розрізі, тиждень, місяць, сезон, рік);
забезпечення оптимальних параметрів режиму роботи ОЕС України (частота електричного струму, рівень напруги в контрольних точках електричної мережі, перетоки потужності в контрольованих перетинах, струмове навантаження елементів мережі);
забезпечення достатніх РПЧ, РВЧ і РЗ та активної потужності в енергосистемі;
Абзац четвертий пункту 6.1 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
забезпечення достатніх обсягів оперативних режимних та технічних засобів регулювання напруги та реактивної потужності;
розвиток і забезпечення функціонування систем автоматичного регулювання частоти та потужності, системної та протиаварійної автоматики;
забезпечення ефективного функціонування технологічної інфраструктури сегментів ринку електричної енергії, у тому числі ринку допоміжних послуг;
застосування недискримінаційних, конкурентних та прозорих ринкових механізмів при плануванні та реалізації графіків навантаження генеруючих потужностей та УЗЕ.
Абзац восьмий пункту 6.1 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
6.2. При диспетчеризації об’єктів електроенергетики, що використовують відновлювані джерела енергії, надаються такі пріоритети:
включення до диспетчерського графіка навантаження на наступну добу всіх заявлених генеруючих потужностей;
першочергове навантаження генеруючих потужностей при реалізації диспетчерського графіка навантаження;
відтермінування, за умов забезпечення операційної безпеки мережі, розвантаження або відключення генеруючих потужностей.
6.3. Пріоритети не надаються об’єктам електроенергетики, що використовують відновлювані джерела енергії у випадках:
порушень операційної безпеки мережі, настання аварійних або надзвичайних ситуацій, якщо заходи, необхідні для нормалізації режиму роботи ОЕС України, передбачають неповне навантаження, розвантаження або відключення цих електроустановок;
порушення суб’єктами електроенергетики, які експлуатують відповідні електроустановки, умов підпункту 3 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу.
У разі застосування заходів з неповного навантаження, розвантаження або відключення електроустановок об’єктів електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії, вони мають проводитись на недискримінаційній пропорційній основі, якщо інше не обумовлюється конкретними режимними обставинами.
6.4. У випадку обмежень виробництва електричної енергії об’єктами електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії, з метою забезпечення операційної безпеки мережі та безпеки електропостачання ОСП має надавати Регулятору інформацію щодо таких обмежень із зазначенням причин обмежень та заходів, які він планує здійснити для запобігання таких обмежень.
6.5. При використанні міждержавних перетинів ОСП виконує:
підтримання існуючих та розвиток додаткових потужностей міждержавних перетинів для забезпечення довгострокової спроможності системи передачі задовольнити обґрунтований попит на передачу електричної енергії у відповідному напрямку та у відповідний період часу;
мінімізацію ризику виникнення перевантажень у системі передачі та мережевих обмежень міждержавних перетинів;
обмеження пропускної спроможності міждержавних перетинів з метою врегулювання обмежень всередині ОЕС України можливе лише для запобігання чи усунення порушення операційної безпеки функціонування системи передачі;
здійснення диспетчеризації та використання міждержавних перетинів виключно на основі економічних критеріїв та з урахуванням технічних обмежень енергосистеми;
застосування недискримінаційних, конкурентних та прозорих ринкових механізмів при використанні пропускної спроможності міждержавних перетинів.
6.6. Спільні принципи діяльності ОСП та інших учасників ринку електричної енергії такі:
дотримання правил та критеріїв безпеки постачання електричної енергії та стандартів операційної безпеки функціонування ОЕС України;
урахування існуючих та прогнозних показників попиту та пропозиції електричної енергії та обґрунтованих припущень щодо розвитку генерації, споживання електричної енергії (у тому числі обсягів міждержавних комерційних обмінів електричною енергією та зберігання енергії) та планів розвитку суміжних енергосистем при плануванні розвитку системи передачі ОЕС України.
Абзац третій пункту 6.6 глави 6 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
7. Агрегація
7.1. ОСП при виконанні функцій з диспетчерського управління має право надавати оперативні команди агрегатору щодо його одиниці агрегації.
7.2. Агрегатор управляє та несе відповідальність перед ОСП за невиконання графіка та оперативних команд ОСП щодо його одиниці агрегації.
7.3. Договір про участь в агрегованій групі має містити умови, зокрема щодо відповідальності агрегатора за:
невиконання оперативних команд ОСП щодо зміни активної потужності одиниці агрегації у процесі диспетчерського управління, у тому числі для забезпечення меж операційної безпеки;
складання добових графіків електричної енергії без урахування обсягів купленої та проданої електричної енергії та ненадання їх ОСП;
невиконання акцептованих ОСП добових графіків електричної енергії.
Розділ VII доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
VIII. Робота системи передачі в аварійних режимах та у режимі відновлення
1. Аварійні режими роботи системи передачі та порядок їх оголошення
1.1. Рішення про класифікацію режиму роботи системи передачі як аварійного, режиму системної аварії або режиму відновлення приймає черговий диспетчер ОСП на підставі умов, зазначених у пунктах 2.3 - 2.5 глави 2 розділу V цього Кодексу.
1.2. Усі заходи, які вживаються для запобігання виникненню та розвитку аварійного режиму, а також для відновлення нормального режиму роботи системи передачі визначаються та здійснюються відповідно до Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення, що є частиною Плану захисту енергосистеми.
1.3. При виникненні аварійного режиму диспетчерський персонал ОСП повинен якнайшвидше:
оцінити масштаби аварійного режиму, його розвиток та можливий вплив на безпечну роботу ОЕС України;
доповісти про виникнення аварійного режиму своєму керівництву;
повідомити наявними та доступними каналами зв’язку Користувачів, яких стосується або може стосуватися аварійний режим, про його настання та заходи, що вживаються, і які необхідно вживати до моменту повернення системи передачі в нормальний режим роботи;
визначити та застосувати заходи, необхідні для ліквідації аварійного режиму із Плану захисту енергосистеми;
зафіксувати відповідну інформацію в оперативній документації диспетчерського персоналу ОСП.
1.4. При виникненні режиму системної аварії, який класифікується як надзвичайна ситуація в ОЕС України, ОСП діє згідно з положеннями глави 14 розділу V цього Кодексу.
1.5. Розподіл обов’язків і відповідальності між ОСП та користувачами системи передачі/розподілу під час виконання Плану захисту енергосистеми визначається відповідними інструкціями, що розробляються ОСП та користувачами системи передачі/розподілу відповідно до оперативної підпорядкованості об’єктів диспетчеризації та деталізують і конкретизують положення і заходи Плану захисту енергосистеми.
В інструкціях також визначаються дії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу під час порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв’язку, каналів передачі даних тривалістю більше 5 хвилин.
Інструкції користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, мають бути узгоджені з ОСП.
1.6. Інформація щодо виникнення, розвитку та ліквідації аварійного режиму в системі передачі (фіксація, класифікація, повідомлення, оголошення, виконані протиаварійні заходи тощо) має бути занесена до оперативної документації диспетчерського персоналу ОСП.
1.7. Упродовж 30 днів після застосування заходів з примусового обмеження величини споживаної електричної енергії та/або потужності або оперативного (ручного) відключення користувачів системи передачі/розподілу згідно з вимогами підпункту 4 пункту 3.5 глави 3 цього розділу для упередження порушення сталої роботи енергосистеми ОСП готує звіт та подає його Регулятору, а також публікує його на власному офіційному вебсайті. Звіт повинен містити детальне пояснення та обґрунтування всіх вжитих заходів та їх наслідків.
1.8. Користувачі системи передачі/розподілу не мають права перешкоджати суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, використовувати наявні у них засоби телекомунікації та джерела резервного живлення об’єктів електроенергетики у разі включення таких засобів та обладнання до Плану захисту енергосистеми.
2. Розробка та застосування Плану захисту енергосистеми
2.1. Для ліквідації аварійних режимів роботи системи передачі, протидії їх негативним наслідкам для ОЕС України і енергосистем суміжних держав, які працюють паралельно з ОЕС України, ОСП після консультацій з ОСР, значними користувачами, Регулятором, суміжним ОСП та іншим ОСП його синхронної області, зобов’язаний розробити План захисту енергосистеми, який має передбачати всі необхідні протиаварійні та/або надзвичайні заходи для найбільш імовірних сценаріїв виникнення, розвитку та ліквідації аварійної або надзвичайної ситуації в ОЕС України.
Виконання Плану захисту енергосистеми є обов’язковим для всіх користувачів системи передачі/розподілу, задіяних у його виконанні, а відмова від участі у Плані захисту енергосистеми або неналежне виконання передбачених у ньому положень і заходів, яке завдало шкоди енергосистемі та користувачам системи передачі/розподілу, забороняється.
2.2. План захисту енергосистеми має на меті недопущення та усунення аварійного режиму або надзвичайної ситуації в ОЕС України, повернення енергосистеми до нормального режиму, зокрема:
забезпечення з’єднання частин енергосистеми в разі їх відокремлення із застосуванням АЛАР або в інший спосіб;
здійснення заходів для включення всіх відключених споживачів або зняття обмеження щодо споживання ними електричної енергії та потужності;
досягнення необхідного рівня запасу стійкості енергосистеми;
забезпечення відновлення необхідних обсягів РПЧ і РВЧ, а також інших видів резервів.
2.3. План захисту енергосистеми має визначати, зокрема:
умови (критерії), за яких він активується та застосовується;
порядок його доведення до відома користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту;
загальний порядок дій та взаємодії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг із захисту, об’єкти електроенергетики яких приєднані до електричних мереж ОЕС України, під час ліквідації аварійних режимів (у тому числі надзвичайної ситуації в ОЕС України);
заходи, які підлягають узгодженню або координації в режимі реального часу з визначеними сторонами;
порядок взаємодії з ОСП суміжних держав;
розподіл обов’язків і відповідальності між ОСП та користувачами системи передачі/розподілу, зокрема постачальниками послуг із захисту, які задіяні у його виконанні;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСП на його електроустановках;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСР, і перелік ОСР, відповідальних за здійснення таких заходів на їхніх електоустановках;
перелік значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), визначених з дотриманням вимог порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого Кабінетом Міністрів України, відповідальних за здійснення на їхніх установках заходів, передбачених Планом захисту енергосистеми, та перелік заходів, що підлягають здійсненню такими значними користувачами;
перелік значних користувачів, до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження електропостачання, та умов їх відключення та відновлення електропостачання;
кінцеві терміни здійснення кожного заходу, перерахованого у Плані захисту енергосистеми;
порядок видачі попереджень про впровадження заходів та дій значних користувачів, зокрема постачальників послуг із захисту у разі отримання цього попередження;
заходи захисту енергосистеми шляхом впливу на обладнання електричних мереж, включаючи зміни схем електричних з’єднань, режимів роботи обладнання, що регулюється, та застосування аварійного розвантаження;
заходи захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту, зокрема процедури управління відхиленнями частоти, відхиленнями напруги, перетоками потужності, процедура надання допомоги в забезпеченні активною потужністю;
конкретні протиаварійні та/або надзвичайні заходи, які ОСП застосовує на період дії кожного аварійного режиму (у тому числі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України), режиму системної аварії для найбільш ймовірних сценаріїв виникнення, розвитку та ліквідації аварійної та/або надзвичайної ситуації в ОЕС України;
порядок відновлення режимів роботи енергосистеми у процесі ліквідації аварійного режиму роботи системи передачі;
порядок застосування заходів, обсяги та послідовність їх упровадження, а також перелік контрольних точок, у яких оцінюється рівень та тривалість відхилення напруги;
заходи з примусового зменшення величини споживаної потужності та аварійного відключення користувачів системи передачі/розподілу (надзвичайні заходи) для ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України;
порядок фіксації суб'єктами, які задіяні у Плані захисту енергосистеми, часу та обсягів виконання відповідних заходів у їх оперативних документах та передачі інформації про виконані заходи між рівнями оперативної підпорядкованості органів диспетчерського управління ОЕС України;
оперативні заходи щодо відновлення режиму роботи енергосистеми після виникнення режиму системної аварії, у тому числі заходи захисту енергосистеми:
у разі виникнення синхронних коливань в енергосистемі,
при зниженні або підвищенні частоти,
при відхиленні рівня напруги за допустимі межі,
з регулювання споживання електричної енергії та потужності,
при порушенні синхронного режиму роботи окремих частин ОЕС України та/або генеруючих одиниць,
у разі перевищення максимально допустимого перетоку та сальдо-перетоку потужності по міждержавних перетинах ОСП,
у разі перевищення величини допустимої генерації окремих генеруючих одиниць у ремонтних та післяаварійних схемах прилеглої мережі,
у разі перевантаження елемента мережі по струму.
Заходи, передбачені у Плані захисту енергосистеми повинні відповідати таким принципам:
вони повинні мати мінімальний вплив на користувачів системи передачі/розподілу;
вони повинні бути економічно ефективними;
тільки необхідні заходи підлягають активації;
вони не повинні призводити до аварійного режиму або режиму системної аварії в системі передачі ОСП або в об’єднаних системах передачі.
ОСП може розширювати перелік положень та заходів Плану захисту енергосистеми за результатами моделювання роботи енергосистеми в умовах аварійних режимів, проведення випробувань та тестувань щодо дій в умовах аварійних режимів, а також практики застосування Плану в різних ситуаціях та відповідного досвіду інших ОСП синхронної області.
2.4. План захисту енергосистеми розробляється ОСП та підлягає перегляду не рідше одного разу на 5 років, крім необхідності позачергового перегляду у разі:
введення в експлуатацію нових генеруючих одиниць, що можуть бути задіяні в ньому;
виведення з експлуатації генеруючих одиниць, які були задіяні у ньому;
приєднання нових значних користувачів до мереж ОСП/ОСР, які мають вплив на його реалізацію;
зміни конфігурації мереж ОСП, що впливає на нього;
введення в експлуатацію нових міждержавних ліній електропередачі, що впливає на нього;
настання ситуації в ОЕС України, не передбаченої в ньому, на основі результатів моделювання роботи енергосистеми в умовах аварійних режимів, проведених випробувань та тестувань щодо дій в умовах аварійних режимів, а також практики застосування Плану захисту енергосистеми в різних ситуаціях та відповідного досвіду ОСП суміжних держав;
якщо при виникненні, розвитку та ліквідації аварійного режиму зафіксовані обставини, не передбачені Планом захисту енергосистеми, або дії автоматичних пристроїв чи оперативного персоналу будь-якого рівня диспетчерського управління згідно з Планом захисту енергосистеми за результатами розслідування відповідного технологічного порушення виявились недостатньо ефективними.
Під час регулярного перегляду Плану захисту енергосистеми ОСП повинен враховувати:
стан розвитку його мережі з моменту останнього перегляду або першої розробки;
можливості нового обладнання, встановленого в системах передачі та розподілу з моменту останнього перегляду або першої розробки;
значних користувачів, обладнання яких було введене в експлуатацію з моменту останнього перегляду або першої розробки, їхні можливості та відповідні пропоновані послуги;
проведені випробування та аналіз системних подій;
експлуатаційні дані, зібрані в нормальному режимі та після порушень.
ОСП повинен переглядати відповідні заходи свого Плану захисту енергосистеми перед будь-якою суттєвою зміною конфігурації мережі.
Зміни до Плану захисту енергосистеми вносяться за ініціативою ОСП після консультацій з Регулятором.
2.5. ОСП залучає для консультацій ОСР, відповідних користувачів системи передачі/розподілу, значних користувачів, у яких виникають зобов’язання брати участь у передбачених ОСП заходах захисту/відновлення ОЕС України, регуляторні органи, суміжний ОСП та інший ОСП у його синхронній області під час процесу складання та/або перегляду ОСП Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення.
2.6. ОСП повинен впровадити заходи, передбачені Планом захисту енергосистеми, які мають бути впроваджені в системі передачі. Він повинен надалі підтримувати впроваджені заходи.
2.6.1. ОСП повинен повідомити приєднаних до системи передачі ОСР про заходи, включно з кінцевими термінами впровадження, що підлягають впровадженню:
на установках ОСР відповідно до Плану захисту енергосистеми;
Абзац другий підпункту 2.6.1 пункту 2.6 глави 2 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
на установках значних користувачів, визначених відповідно до Плану захисту енергосистеми, і приєднаних до їхніх систем розподілу;
на установках надавачів послуг із захисту, приєднаних до їхніх систем розподілу;
на установках ОСР, приєднаних до їхніх систем розподілу.
2.6.2. ОСП повинен повідомити значних користувачів, визначених відповідно до Плану захисту енергосистеми, або постачальників послуг із захисту, безпосередньо приєднаних до системи передачі, про заходи, які мають бути впроваджені на їхніх електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.
Підпункт 2.6.2 пункту 2.6 глави 2 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
2.6.3. ОСП повинен безпосередньо повідомити значних користувачів, визначених відповідно до Плану захисту енергосистеми, постачальників послуг із захисту чи ОСР, приєднаних до систем розподілу, про заходи, які мають бути впроваджені на їхніх установках, включно з кінцевими термінами їх впровадження. Він повинен інформувати відповідного ОСР про таке повідомлення.
2.6.4. Після отримання повідомлення від ОСП ОСР повинен невідкладно повідомити значних користувачів, постачальників послуг із захисту та ОСР, приєднаних до його системи розподілу, про заходи Плану захисту енергосистеми, які вони повинні впровадити на їхніх відповідних електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.
2.6.5. Кожен повідомлений ОСР, значний користувач і постачальник послуг із захисту повинен:
впровадити заходи, повідомлені відповідно до Плану захисту енергосистеми , протягом 12 місяців з дати повідомлення;
підтвердити впровадження заходів відповідному Оператору, що надав повідомлення. Якщо відповідний Оператор є ОСР, він повинен повідомити ОСП про таке підтвердження;
підтримувати заходи, впроваджені на його електроустановках.
2.6.6. Кожен ОСР, якого стосується впровадження відключення навантаження при зниженні частоти на своєму обладнанні, повинен раз на рік оновлювати повідомлення для відповідного Оператора, що надав повідомлення, зазначене у підпункті 2.6.5 цього пункту. Таке повідомлення має містити значення частоти, за яких ініціюється відключення нетто-навантаження, і відсоток нетто-навантаження, яке відключають при досягненні кожного з таких значень.
2.6.7. ОСП повинен здійснювати моніторинг належного впровадження відключення навантаження при зниженні частоти на основі щорічного письмового повідомлення, зазначеного в підпункті 2.6.6 цього пункту, а також на основі даних про впровадження електроустановок ОСП, де це можливо.
2.7. Доведення Плану захисту енергосистеми до відома користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту, здійснюється ОСП у такому порядку:
1) згідно з Планом захисту енергосистеми РДЦ ОСП розробляють інструкції для свого регіону, якими мають керуватися користувачі системи передачі/розподілу;
2) на підставі отриманих від РДЦ ОСП інструкцій користувачі системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальники послуг із захисту, розробляють власні інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики, у яких визначають координацію дій власного оперативного персоналу з оперативним персоналом інших суб’єктів господарювання, які беруть участь у цьому процесі, та послідовність дій із захисту підпорядкованих об’єктів. Інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики погоджуються з РДЦ ОСП. Перелік окремих об’єктів електроенергетики, по яких інструкції погоджуються з РДЦ ОСП визначаюся РДЦ ОСП та доводяться до користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальників послуг із захисту;
3) інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики мають визначати ознаки та величини, що характеризують аварійні режими, та відповідні дії оперативного персоналу та ПА у разі:
втрати стійкості енергосистеми або її частини;
підвищення або зниження частоти;
підвищення або зниження напруги;
порушення режиму допустимих перетоків у контрольованих перетинах енергосистеми;
перевантаження (перевищення допустимих струмових навантажень) елементів електричної мережі;
виникнення коливань активної потужності;
порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв’язку, каналів передачі даних;
4) в інструкції з захисту об’єктів електроенергетики для захищених споживачів окремо зазначаються умови обмеження, відключення електропостачання та тривалість залучення до виконання Плану захисту енергосистеми;
5) у разі внесення ОСП змін до Плану захисту енергосистеми кожен із користувачів системи передачі/розподілу, який бере участь у його виконанні, зокрема постачальник послуг із захисту, зобов’язаний привести у відповідність до цих змін інструкції з захисту окремих об’єктів електроенергетики у строк, установлений ОСП у відповідному супровідному листі;
6) ОСП визначає режим доступу користувачів системи передачі/розподілу до Плану захисту енергосистеми з урахуванням їх участі у його виконанні.
Користувачі системи передачі/розподілу зобов’язані надавати ОСП інформацію, що необхідна для розробки Плану захисту енергосистеми, а ОСП має забезпечити її конфіденційність.
2.8. При виконанні Плану захисту енергосистеми ОСП може залучати користувачів системи передачі/розподілу в рамках заходів, які передбачені пунктом 2.3 цієї глави, та протягом часу відповідно до ситуації, яка склалась в енергосистемі.
2.9. У доповнення до заходів захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту відповідно до пунктів 3.2 - 3.3, підпункту 3.4.1 пункту 3.4 глави 3 цього розділу ОСП повинен активувати процедуру Плану захисту енергосистеми, якщо:
система залишається в аварійному режимі після застосування всіх необхідних коригувальних дій і відсутні доступні заходи для відновлення нормального режиму системи;
аналіз операційної безпеки вказує на необхідність застосування відповідних заходів з Плану захисту енергосистеми додатково до активованих коригувальних дій.
2.10. Під час застосування ОСП Плану захисту енергосистеми користувач системи передачі/розподілу зобов’язаний без будь-якої затримки виконувати інструкції та процедури згідно з Планом захисту енергосистеми, відповідні оперативні команди і розпорядження ОСП.
2.11. Активація заходів, визначених у Плані захисту енергосистеми, які мають вплив на системи передачі суміжних держав, має бути узгоджена з відповідним ОСП суміжної держави.
2.12. Принципи взаємодії ОСП з упровадження заходів Плану захисту енергосистеми з ОСП суміжних держав визначаються у відповідних операційних угодах, що стосуються питань операційної безпеки та регламентують умови паралельної роботи енергосистем цього ОСП.
ОСП, за відповідним запитом суміжного ОСП в аварійному режимі, повинен надати через міждержавні перетини будь-яку посильну допомогу суміжному ОСП, що подав запит, за умови, що це не призведе до аварійного режиму або режиму системної аварії в системі передачі або в енергосистемах суміжних держав.
Якщо допомогу необхідно надавати через міждержавні лінії електропередачі постійного струму, вона може полягати у здійсненні таких дій з урахуванням технічних характеристик і здатності системи ПСВН:
заходи з ручного регулювання передаваної активної потужності, щоб допомогти ОСП в аварійному режимі привести перетоки потужності в межі операційної безпеки або частоту суміжної синхронної області - у межі частоти системи в передаварійному режимі;
функції автоматичного регулювання передаваної активної потужності на основі сигналів і критеріїв;
автоматичне регулювання частоти при роботі в острівному режимі;
регулювання напруги та реактивної потужності;
будь-які інші доцільні дії.
2.13. ОСП може відключити будь-який елемент системи передачі, що має вплив на паралельну роботу енергосистеми суміжних держав, з дотриманням таких вимог:
відключення має бути узгоджене з ОСП суміжної держави;
відключення не призведе до аварійного режиму або режиму системної аварії в енергосистемах суміжних держав.
2.14. За виняткових обставин, що включають порушення меж операційної безпеки, для запобігання ризикам загрози життю і здоров’ю персоналу або ймовірності пошкодження обладнання ОСП може без узгодження ОСП суміжної держави відключити будь-який елемент системи передачі, що має транскордонний вплив, у тому числі міждержавну лінію електропередачі. Протягом 30 днів після інциденту ОСП має підготувати звіт, що містить детальне пояснення про обґрунтованість, реалізацію та наслідки таких дій, та надати його Регулятору, а також відповідним ОСП (принаймні англійською мовою) та користувачам системи передачі/розподілу, що зазнали впливу від такого відключення.
2.15. Загальний порядок дій та взаємодії оперативного персоналу ОСП та користувачів системи передачі/розподілу, які задіяні у виконанні Плану захисту енергосистеми, зокрема постачальники послуг із захисту під час ліквідації аварійних режимів (у тому числі при настанні надзвичайної ситуації в ОЕС України) повинен бути спрямований на:
запобігання розвитку аварійного режиму;
відновлення в найкоротший термін електроживлення споживачів та якості електричної енергії;
зняття в найкоротший термін обмежень з допустимих величин навантажень контрольованих перетинів та джерел генерації;
створення максимально надійної післяаварійної схеми електричної мережі або окремих її частин;
з’ясування стану устаткування, відключення якого відбулося під час аварійної або надзвичайної ситуації в ОЕС України, і можливості введення його в роботу.
Користувачі системи передачі/розподілу, задіяні в заходах, що передбачені Планом захисту енергосистеми, повинні діяти відповідно до погоджених з РДЦ ОСП інструкцій.
2.16. Для запобігання порушенню операційної безпеки разом з упровадженими коригувальними діями, що передбачені розділом V цього Кодексу, за результатами проведення аналізу операційної безпеки ОСП повинен впроваджувати заходи Плану захисту енергосистеми, залучаючи користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг із захисту в обсягах та тривалістю, які необхідні для забезпечення надійного режиму роботи енергосистеми.
ОСП залучає користувачів системи передачі/розподілу до виконання Плану захисту енергосистеми шляхом:
регулювання поточної потужності генеруючих одиниць;
включення/відключення генеруючих одиниць;
зміни режиму роботи УЗЕ;
застосування заходів з обмеження споживання (ГОЕ, ГОП) при виникненні надзвичайної ситуації в ОЕС України.
2.17. У разі загрози настання форс-мажорних обставин, що за своїм спрямуванням та розвитком можуть спричинити аварійний режим роботи системи передачі, ОСП вживає заходів щодо запобіганню або мінімізації його наслідків шляхом:
надання відповідного попередження про впровадження Плану захисту енергосистеми суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України за ієрархічною структурою та, у разі загрози настання системної аварії, інформування Регулятора, відповідних центральних та місцевих органів виконавчої влади про характер ймовірної загрози, силу її впливу та прогнозну тривалість;
приведення резервних пунктів управління, каналів зв’язку, джерел резервного живлення у стан підвищеної готовності;
приведення схеми електричної мережі до схеми нормального режиму.
Дії щодо виконання зазначених заходів, які є заходами раннього попередження та реагування, а також порядок взаємодії з центральними органами виконавчої влади, на яких покладені функції координації з ліквідації наслідків впливу форс-мажорних обставин, мають бути визначені відповідними інструкціями суб’єктів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України.
3. Заходи Плану захисту енергосистеми
3.1. Заходи захисту енергосистеми автоматичними пристроями і системами захисту:
- 1) автоматичні протиаварійні заходи з захисту енергосистеми здійснюються пристроями релейного захисту та автоматики обладнання електричних мереж, а також системами ПА ОЕС України.
Пристрої РЗА та ПА діють без втручання оперативного персоналу та мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів щодо чутливості, швидкодії, вибірковості та надійності;
- 2) ПА повинна забезпечувати в ОЕС України:
попередження часткового чи повного знеструмлення енергосистеми;
попередження втрати стійкості електростанцій, енергосистеми або її частини;
усунення асинхронних режимів;
обмеження зниження/підвищення частоти або напруги;
- 3) автоматичне запобігання та/або ліквідація порушення стійкості ОЕС України, зокрема, забезпечуються такими видами ПА:
автоматичне запобігання порушенню стійкості (АЗПС);
автоматична ліквідація асинхронних режимів (АЛАР);
автоматичне обмеження зниження/підвищення частоти (АОЗЧ/АОПЧ);
автоматичне обмеження зниження/підвищення напруги (АОЗН/АОПН);
автоматичне обмеження перевантаження обладнання (АОПО);
автоматичне частотне розвантаження (АЧР);
спеціальна автоматика відключення навантаження (САВН);
автоматичне виділення блока електростанції на власні потреби (АВВП);
автоматичне відділення на збалансоване навантаження електростанцій (АВЗН);
- 4) пристрої ПА, що призначені для АЗПС, повинні виявляти аварійне збурення за фактом фіксації:
перевищення заданого порога зміни електричних параметрів контрольованої мережі (потужності, струму або кута між векторами фаз напруги);
перевищення заданого значення частоти чи напруги або швидкості їх зміни в точках електричної мережі, що контролюються ПА;
наявності та параметрів несиметрії електричної мережі;
спрацювання пристроїв релейного захисту;
вимикання/вмикання вимикачів, що контролюються ПА.
За зазначеними параметрами та/або подіями або їх сукупністю пристроями АЗПС формуються керуючі дії та передаються на виконавчі пристрої.
Аварійне збурення зазначених параметрів і подій, керуючі дії ПА та реакція на них виконавчих пристроїв мають автоматично фіксуватися в реальному часі реєстраторами аварійних подій;
- 5) АОЗЧ або АОПЧ мають забезпечувати живучість ОЕС України в разі виникнення в енергосистемі чи окремих її частинах дефіциту або профіциту активної потужності, внаслідок чого частота відхиляється за межі мінімального або максимального допустимого значення.
АЧР є одним із видів АОЗЧ і спрямоване на ліквідацію дефіциту активної потужності в енергосистемі або її окремій частині за рахунок відключення частини споживачів у заздалегідь визначених обсягах та черговості;
6) АОЗН або АОПН має забезпечувати автоматичне регулювання напруги за допомогою використання оперативно керованих енергоблоків, УЗЕ, перемикачів відгалужень автотрансформаторів під навантаженням, пристроїв повздовжнього та поперечного регулювання, засобів компенсації реактивної потужності, а також включення/відключення шунтувальних реакторів або ліній електропередачі;
7) пристрої АЛАР мають забезпечувати виявлення та ліквідацію асинхронних режимів окремих генераторів, електростанцій та/або частин енергосистеми та установлюватися на елементах мережі, що пов’язують окремі частини енергосистеми, по яких можливий асинхронний режим у точках, що забезпечують мінімізацію небалансу після ділення, і діяти на припинення асинхронного режиму зміною балансу активної потужності або діленням енергосистеми на несинхронно працюючі частини з забороною всіх видів АПВ вимкнених повітряних ліній;
8) САВН має забезпечувати:
збереження стійкості в контрольованих внутрішніх і міждержавних перетинах під час їх роботи з недостатнім (нижче нормативного) запасом стійкості при відключенні найбільш завантажених повітряних ліній перетину або генерації в дефіцитній частині;
ліквідацію (попередження) технологічних порушень в ОЕС України в разі недопустимого зниження напруги;
ліквідацію недопустимого струмового перевантаження обладнання електричних мереж напругою 110 кВ і вище;
9) АВВП та АВЗН мають забезпечити живучість електростанції, оснащеної цією автоматикою, для подальшого розвороту енергоблоків інших електростанцій ОЕС України;
10) основні керуючі дії систем ПА, що забезпечують запобігання та/або ліквідацію порушення стійкості ОЕС України, відповідно до призначення системи ПА спрямовуються на:
розвантаження/завантаження за активною та реактивною потужністю генеруючих одиниць, УЗЕ;
відключення/включення генераторів, УЗЕ;
вимкнення навантаження;
ділення енергосистеми;
виділення енергоблока на власні потреби;
виділення електростанції на збалансоване навантаження;
- 11) оперативний персонал користувачів системи передачі/розподілу не повинен втручатися в роботу пристроїв РЗА та ПА. Порядок дій оперативного персоналу у разі відмови автоматичних пристроїв ПА визначається Планом захисту енергосистеми.
3.2. Заходи, що застосовуються при зниженні частоти:
- 1) у разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,8 Гц, незважаючи на вичерпання РПЧ та дію аРВЧ, ОСП має невідкладно:
з’ясувати причини зниження частоти та оцінити потреби в регулюванні потужності для її відновлення;
підняти навантаження генераторів, використовуючи обертовий резерв;
задіяти необхідні резерви потужності;
- 2) у разі зниження частоти в ОЕС України нижче 49,6 Гц, незважаючи на вжиті заходи, ОСП має здійснити такі заходи:
запустити резервні гідроагрегати;
перевести оборотні гідроагрегати ГАЕС з насосного режиму до генераторного;
перевести гідроагрегати в режим генерації активної потужності, якщо вони працювали в режимі СК;
збільшити генерацію електричної потужності теплових електростанцій, що працюють у теплофікаційному режимі, за рахунок зменшення теплового навантаження в допустимих межах експлуатації теплових мереж;
завантажити енергоблоки до максимально допустимих меж;
тимчасово перевантажити елементи електричних мереж до максимально допустимих меж;
ввести в роботу зупинені генеруючі одиниці, котли та турбіни яких ще перебувають у гарячому стані;
відкласти планове технічне обслуговування генеруючих одиниць, УЗЕ;
ввести (протягом часу аварійної готовності) в роботу обладнання електричних мереж, що впливає на величину та надійність видачі потужності електростанцій;
підготувати схеми мережі 110/150 кВ для застосування СГАВ;
3) якщо частота в ОЕС України не відновлюється до значення рівного або більшого ніж 49,6 Гц, незважаючи на попередньо вжиті протиаварійні заходи, ОСП має вжити надзвичайні заходи щодо примусового зменшення величини споживаної потужності.
4) у разі зниження частоти в ОЕС України до значення рівного або меншого ніж 49,2 Гц відновлення частоти має здійснюватися в найкоротший термін шляхом виконання таких заходів:
вимкнення споживачів дією АЧР;
вимкнення споживачів шляхом застосування САВН, СГАВ;
відключення від мережі або виділення на збалансоване навантаження певних видів генерації при рівнях частоти, яка є небезпечною для обладнання генеруючих одиниць;
- 5) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються при зниженні частоти, має відбуватися згідно з Планом захисту енергосистеми.
3.2.1. Схема автоматичного регулювання у випадку зниження частоти, передбачена Планом захисту енергосистеми, повинна містити АЧР при зниженні частоти та налаштування режиму (LFSM-U) в області РЧП ОСП.
У Плані захисту енергосистеми ОСП повинен передбачити активацію режиму (LFSM-U) перед активацією АЧР при зниженні частоти, якщо це дозволяє швидкість зміни частоти.
3.2.2. ОСП і ОСР перед активацією АЧР повинні передбачити, щоб УЗЕ, що підключені до їх мереж та здійснюють відбір електричної енергії:
автоматично перемикалися в режим відпуску впродовж періоду часу та з уставкою активної потужності, встановленими ОСП у Плані захисту енергосистеми;
або
якщо УЗЕ не здатна перемикатися впродовж періоду часу, встановленого ОСП у Плані захисту енергосистеми, автоматично відключати таку УЗЕ, що діє як навантаження.
3.2.3. ОСП повинен встановити у Плані захисту енергосистеми порогові значення частоти, за яких має відбуватися автоматичне перемикання або відключення УЗЕ. Такі порогові значення частоти повинні бути нижчі або дорівнювати граничній частоті системи передачі, що знаходиться в аварійному режимі і повинні бути вищі за граничну частоту обов’язкового початкового рівня відключення навантаження.
Перш ніж активувати схему автоматичного відключення навантаження при зниженні частоти, і за умови, що це дозволяє швидкість зміни частоти, ОСП повинен безпосередньо або через відповідного ОСР надавати оперативні команди постачальникам послуг із захисту щодо активації управління попитом на електричну енергію, та:
перемкнути УЗЕ, що діють як навантаження, у режим відпуску з уставкою активної потужності, встановленою ОСП у Плані захисту енергосистеми;
або
якщо УЗЕ не здатна перемикатися настільки швидко, щоб стабілізувати частоту, відключити таку УЗЕ у ручному режимі.
3.2.4. У разі впровадження АЧР при зниженні частоти ОСП та ОСР повинен:
1) уникати встановлення навмисної затримки часу на додачу до часу спрацювання реле й автоматичних вимикачів;
2) мінімізувати відключення генеруючих одиниць, особливо тих, що забезпечують інерцію;
3) обмежити ризик того, що схема призведе до відхилень перетоків потужності та відхилень напруги за межі операційної безпеки.
Якщо ОСР не може виконати зазначені вимоги в пунктах 2 і 3, він повинен повідомити ОСП і запропонувати вимогу, яка має застосовуватися. ОСП спільно з ОСР повинні встановити застосовні вимоги на основі спільного аналізу витрат і вигід.
3.2.5. АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми може передбачати відключення навантаження на основі градієнта частоти за умови, що АЧР:
- 1) активується тільки:
коли відхилення частоти перевищує максимальне відхилення частоти в усталеному режимі, а градієнт частоти перевищує значення при еталонному інциденті;
доки частота не досягне частоти обов'язкового початкового рівня відключення навантаження,
2) відповідає вимогам пункту 3.6 глави 3 розділу III цього Кодексу;
3) необхідне та виправдане для ефективного підтримання операційної безпеки.
3.2.6. Якщо АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми передбачає відключення нетто навантаження на основі градієнта частоти, як описано в пункті 3.2.5 цієї глави, ОСП повинен подати Регулятору, протягом 30 днів з моменту впровадження, звіт з детальним поясненням причин, ходу впровадження та наслідків такого заходу.
3.2.7. ОСП може передбачити в АЧР при зниженні частоти Плану захисту енергосистеми додаткові кроки відключення нетто навантаження нижче обов'язкового кінцевого рівня відключення навантаження згідно з вимогами пункту 3.6 глави 3 розділу III цього Кодексу.
3.2.8. ОСП має право впроваджувати додаткові схеми захисту системи, які активуються при частоті, що нижча або дорівнює частоті обов'язкового кінцевого рівня відключення навантаження, і які спрямовані на пришвидшення процесу відновлення. ОСП повинен забезпечити, щоб такі додаткові схеми далі не погіршували частоту.
3.3. Заходи, що застосовуються при підвищенні частоти:
- 1) якщо частота в ОЕС України підвищується до значення вищого ніж 50,2 Гц, незважаючи на дію аРВЧ, ОСП має невідкладно:
з’ясувати причини підвищення частоти та оцінити потреби в регулюванні потужності для її відновлення;
знизити навантаження генераторів, використовуючи обертовий резерв;
зупинити гідроагрегати ГАЕС, що працюють у режимі генератора, та/або запустити їх у насосний режим;
розвантажити генеруючі одиниці, що виробляють електричну енергію з альтернативних джерел енергії;
визначити можливість тимчасового перевантаження елементів електричних мереж до максимально допустимих меж;
- 2) якщо, незважаючи на попередньо вжиті заходи, частота в ОЕС України підвищується вище 50,3 Гц, її відновлення здійснюється в найкоротший строк шляхом:
відключення працюючих гідроагрегатів;
відключення генеруючих одиниць, що виробляють електричну енергію з альтернативних джерел енергії;
відключення енергоблоків теплових електростанцій та розвантаження атомних електростанцій;
3) якщо, незважаючи на вжиті заходи, частота в ОЕС України підвищується вище 50,5 Гц, ОСП повинен ураховувати спрацьовування ПА на відключення частини енергоблоків атомних електростанцій та застосувати заходи для недопущення можливого аварійного зниження частоти у разі такого спрацювання;
4) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються при підвищенні частоти, має відбуватися згідно з Планом захисту енергосистеми.
3.3.1. Схема автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти Плану захисту енергосистеми повинна призводити до автоматичного зниження загальної активної потужності, що подається в кожну область регулювання.
3.3.2. ОСП, після консультацій з ОСП синхронної області, повинен визначити наступні параметри схеми автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти:
порогові значення частоти для її активації;
коефіцієнт зниження інжекції активної потужності.
3.3.3. ОСП повинен розробити схему автоматичного регулювання у випадку підвищення частоти з урахуванням можливостей генеруючих одиниць у LFSM-O та УЗЕ у своїй області регулювання. Якщо LFSM-O відсутній або недостатній для виконання вимог підпункту 3.3.2 цього пункту, ОСП повинен додатково налаштувати покрокове лінійне відключення генеруючих потужностей у своїй області регулювання частоти та потужності. ОСП також повинен встановити максимальний розмір кроків відключення генеруючих одиниць та/або систем ПСВН після консультацій з ОСП синхронної області.
3.4. Заходи, що застосовуються у разі відхилення напруги:
- 1) при зниженні напруги в контрольних точках ОЕС України нижче мінімальної межі припустимих діапазонів, що визначені відповідно до пункту 9.3 глави 9 розділу V цього Кодексу, що призводить до порушення меж операційної безпеки та спричиняє виникнення аварійного режиму, ОСП має невідкладно з’ясувати причини зниження напруги та здійснити один або декілька з таких заходів:
відключення частини шунтувальних реакторів;
підвищення напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними РПН;
зміна топології мережі ОЕС України;
підвищення видачі реактивної потужності генеруючими одиницями;
переведення агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим генерації;
переведення УЗЕ в режим відпуску;
переведення частини гідрогенераторів у режим СК;
направлення запиту до ОСП суміжних держав щодо підвищення рівня напруги у прилеглих до міждержавного перетину підстанціях;
примусове зменшення електроспоживання у вузлах (їх аварійне розвантаження) при зниженні напруги у вузлах до недопустимих значень;
- 2) при підвищенні напруги в системі передачі вище максимальної межі допустимих діапазонів, які визначені відповідно до пункту 9.3 глави 9 розділу V цього Кодексу, що призводить до порушення меж операційної безпеки та спричиняє виникнення аварійного режиму роботи енергосистеми системи передачі, ОСП має невідкладно з’ясувати причини підвищення напруги та здійснити один або декілька з таких заходів:
включення шунтувальних реакторів;
зниження напруги трансформаторами (автотрансформаторами), обладнаними РПН;
зміна топології мережі ОЕС України;
зниження видачі реактивної потужності генеруючими одиницями;
відключення гідрогенераторів, працюючих у режимі СК;
переведення агрегатів ГАЕС з режиму відпуску електричної енергії в мереж у насосний режим;
переведення УЗЕ в режим відбору.
- 3) здійснення оперативних та автоматичних заходів, що застосовуються у разі відхилення напруги, має відбуватися відповідно до Плану захисту енергосистеми.
3.4.1. Автоматична схема проти лавиноподібного падіння напруги Плану захисту енергосистеми може включати в себе одну або більше таких схем, залежно від результатів оцінювання безпеки системи ОСП:
схема відключення навантаження при зниженні напруги;
схема блокування перемикача відгалужень під навантаженням;
схеми захисту системи для управління напругою.
3.4.2. Крім випадків, коли за результатами оцінювання відповідно до підпункту 3.4.1 цього пункту необов'язково впроваджувати схему блокування, щоб запобігти лавиноподібному падінню напруги в області регулювання ОСП, ОСП повинен встановити умови, за яких перемикач відгалужень під навантаженням блокуватиметься, у тому числі принаймні:
метод блокування (на місці чи віддалено з диспетчерського пункту);
порогове значення напруги в точці приєднання;
напрямок перетоку реактивної потужності;
максимальний часовий інтервал між виявленням порогового значення та блокуванням.
3.5. Заходи, що застосовуються для захисту енергосистеми шляхом регулювання споживання електричної енергії та потужності:
1) при розробленні Плану захисту енергосистеми ОСП має врахувати протиаварійні заходи з примусового зменшення величини споживаної електричної енергії та/або потужності або відключення користувачів системи передачі/розподілу для упередження порушення сталої роботи енергосистеми та надзвичайні заходи у разі настання надзвичайної ситуації в ОЕС України, згідно з вимогами глави 14 розділу V цього Кодексу;
2) при практичній реалізації Плану захисту енергосистеми шляхом застосування різних, але рівних за кінцевим ефектом заходів, перевага має надаватися заходам, що не передбачають аварійні обмеження споживання електричної енергії та/або потужності;
3) протиаварійні заходи з примусового зменшення величини споживаної електричної енергії та/або потужності для упередження та усунення порушення сталої роботи ОЕС України застосовуються у разі перевищення допустимих струмових навантажень елементів мережі або порушення режимів граничних перетоків контрольованих перетинів та/або порушення балансу виробництва та споживання потужності в ОЕС України або окремих її частинах, що супроводжується зниженням частоти і напруги, та призводить до аварійного режиму.
Якщо реалізація протиаварійних заходів відповідно до Плану захисту енергосистеми виявилася неефективною, при виникненні хоча б одного з наведених у пункті 14.2 глави 14 розділу V цього Кодексу критеріїв настання надзвичайної ситуації в ОЕС України застосовуються надзвичайні заходи, визначені у пункті 14.3 глави 14 розділу V цього Кодексу;
- 4) заходи, зазначені у підпункті 3 цього пункту, можуть реалізовуватись шляхом:
автоматичного відключення навантаження (АЧР, САВН, локальні пристрої ПА);
обмеження (часткового зменшення) величини споживаної електричної енергії та/або потужності на вимогу ОСП (ГОЕ, ГОП);
оперативного (ручного) відключення навантаження оперативним персоналом ОСП або ОСР за оперативною командою ОСП (ГАВ, ГПВ).
Зазначені у цьому пункті заходи можуть застосовуватися окремо або одночасно в будь-якій комбінації.
3.6. Заходи, що застосовуються у разі порушення синхронного режиму роботи окремих частин ОЕС України та/або електростанцій:
- 1) асинхронний режим роботи в ОЕС України виникає у разі порушення статичної або динамічної стійкості, спричиненого одним або декількома з таких факторів:
перевантаження елементів перетинів основної мережі понад рівень, максимально допустимий за умов стійкості;
аварійне відключення генеруючої одиниці значної потужності;
коротке замикання не усунене за розрахунковий час внаслідок відмови комутаційних апаратів або пристроїв РЗА;
відмова або недостатня ефективність дії ПА;
несинхронне включення ліній електропередачі або генераторів;
робота енергосистеми або її частини з недопустимо низькою напругою на генераторах і в основній мережі;
відключення одного або кількох завантажених елементів перетинів основної мережі;
робота з недопустимо низькою частотою;
2) у разі виникнення в ОЕС України коливань струму, напруги та активної потужності диспетчер повинен вжити заходів для їх припинення відповідно до Плану захисту енергосистеми;
3) у разі асинхронного режиму роботи електростанцій відносно енергосистеми асинхронний режим має ліквідуватись автоматикою АЛАР шляхом зниження її генерації або відключення ЛЕП видачі потужності;
4) у разі порушення стійкості окремих частин енергосистеми асинхронний режим має ліквідуватися АЛАР через відділення цих частин від основної мережі в точках встановлення пристроїв АЛАР;
5) у разі відмови або відсутності пристроїв АЛАР черговий персонал електростанцій та підстанцій самостійно (через 1 - 2 хвилини) виконує розділення енергосистеми відповідно до інструкцій Плану захисту енергосистеми;
6) при виникненні незагасаючих коливань потужності через несправність або некоректну роботу систем збудження генеруючої одиниці оперативний персонал генеруючої одиниці має самостійно розвантажити по активній потужності та завантажити по реактивній потужності генеруючу одиницю до ліквідації незагасаючих коливань та негайно повідомити про це ОСП.
3.7. Процедура регулювання перетоків потужності Плану захисту енергосистеми повинна передбачати комплекс заходів для регулювання перетоків потужності поза межами операційної безпеки.
3.8. ОСП має право встановлювати уставку активної потужності, яку повинен підтримувати кожен значний користувач, задіяний у Плані захисту енергосистеми, за умови урахування технічних обмежень значного користувача. ОСП має право встановлювати уставку активної потужності, яку повинен підтримувати кожен постачальник послуг із захисту, за умови, що такий захід застосовується до них відповідно до Плану захисту енергосистеми, якщо така уставка враховує технічні обмеження постачальників послуг із захисту. Значні користувачі та постачальники послуг із захисту повинні невідкладно виконувати інструкції, видані ОСП прямо або опосередковано через ОСР, і повинні підтримувати відповідний стан до отримання подальших інструкцій. У разі видачі прямих інструкцій ОСП повинен невідкладно повідомити про це відповідним ОСР.
3.9. ОСП має право відключати значних користувачів і постачальників послуг із захисту прямо або опосередковано через ОСР. Значні користувачі і постачальники послуг із захисту повинні залишатися відключеними до отримання подальших інструкцій. У разі прямого відключення значного користувача ОСП повинен невідкладно повідомити про це відповідним ОСР. Упродовж 30 днів з моменту події ОСП повинен підготувати звіт із докладним поясненням причин, ходу реалізації та впливу такої дії та подати його Регулятору.
3.10. Для регулювання планового сальдо-перетоку потужності по міждержавних перетинах ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію аварійної допомоги від ОСП суміжних держав;
коригування погодженого графіка обміну електричної енергії;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, СГАВ.
3.11. Для регулювання перетоку по внутрішніх контрольованих перетинах ОЕС України ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць, що мають найбільший вплив на контрольований перетин;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, САВН, СГАВ.
3.12. При перевищенні допустимої величини видачі потужності електростанцією або окремими генеруючими одиницями типу C та D у ремонтних (післяаварійних) схемах прилеглої мережі ОСП повинен:
перевірити коректну роботу автоматики з розвантаження та/або відключення генеруючої одиниці (у разі її спрацювання);
оперативно розвантажити генеруючу одиницю до заданої величини потужності.
При перевищенні видачі потужності електростанцією або окремою генеруючою одиницею персонал електростанції має негайно повідомити про це ОСП.
3.13. Для недопущення перевантаження елемента системи передачі по струму ОСП застосовує такі заходи:
активацію доступного обертового резерву генеруючих одиниць, що мають найбільший вплив на елемент мережі;
включення додаткових генеруючих одиниць з резерву;
відключення працюючих генеруючих одиниць у резерв;
активацію засобів примусового зниження електроспоживання - ГАВ, САВН, СГАВ.
4. Відновлення режиму роботи енергосистеми після режиму системної аварії
4.1. Якщо реалізація заходів Плану захисту енергосистеми виявилася неефективною, розвиток аварійного режиму може призвести до режиму системної аварії.
4.2. Залежно від масштабів системної аварії може мати місце часткове (місцеве) знеструмлення, коли припинено роботу лише частини енергосистеми, або повне знеструмлення, коли знеструмлено всю енергосистему. В обох випадках пріоритетними є дії з якнайшвидшого повного відновлення нормального режиму роботи енергосистеми.
4.3. ОСП має забезпечувати вжиття всіх необхідних заходів, що дозволять швидко та ефективно відновити роботу енергосистеми в разі часткового чи повного знеструмлення.
4.4. Відновлення режиму роботи ОЕС України після системної аварії має здійснюватися відповідно до Плану відновлення, який є складовою частиною Плану захисту енергосистеми.
4.5. Для відновлення ОЕС України використовуються генеруючі одиниці та об’єкти диспетчеризації ОСП та ОСР, які визначені у Плані відновлення. При настанні системної аварії персонал генеруючої одиниці має приступити до підготовчих операцій з пуску енергоблоків визначених генеруючих одиниць. ОСП та ОСР мають приступити до підготовки мережі для відновлення роботи ОЕС України чи окремої її частини. Синхронізація енергоблоків з ОЕС України та набір їх навантаження здійснюється тільки за оперативною командою ОСП.
4.6. Відновлення роботи енергосистеми може бути здійснено за участю та з використанням:
усіх наявних електростанцій, здатних до автономного пуску, для подачі живлення в частину ОЕС України (електростанції пуску після системної аварії) на підставі договорів про надання допоміжних послуг із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій;
усіх наявних електростанцій (енергоблоків), здатних до продовження живлення своїх власних потреб після відключення від електричної мережі;
усіх наявних електростанцій, здатних до продовження живлення виділеного вузла навантаження;
елементів системи передачі та систем розподілу, які мають забезпечити синхронізацію окремих частин ОЕС України та підключення до них вузлів навантаження;
технічних можливостей енергосистем суміжних держав;
наявних засобів телекомунікації та джерел резервного живлення користувачів системи передачі/розподілу, які визначені у Плані відновлення.
4.7. Відновлення роботи ОЕС України або її частини шляхом використання електропостачання із зовнішнього джерела можна здійснювати лише за наявності розгалужених електричних зв’язків з енергосистемами суміжних держав та укладених ОСП з операторами синхронної області регулювання відповідних угод щодо забезпечення електропостачання для відновлення ОЕС України або її частини (регіону) у разі знеструмлення під час системної аварії в ОЕС України.
З цією метою ОСП повинен визначити можливість електропостачання від енергосистем суміжних держав та укласти відповідні угоди щодо забезпечення електропостачання у разі знеструмлення під час системної аварії в ОЕС України.
Порядок взаємодії та проведення консультацій з ОСП суміжних держав у процесі складання та/або перегляду ОСП Плану захисту енергосистеми та Плану відновлення для можливості надання аварійної допомоги в рамках відповідних операційних угод, регіональної координації визначається відповідно до вимог цього Кодексу.
5. Порядок розробки та застосування Плану відновлення
5.1. План відновлення розробляється та затверджується ОСП після консультацій з ОСР, значними користувачами, Регулятором, суміжним ОСП та іншим ОСП його синхронної області, доводиться до відома всіх визначених ним учасників та підлягає перегляду не рідше одного разу на 5 років, крім випадків перегляду у разі:
введення в експлуатацію нових генеруючих одиниць, які можуть бути задіяні у відновленні енергосистеми;
виведення з експлуатації генеруючих одиниць, які були задіяні у відновленні енергосистеми;
приєднання нових значних користувачів до мереж ОСП, які мають вплив на його реалізацію;
зміни конфігурації мереж ОСП, що на нього впливає;
введення в експлуатацію нових міждержавних ліній електропередачі, що на нього впливає.
5.2. План відновлення має передбачати найбільш імовірні прогнозні варіанти ліквідації системної аварії в ОЕС України або її частинах, у тому числі внаслідок негативного впливу явищ природного та техногенного характеру.
Під час розроблення Плану відновлення ОСП повинен враховувати принаймні такі елементи:
режими (параметри) та можливості навантаження і генерації;
конкретні потреби значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження та відновлення електропостачання;
характеристики електричної мережі системи передачі та електричних мереж приєднаних систем розподілу.
5.3. Відновлення роботи ОЕС України або її частин має бути гнучким і передбачати альтернативні шляхи ліквідації системної аварії, а також обов’язкове резервування (дублювання) обладнання, що використовується в ліквідації системної аварії.
5.4. При визначенні шляхів відновлення після системної аварії керуються такими вимогами:
наявність альтернативних шляхів відновлення з незалежних джерел для кожного об’єкта;
пропускна спроможність шляху відновлення забезпечує мінімальну потужність, необхідну для відновлення роботи об’єкта;
відсутність можливості виникнення самозбудження синхронних енергоблоків у разі включення розвантаженої магістральної лінії;
відсутність можливості підвищення рівнів напруги вище допустимих значень у системі передачі під час визначення шляхів відновлення;
забезпечується необхідна чутливість пристроїв релейного захисту;
забезпечується необхідний резерв активної потужності для регулювання частоти в енергосистемі в допустимих межах;
забезпечується можливість управління навантаженням.
5.5. План відновлення має містити:
умови його активації;
порядок отримання інформації від користувачів системи передачі/розподілу, включених до нього, зокрема постачальників послуг з відновлення, щодо оперативного та технічного стану генеруючих одиниць, елементів електричних мереж та засобів телекомунікації, що беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми;
дії ОСП з його активації;
заходи, що підлягають консультаціям та координації в режимі реального часу з ОСП суміжних держав;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСП на його установках;
перелік заходів, які мають бути здійснені ОСР, і перелік ОСР, відповідальних за впровадження відповідних заходів у системі розподілу;
перелік заходів, що слід впровадити значним користувачам, та перелік значних користувачів, відповідальних за впровадження відповідних заходів на своєму устаткуванні;
перелік значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів), визначених з дотриманням вимог порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого Кабінетом Міністрів України, до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження та відновлення електропостачання, та умов їх відключення та відновлення електропостачання;
перелік підстанцій, що задіяні в заходах з відновлення ОЕС України;
перелік електростанцій в області регулювання ОСП, необхідних для відновлення живлення в ОЕС України або її частині з використанням висхідної стратегії відновлення електропостачання, здатних до автономного пуску, швидкої повторної синхронізації та острівного режиму роботи;
кінцеві терміни виконання кожного заходу з відновлення;
процедуру повторної синхронізації;
процедуру регулювання частоти;
процедуру відновлення електропостачання;
порядок призначення відповідального за управління частотою при відновленні синхронної роботи енергосистеми;
можливі варіанти відновлення за допомогою: електростанцій, здатних до автономного пуску, для подачі живлення в енергосистему (електростанції пуску після системної аварії); електростанцій (енергоблоків), здатних до продовження живлення своїх власних потреб після відключення від електричної мережі; електростанцій, здатних до продовження живлення виділеного вузла навантаження; енергосистем суміжних держав;
схемно-режимні заходи реалізації заходів з відновлення ОЕС України;
вимоги щодо балансування навантаження з метою підтримання відповідних рівнів напруги та частоти в кожному окремому енерговузлі енергосистеми;
вимоги щодо забезпечення можливості відключення релейним захистом пошкодженого елементу мережі у процесі відновлення ОЕС України та її частин;
перелік місць синхронізації на основних транзитних зв’язках між регіонами ОЕС України, а також між ОЕС України та енергосистемами суміжних держав;
вимоги до засобів телекомунікації, у тому числі до сумісності систем голосового зв’язку, та їх резервного живлення;
вимоги до диспетчерських центрів та підстанцій щодо їх забезпечення автономними резервними джерелами електропостачання з визначенням мінімального часу забезпечення безперервної роботи цих об’єктів від автономних джерел;
порядок дій оперативного персоналу у разі часткової або повної втрати диспетчерського та технологічного зв’язку під час ліквідації системної аварії.
Заходи, передбачені у Плані відновлення повинні відповідати таким принципам:
вони повинні мати мінімальний вплив на користувачів системи передачі/розподілу;
вони повинні бути економічно ефективними;
тільки необхідні заходи підлягають активації;
вони не повинні призводити до аварійного режиму або режиму системної аварії в суміжних об’єднаних системах передачі.
5.6. ОСП повинен попередньо повідомляти про заходи з відновлення режиму роботи енергосистеми, що будуть міститися у Плані відновлення включно з кінцевими термінами їх впровадження, на опрацювання ОСР, відповідним користувачам системи передачі/розподілу, які будуть задіяні у відновленні енергосистеми, зокрема постачальникам послуг з відновлення, які приєднані безпосередньо до системи передачі з метою підготовки їх електроустановок до реалізації заходів Плану відновлення.
5.7. РДЦ ОСП та кожен із користувачів системи передачі/розподілу, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, зокрема постачальники послуг з відновлення, мають на підставі Плану відновлення складати відповідні місцеві (регіональні) Плани відновлення та/або відповідні інструкції, які визначають координацію дій власного оперативного персоналу з оперативним персоналом інших суб’єктів господарювання, які беруть участь у цьому процесі, та послідовність дій з відновлення на підпорядкованих об’єктах.
У випадках, передбачених законодавством, ОСП повинен безпосередньо повідомити значних користувачів, постачальників послуг з відновлення та ОСР, приєднаних до систем розподілу, і поінформувати відповідних ОСР про таке повідомлення.
У випадку коли ОСП повідомляє відповідного ОСР згідно з пунктом 5.6 цієї глави, ОСР, у свою чергу, повинен невідкладно повідомити значних користувачів, постачальників послуг з відновлення та ОСР, приєднаних до його системи розподілу, про заходи Плану відновлення, які вони повинні впровадити на їхніх відповідних електроустановках, включно з кінцевими термінами їх впровадження.
Кожен повідомлений ОСР, значний користувачі і постачальник послуг з відновлення повинен:
впровадити повідомлені заходи протягом 12 місяців з дати повідомлення;
підтвердити впровадження заходів відповідному Оператору, що надав повідомлення. Якщо відповідний Оператор є ОСР, він повинен повідомити ОСП про таке підтвердження;
підтримати заходи, впроваджені на його електроустановках.
5.8. Місцевий (регіональний) План відновлення має містити окремі вказівки щодо відновлення режиму роботи енергосистеми в умовах відсутності зв’язку з ОСП.
5.9. У разі внесення ОСП змін до Плану відновлення кожен із користувачів системи передачі/розподілу, які беруть участь у відновленні режиму роботи енергосистеми, зокрема постачальник послуг з відновлення, має привести у відповідність до цих змін місцеві (регіональні) Плани відновлення та/або інструкції в термін, встановлений ОСП у супровідному листі.
5.10. Інформація наведена у Плані відновлення є конфіденційною. Режим доступу користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, до цієї інформації з урахуванням їх участі у відновленні режиму роботи енергосистеми, визначає ОСП.
Користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, не мають права відмовити ОСП в наданні інформації, необхідної для розробки Плану відновлення, у тому числі віднесеної до конфіденційної інформації.
ОСП забезпечує конфіденційність інформації, отриманої від користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, що використовується ним для розробки Плану відновлення.
5.11. На запит ОСП відповідні користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, зобов’язані надати письмове підтвердження можливості режиму роботи генеруючого обладнання електростанцій:
що залишаються в роботі з виділенням генеруючого обладнання на власні потреби або здатних до продовження живлення виділеного енерговузла під час системної аварії;
здатних до автономного пуску.
На підставі інформації, отриманої від користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, ОСП складає перелік наявних генеруючих одиниць, що здатні до автономного пуску. У разі включення таких електростанцій до Плану відновлення вони мають надавати ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій.
Участь користувачів системи передачі/розподілу, що є ПДП, у відновленні функціонування ОЕС України після системної аварії здійснюється на засадах надання ДП відповідно до вимог цього Кодексу та на підставі договорів, укладених з ОСП згідно з Правилами ринку.
5.12. Користувачі системи передачі/розподілу мають терміново повідомляти ОСП про аварійні режими роботи їх електроустановок, настання явищ незворотної та непереборної сили, що можуть призвести до аварійної ситуації, наслідком якої може бути системна аварія.
6. Порядок активації та впровадження Плану відновлення
6.1. ОСП повинен впровадити процедури Плану відновлення в координації з ОСР та значними користувачами, визначеними у пункті 5.5 глави 5 цього розділу, зокрема постачальниками послуг з відновлення, у випадках якщо:
система передачі знаходиться в аварійному режимі згідно з умовами, визначеними у пункті 2.3 глави 2 розділу V цього Кодексу, як тільки система передачі буде стабілізована після активації заходів Плану захисту енергосистеми;
система передачі знаходиться в режимі системної аварії згідно з умовами, визначеними у пункті 2.4 глави 2 розділу V цього Кодексу.
У разі впровадження заходів Плану відновлення ОСП має оформити його відповідним чином в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП із зазначенням основних причин, часу настання та орієнтовного терміну дії системної аварії та передати інформацію для відповідного реагування суб’єктам диспетчерського управління ОЕС України.
6.2. У процесі реалізації Плану відновлення ОСП повинен визначити та відслідковувати:
розмір та межі синхронізованої області або синхронізованих областей, що належать до його зони регулювання;
ОСП, з якими він поділяє синхронізовану область або синхронізовані області;
наявні резерви активної потужності області (областей) регулювання.
6.3. Активація заходів Плану відновлення, що мають значний вплив на енергосистеми суміжних держав, має бути узгоджена з відповідним ОСП суміжної держави.
6.4. Кожен ОСР та значний користувач, визначений у пункті 5.5 глави 5 цього розділу, зокрема кожен постачальник послуг з відновлення, повинен невідкладно та відповідно до процедур, визначених Планом відновлення, виконувати надані ОСП оперативні команди та розпорядження з його реалізації.
6.5. Користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, які отримали оперативні команди або розпорядження ОСП, мають діяти відповідно до місцевого (регіонального) Плану відновлення та/або інструкції із захисту окремих об’єктів електроенергетики.
У разі повного знеструмлення обладнання та за відсутності зв’язку ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, зокрема постачальники послуг з відновлення, які задіяні у відновленні режиму роботи енергосистеми, мають діяти відповідно до місцевого (регіонального) Плану відновлення та/або інструкції із захисту окремих об’єктів електроенергетики.
6.6. Якщо за оцінкою ОСП ситуація потребує дій, що не передбачені Планом відновлення, ОСП має право вносити зміни до порядку та послідовності дій при відновленні режиму роботи енергосистеми та надавати відповідні оперативні команди та розпорядження користувачам системи передачі/розподілу, зокрема постачальникам послуг з відновлення, які задіяні в цьому процесі, з відповідною фіксацією таких оперативних команд та розпоряджень в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП.
6.7. ОСП завершує виконання заходів за Планом відновлення після заживлення власних потреб усіх електростанцій та включення генераторів електростанцій на синхронну роботу в ОЕС України, що дозволило заживити понад 50 % споживання в контрольованій ОСП області регулювання, та оформлює таке завершення відповідним записом в оперативних документах диспетчерського персоналу ОСП. Про завершення здійснення заходів за Планом відновлення ОСП невідкладно повідомляє користувачів системи передачі/розподілу, зокрема постачальників послуг з відновлення, які брали участь у виконанні заходів Плану відновлення.
6.8. Подальша робота з ліквідації наслідків аварійної ситуації, що призвела до аварійного режиму або системної аварії, здійснюється згідно з Планом захисту енергосистеми та до досягнення мети, що визначена у пункті 2.2 глави 2 цього розділу.
7. Випробування на відповідність і періодичний перегляд Плану відновлення
7.1. ОСП повинен переглядати заходи свого Плану відновлення на основі випробувань методом комп'ютерного моделювання з використанням даних, отриманих від ОСР, визначених відповідно до пункту 5.5 глави 5 цього розділу, та постачальників послуг з відновлення, принаймні кожні п'ять років.
ОСП повинен визначити такі випробування методом моделювання у відповідній процедурі випробувань, що охоплює принаймні:
схему відновлення електропостачання постачальниками послуг з відновлення зі здатністю до автономного пуску або до роботи в острівному режимі;
живлення основних допоміжних систем генеруючих одиниць;
процес повторного підключення навантаження;
процес повторної синхронізації мереж в острівному режимі.
7.2. Якщо ОСП вважає за необхідне для забезпечення ефективності Плану відновлення, ОСП повинен провести випробування частин Плану відновлення в реальних умовах у координації з ОСР, визначеними відповідно до пункту 5.5 глави 5 цього розділу, та постачальниками послуг з відновлення. ОСП повинен визначити, після консультацій з ОСР та постачальниками послуг з відновлення, такі випробування в реальних умовах у відповідній процедурі випробувань.
7.3. ОСП повинен принаймні раз на 5 років переглядати свій План відновлення, щоб оцінити його ефективність.
7.4. ОСП повинен переглядати відповідні заходи свого Плану відновлення згідно з пунктом 7.1 цієї глави і перевіряти їхню ефективність перед будь-якою суттєвою зміною конфігурації мережі.
7.5. Якщо ОСП виявить необхідність у внесенні змін до заходів Плану відновлення, він повинен внести зміни до свого Плану відновлення та впровадити відповідні заходи свого Плану відновлення.
8. Відновлення електропостачання
8.1. Процедура відновлення електропостачання Плану відновлення повинна передбачати комплекс заходів, що дає змогу ОСП застосовувати:
низхідну стратегію відновлення електропостачання;
висхідну стратегію відновлення електропостачання.
Висхідна стратегія відновлення електропостачання процедури відновлення електропостачання повинна включати принаймні такі заходи:
управління відхиленнями напруги та частоти, пов'язаними з відновленням електропостачання;
моніторингу та регулювання роботи в острівному режимі;
повторної синхронізації областей з острівним режимом роботи.
8.2. ОСП, при впровадженні процедури відновлення електропостачання повинен визначити стратегію, яка підлягає застосуванню, беручи до уваги:
наявність джерел живлення, здатних забезпечити відновлення електропостачання в області регулювання;
очікувану тривалість і ризики можливих стратегій відновлення електропостачання;
стан електроенергетичної системи;
стан безпосередньо приєднаних систем, у тому числі стан міждержавних перетинів;
значних користувачів з високим пріоритетом (захищених споживачів);
можливість поєднання висхідної та низхідної стратегій відновлення електропостачання.
8.3. ОСП, при застосуванні низхідної стратегії відновлення електропостачання, повинен керувати приєднанням навантаження та генеруючих потужностей з метою регулювання частоти для досягнення номінальної частоти з максимальним допустимим значенням відхилення частоти в усталеному режимі.
ОСП повинен застосовувати умови приєднання навантаження та генеруючих потужностей, визначені відповідальним за управління частоти, якщо вона призначена відповідно до глави 10 цього розділу.
8.4. ОСП, при застосуванні висхідної стратегії відновлення енергопостачання, повинен керувати приєднанням навантаження та генеруючих потужностей з метою регулювання частоти до цільової частоти, встановленої відповідно до пункту 9.1.3 глави 8 цього розділу.
8.5. Під час відновлення електропостачання ОСП повинен, після консультацій з ОСР, встановити та повідомити величину нетто навантаження, що підлягає повторному підключенню до мереж систем розподілу.
ОСР повинен повторно підключити повідомлену величину нетто навантаження з дотриманням блокового навантаження та урахуванням автоматичного повторного підключення навантаження та генеруючих потужностей в його мережі.
8.6. ОСП повинен повідомити суміжного ОСП про свою здатність підтримувати низхідну стратегію відновлення електропостачання.
8.7. ОСП, при активації низхідної стратегії відновлення електропостачання, повинен звернутися до суміжного ОСП із запитом про підтримання відновлення електропостачання. Така підтримка може полягати в наданні допомоги в забезпеченні активною потужністю.
Суміжний ОСП, який отримав запит, повинен надати таку допомогу у відновленні електропостачання, крім випадків, коли це може призвести до аварійної ситуації або режиму системної аварії в їхніх системах. У такому разі ОСП, який звернувся із запитом, повинен використовувати висхідну стратегію відновлення електропостачання.
9. Регулювання частоти під час відновлення
9.1. Процедура регулювання частоти
9.1.1. Процедура управління частотою Плану відновлення, повинна передбачати комплекс заходів, спрямованих на відновлення частоти в системі до номінальної частоти.
9.1.2. ОСП повинен активувати свою процедуру регулювання частоти:
під час підготовки процедури повторної синхронізації, коли синхронна область поділена на кілька синхронізованих регіонів;
Абзац другий підпункту 9.1.2 пункту 9.1 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
у випадку відхилення частоти в синхронній області;
у випадку відновлення електропостачання.
9.1.3. Процедура регулювання частоти повинна принаймні включати:
перелік дій з налаштування регулятора частоти та потужності перед призначенням відповідальних за управління частоти;
призначення відповідальних за управління частоти;
встановлення цільової частоти у випадку застосування висхідної стратегії відновлення електропостачання;
регулювання частоти в разі відхилення частоти;
регулювання частоти після поділу синхронної області;
визначення величини навантаження і генеруючих потужностей, які підлягають повторному підключенню, з урахуванням доступних резервів активної потужності в синхронізованому регіоні, щоб уникнути значних відхилень частоти.
Абзац сьомий підпункту 9.1.3 пункту 9.1 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
9.2. Призначення відповідального за управління частотою
9.2.1. Під час відновлення системи, якщо синхронна область поділена на кілька синхронізованих зон, ОСП у кожному синхронізованому регіоні повинен призначити відповідального за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 цього пункту.
Підпункт 9.2.1 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
9.2.2. Під час відновлення системи, якщо синхронна область не поділена, але частота в системі перевищує граничні значення частоти для передаварійного режиму, ОСП у синхронній області повинен призначити відповідального за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 цього пункту.
9.2.3. ОСП з найвищим, оціненим у режимі реального часу К-фактором для області/блока РЧП, повинен бути призначений відповідальним за управління частотою, крім випадків, коли ОСП у синхронізованому регіоні або в синхронній області домовився призначити відповідальним за управління частотою іншого ОСП. У такому випадку ОСП у синхронізованому регіоні або синхронній області повинен враховувати такі критерії:
Абзац перший підпункту 9.2.3 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
обсяг доступних резервів активної потужності і, особливо, РВЧ;
вільну пропускну спроможність міждержавних перетинів;
доступність результатів вимірювань частоти ОСП у синхронізованому регіоні або в синхронній області;
Абзац підпункту 9.2.3 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
доступність результатів вимірювань на критичних елементах у синхронізованому регіоні або в синхронній області.
Абзац підпункту 9.2.3 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025, № 2061 від 09.12.2025
9.2.4. ОСП у синхронній зоні може призначити попередньо визначеного відповідального за управління частотою, якщо це дозволяють розмір відповідного синхронізованого регіону та ситуація у режимі реального часу.
Підпункт 9.2.4 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
9.2.5. ОСП, призначений відповідальним за управління частотою згідно з підпунктами 9.2.1 - 9.2.2 пункту 9.2 цієї глави, повинен невідкладно повідомити іншого ОСП у синхронній області про своє призначення.
9.2.6. Призначений відповідальний за управління частотою повинен виконувати свою функцію до моменту:
призначення іншого відповідального за управління частоти в його синхронізованому регіоні;
Абзац другий підпункту 9.2.6 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
призначення нового відповідального за управління частотою в результаті повторної синхронізації його синхронізованого регіону з іншим синхронізованим регіоном;
Абзац третій підпункту 9.2.6 пункту 9.2 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
синхронна область повністю повторно синхронізована, частота в системі перебуває в межах стандартного діапазону частот і регулятор частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронній області, повернувся до нормального режиму роботи.
9.3. Регулювання частоти у випадку відхилення частоти
9.3.1. Під час відновлення системи, якщо був призначений відповідальний за управління частоти відповідно до підпункту 9.2.3 пункту 9.2 цієї глави, ОСП у синхронній області, крім відповідального з управління частотою, повинен передусім призупинити ручну активацію РВЧ та РЗ.
9.3.2. Відповідальний за управління частотою повинен встановити, після консультацій з іншим ОСП у синхронній області, режим роботи, застосовний до регулятора частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронній області.
9.3.3. Відповідальний за управління частотою повинен керувати ручною активацією РВЧ та РЗ у синхронній області з метою регулювання частоти в синхронній області в межах номінальних значень частоти та з урахуванням меж операційної безпеки. За запитом, кожний ОСП у синхронній області повинен надавати підтримку відповідальному за управління частотою.
9.4. Регулювання частоти після поділу синхронної області
9.4.1. Під час відновлення системи, коли був призначений відповідальний за управління частотою відповідно до підпункту 9.2.3 пункту 9.2 цієї глави, ОСП у кожному синхронізованому регіоні, за винятком відповідального за управління частотою, повинен передусім призупинити ручну активацію РВЧ та РЗ.
Підпункт 9.4.1 пункту 9.4 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
9.4.2. Відповідальний за управління частотою повинен встановити, після консультацій з іншими ОСП у синхронізованому регіоні, режим роботи, застосовний до регулятора частоти та потужності, що використовується кожним ОСП у синхронізованому регіоні.
Підпункт 9.4.2 пункту 9.4 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
9.4.3. Відповідальний за управління частотою повинен керувати ручною активацією РВЧ та РЗ у синхронізованому регіоні з метою регулювання частоти в синхронізованому регіоні в межах цільової частоти, встановленої відповідальним за повторну синхронізацію і з урахуванням меж операційної безпеки. Якщо в синхронізованому регіоні не призначений відповідальний за повторну синхронізацію, відповідальний за управління частотою повинен намагатися регулювати частоту в межах номінальних значень частоти. За запитом кожний ОСП у синхронізованому регіоні повинен надавати підтримку відповідальному за частотою.
Підпункт 9.4.3 пункту 9.4 глави 9 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
10. Повторна синхронізація
10.1. Процедура повторної синхронізації Плану відновлення повинна передбачати принаймні:
призначення відповідального за повторну синхронізацію;
заходи, що дають змогу ОСП застосувати стратегію повторної синхронізації;
максимальні значення відхилень кута зсуву фаз, частоти та напруги для з'єднувальних ліній.
10.2. Призначення відповідального за повторну синхронізацію
10.2.1. Під час відновлення системи, якщо два синхронізованих регіони можуть бути повторно синхронізовані без загрози для операційної безпеки систем передачі, відповідальні за управління частоти в таких синхронізованих регіонах повинні призначити відповідального за повторну синхронізацію після консультацій принаймні з ОСП, що визначений (визначені) як потенційний відповідальний за повторну синхронізацію відповідно до підпункту 10.2.2 цього пункту. Кожен відповідальний за управління частоти повинен невідкладно повідомити ОСП у своєму синхронізованому регіону про призначення відповідального за повторну синхронізацію.
Підпункт 10.2.1 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
10.2.2. Для кожної пари синхронізованих регіонів, які підлягають повторній синхронізації, відповідальним за повторну синхронізацію повинен бути ОСП, що:
Абзац перший підпункту 10.2.2 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
має в експлуатації принаймні одну підстанцію, обладнану паралельним комутаційним пристроєм на межі двох синхронізованих регіонів, що підлягають повторній синхронізації;
Абзац другий підпункту 10.2.2 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
має доступ до результатів вимірювань частоти в обох синхронізованих регіонах;
Абзац третій підпункту 10.2.2 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
має доступ до результатів вимірювань напруги на підстанціях, між якими розташовані потенційні точки повторної синхронізації;
здатний регулювати напругу в потенційних точках повторної синхронізації.
10.2.3. Якщо кілька ОСП відповідають критеріям, зазначеним у підпункті 10.2.2 цього пункту, ОСП з найбільшою кількістю потенційних точок повторної синхронізації між двома синхронізованими регіонами повинен бути призначений відповідальним за повторну синхронізацію, якщо тільки відповідальні за управління частоти двох синхронізованих регіонів не домовилися призначити відповідальним за повторну синхронізацію іншого ОСП.
Підпункт 10.2.3 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
10.2.4. Призначений відповідальний за повторну синхронізацію повинен виконувати цю функцію до моменту:
призначення іншого відповідального за повторну синхронізацію у двох синхронізованих регіонах;
Абзац другий підпункту 10.2.4 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
або
коли два синхронізованих регіони повторно синхронізовані і виконані всі вимоги пункту 10.3 цієї глави.
Абзац підпункту 10.2.4 пункту 10.2 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
10.3. Стратегія повторної синхронізації
10.3.1. Перед повторною синхронізацією відповідальний за повторну синхронізацію повинен:
- 1) встановити, з дотриманням граничних значень, зазначених у пункті 10.1 цієї глави:
цільове значення частоти для повторної синхронізації;
максимальну різницю частоти між двома синхронізованими регіонами;
Абзац третій підпункту 1 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
максимальне значення перетоків активної та реактивної потужності;
режим роботи, застосовний до РПЧ;
2) вибрати точку повторної синхронізації, враховуючи межі операційної безпеки в синхронізованих регіонах;
Підпункт 2 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
3) визначити та підготувати всі дії, необхідні для повторної синхронізації двох синхронізованих регіонів у точці повторної синхронізації;
Підпункт 3 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
4) визначити та підготувати комплекс подальших дій, спрямованих на створення з'єднань між синхронізованими регіонами;
Підпункт 4 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
5) оцінити готовність синхронізованих регіонів до повторної синхронізації, враховуючи умови, визначені в пункті 1 цього підпункту.
Підпункт 5 підпункту 10.3.1 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
10.3.2. Під час виконання завдань, відповідно до підпункту 10.3.1 цього пункту, відповідальний за повторну синхронізацію повинен консультуватися з відповідальними за управління частоти у відповідних синхронізованих регіонах і щодо завдань, перерахованих у пунктах 2 - 5, він також повинен консультуватися з ОСП, в управлінні якого перебувають підстанції, що використовуються для повторної синхронізації.
Підпункт 10.3.2 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
10.3.3. Кожен відповідальний за управління частоти повинен без необґрунтованої затримки повідомити ОСП у своєму синхронізованому регіоні про планову повторну синхронізацію.
Підпункт 10.3.3 пункту 10.3 глави 10 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
10.3.4. У разі виконання всіх умов, встановлених відповідно до пункту 1 підпункту 10.3.1 цього пункту, відповідальний за повторну синхронізацію повинен здійснити повторну синхронізації шляхом активації дій, встановлених відповідно до пунктів 3 та 4 підпункту 10.3.1 цього пункту.
Розділ VIII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
IX. Надання/використання допоміжних послуг оператору/оператором системи передачі
1. Загальні положення
1.1. Основним завданням ОСП є управління режимом роботи ОЕС України для забезпечення її надійної і стійкої роботи в усіх режимах. Одним із критеріїв режиму роботи енергосистеми є частота електричного струму і напруга, які залежать від балансів активної і, відповідно, реактивної потужностей в енергосистемі. Для забезпечення сталої і надійної роботи ОЕС України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів ОСП придбаває/використовує відповідні ДП. ДП з регулювання частоти та потужності, а також напруги та реактивної потужності призначені для упередження виникнення аварійних режимів і, відповідно, упередження спрацювання протиаварійної автоматики і являють собою відповідний процес.
Пункт 1.1 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
1.2. Користувачі системи передачі/розподілу можуть надавати ОСП допоміжні послуги, перелік яких визначений у Правилах ринку.
1.3. Вимоги до електроенергетичного обладнання, необхідного для забезпечення належного надання:
допоміжних послуг з надання РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ - визначені у главі 8 розділу V цього Кодексу;
Абзац другий пункту 1.3 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022, № 677 від 06.05.2025
допоміжної послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономний пуск) - визначені у підпункті 2 пункту 2.7 глави 2 розділу III цього Кодексу;
допоміжної послуги з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, яка передбачає компенсацію реактивної потужності синхронним генератором з метою підтримання заданих ОСП рівнів напруги в контрольованих вузлах ОЕС України в режимі, коли виробництво активної потужності не здійснюється. Діапазони максимальної реактивної потужності, яка може бути використана для регулювання напруги, визначаються за результатами випробувань у процесі перевірки ПДП.
1.4. Новозбудовані генеруючі одиниці та УЗЕ типу В, С та D, а також генеруючі одиниці типу В, С та D, що пройшли реконструкцію або технічне переоснащення, мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК).
Пункт 1.4 глави 1 розділу IX в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
1.5. ГЕС та ГАЕС, приєднана потужність яких більша 200 МВт, що мають технічну спроможність регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК для області регулювання ОЕС України, повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК.
1.6. Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов'язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України після особливої системної аварії, затвердженому ОСП.
Пункт 1.6 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
1.7. Правилами ринку визначаються умови оплати ДП, відбору постачальників ДП, умови моніторингу надання ДП та санкції за ненадання або неякісне надання ДП.
1.8. Потенційні ПДП повинні пройти перевірку та продемонструвати ОСП, що електроустановки їх об’єктів, за допомогою яких надаються ДП, відповідають технічним вимогам до ДП, що встановлені цим Кодексом, шляхом успішного проходження випробувань одиниць надання ДП з отриманням відповідного свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.
Пункт 1.8 глави 1 розділу ІХ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
1.9. Випробування повинні проходити всі електроустановки ПДП, за допомогою яких надаються або планується надання ДП.
1.10. Випробування проводяться відповідно до Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу та який містить, зокрема:
порядок перевірки ПДП (потенційного ПДП);
порядок проведення випробувань одиниць надання ДП;
Абзац третій пункту 1.10 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
взаємовідносини, права та обов’язки учасників процесу перевірки та випробувань;
вимоги щодо періодичності підтвердження відповідності вимогам цього Кодексу щодо надання ДП;
процедуру оскарження результатів перевірки та випробувань електроустановок ПДП.
1.11. Для електроустановок, що проходять випробування, необхідні для приєднання до мереж системи передачі/розподілу, дозволяється одночасне проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП), щодо надання ДП за умови дотримання вимог цього розділу та Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок ПДП.
Пункт 1.11 глави 1 розділу ІХ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
1.12. Реєстрація ОСП ПДП після успішного проходження процесу перевірки та укладення договорів про ДП між ОСП та ПДП здійснюється відповідно до Правил ринку.
Глава 1 розділу IX в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
Главу 2 розділу IX виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
Главу 3 розділу IX виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
Главу 4 розділу IX виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
2. Вимоги до моніторингу надання ДП
2.1. Одиниця надання ДП, якою забезпечується РПЧ повинна забезпечити надання ОСП (у тому числі за вимогою ОСП у режимі реального часу з циклічністю не більше 1 секунди) значення активної потужності з мітками часу та значення статизму регулятора.
2.2. Одиниця надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ повинна гарантувати, що активація РВЧ/РЗ може бути перевірена/контрольована. З цією метою одиниця надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ повинна бути здатна надавати ОСП дані вимірювань у режимі реального часу у точці підключення або точці, що погоджена з ОСП, стосовно планової видачі активної потужності з міткою часу, миттєвої видачі активної потужності з міткою часу для кожної одиниці надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ, для кожної: генеруючої одиниці, УЗЕ, електроустановки об'єкта енергоспоживання, які входять до складу одиниці надання ДП, якою забезпечується РВЧ/РЗ з вихідною максимальною активною потужністю не меншою ніж 1 МВт.
2.3. ОСП повинен здійснювати моніторинг відповідності технічним вимогам РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ, вимогам до готовності цих резервів, вимогам до швидкості зміни навантаження і вимогам до приєднання щодо одиниць надання ДП.
2.4. ПДП зобов'язаний забезпечити на одиницях надання ДП поточний безперервний моніторинг участі кожної з одиниць надання ДП у наданні ДП в автоматизованому режимі. Моніторинг забезпечується поточною реєстрацією параметрів та характеристик регулювання з циклом не більше 1 секунди. Реєстрація всіх параметрів та характеристик має здійснюватися з міткою часу.
2.5. Для одиниць надання ДП, якими забезпечується РПЧ, підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:
частота електричного струму, Гц;
значення активної потужності енергоблока/гідроагрегату/одиниці відбору (одиниці споживання)/УЗЕ, які входять до складу одиниці надання ДП, МВт;
максимальна активна потужність, МВт;
мінімальна активна потужність, МВт;
уставка мертвої зони частотної характеристики, мГц;
уставка потужності обладнання, яким забезпечується РПЧ (без корекції по частоті), МВт;
стан введення/виведення РПЧ, «1» для РПЧ введено, «0» для РПЧ виведено;
уставка статизму, %;
стан заряду УЗЕ (якщо застосовано), %.
2.6. Для одиниць надання ДП, якими забезпечується аРВЧ підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:
статус, який вказує, що аРВЧ увімкнено або вимкнено, «1» для аРВЧ введено, «0» для аРВЧ виведено;
ознака, що обладнання (енергоблок/гідроагрегат/одиниця відбору (одиниця споживання)/УЗЕ) перебуває під управлінням ЦР САРЧП, «1» для обладнання під управлінням ЦР САРЧП, «0» для обладнання не під управлінням ЦР САРЧП;
активна потужність енергоблоків/гідроагрегатів/одиниць відбору (одиниць споживання)/УЗЕ, які входять до складу одиниці надання ДП, (не здійснюється для одиниць надання ДП, що є одиницями агрегації), МВт;
фактична активна потужність, МВт;
мінімальна активна потужність (нижня межа регулювання), МВт;
максимальна активна потужність (верхня межа регулювання), МВт;
значення прийнятої до виконання уставки, яка надійшла від ЦР САРЧП до АСКТП одиниці надання ДП, МВт;
стан заряду УЗЕ (якщо застосовано), %.
2.7. Для одиниць надання ДП, якими забезпечується рРВЧ/РЗ, підлягають реєстрації з мітками часу такі параметри:
активна потужність енергоблоків/гідроагрегатів та/або одиниць відбору (одиниць споживання)/УЗЕ, які входять до складу одиниці надання ДП, (не здійснюється для одиниць надання ДП, що є одиницями агрегації), МВт;
максимальна активна потужність, МВт;
мінімальна активна потужність, МВт;
фактична активна потужність, МВт;
стан заряду УЗЕ (якщо застосовно), %.
2.8. Для ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК підлягають реєстрації такі параметри:
виміряне значення напруги на шинах;
виміряне значення активної потужності гідроагрегату;
планове значення активної потужності гідроагрегату;
виміряне значення реактивної потужності гідроагрегату;
планове значення реактивної потужності гідроагрегату;
режим роботи гідроагрегату.
2.9. ПДП з РПЧ мають право об’єднувати відповідні дані визначені у пункті 2.5 цієї глави, для більше ніж однієї одиниці надання ДП з РПЧ, якщо максимальна потужність електроустановок у складі одиниці надання ДП нижче 1,5 МВт і можливе чітке підтвердження активації РПЧ. На вимогу ОСП щодо перевірки активації РПЧ ПДП з РПЧ повинен надати дані, що стосуються технічних пристроїв, які є частиною однієї і тієї ж одиниці надання ДП.
Глава 2 розділу IX в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
X. Інформаційно-технологічна система управління та обмін інформацією
1. Загальні принципи та вимоги до побудови інформаційно-технологічної системи управління
1.1. Інформаційно-технологічне забезпечення ОСП та інших суб’єктів оперативно-технологічного управління ОЕС України має забезпечити стійку та надійну роботу енергосистеми та ефективне функціонування ринку електричної енергії України.
Інформаційно-технологічне забезпечення ОСП має також забезпечувати взаємодію з іншими операторами системи передачі, сторонами ІТС механізму та ENTSO-E.
Пункт 1.1 глави 1 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1305 від 11.10.2022
1.2. Інформаційно-технологічна система управління має відповідати таким основним принципам організації й побудови:
збір нормованих обсягів первинних контрольованих параметрів з багатоцільовим їх використанням;
дублювання збору особливо відповідальних параметрів;
організація пунктів первинного збору, оброблення та зберігання інформації;
взаємодія систем автоматичного регулювання процесів у нормальних і аварійних режимах в енергосистемі з автоматизованим оперативно-технологічним і комерційним управлінням (з урахуванням людського фактору під час керування);
побудова системи оброблення телеметричної інформації (телеінформації) з автоматичним формуванням математичної моделі, адекватної поточному стану електроенергетичної системи;
включення повного набору розрахункових модулів, що забезпечують виконання розрахунків усіх технологічних завдань, у тому числі й оптимізаційного характеру, з різним ступенем деталізації розрахункових схем;
організація роботи енергосистеми з урахуванням системних обмежень та обмежень щодо режиму роботи генеруючого обладнання.
1.3. Інформаційні системи, що функціонують у складі інформаційно-технологічної системи управління ОЕС України, мають різні призначення, структуру, склад апаратного та програмного забезпечення, але всі вони мають реалізовуватися з урахуванням таких загальних вимог:
висока надійність функціонування систем;
масштабованість системи, що дозволяє розвивати її в разі збільшення обсягів оброблюваних даних та/або в разі розширення кола розв’язуваних завдань;
висока швидкодія системи, що забезпечує прийнятний час реакції на фоні оброблення великих обсягів даних;
наявність потужної комунікаційної інфраструктури, що зв’язує суб’єкти ОЕС України;
забезпечення функціонування розподілених та інтегрованих баз даних;
забезпечення використання системи ідентифікації учасників ринку електричної енергії та залучених організацій синхронної області Континентальної Європи на базі системи ідентифікації EIC ENTSO-E;
Пункт 1.3 глави 1 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
ведення загальних довідників з використанням єдиної системи ідентифікації суб’єктів ОЕС України та об’єктів її технологічної інфраструктури, класифікатора енергетичних підприємств і організацій, загальноукраїнського класифікатора підприємств та організацій тощо;
захист від несанкціонованого доступу і забезпечення кібербезпеки та інформаційної безпеки передачі та зберігання даних, включаючи повний антивірусний захист.
Абзац пункту 1.3 глави 1 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021
1.4. До складу інформаційно-технологічної системи управління ОСП входять окремі системи формування, обробки, передачі та відображення даних:
автоматизована система диспетчерського управління (АСДУ);
автоматизована система управління технологічним процесом (далі - АСУ ТП) енергооб’єкта;
система моніторингу та контролю параметрів роботи ОЕС України;
система прогнозування та оперативного планування режиму роботи ОЕС України;
автоматизована інформаційна система щодо складу та стану основного високовольтного обладнання та пристроїв захисту, автоматики, управління, вимірювань та обліку електричної енергії системи передачі;
автоматизована інформаційна система поточних метеорологічних даних та прогнозів.
1.5. Ефективне функціонування ринку електричної енергії України має забезпечуватися відповідно до Правил ринку створенням та розвитком, зокрема, таких систем:
комерційного обліку електричної енергії;
розподілу пропускної спроможності міждержавних електричних мереж;
планування роботи ОЕС України на добу постачання;
купівлі-продажу допоміжних послуг;
адміністрування та здійснення розрахунків між учасниками ринку.
1.6. Власники складових частин системи формування, обробки, передачі та відображення даних, побудованої за багаторівневим та ієрархічним принципами, повинні забезпечити їх стале функціонування та розвиток.
1.7. Функціонування системи формування, обробки, передачі та відображення даних передбачає регламентований обмін інформацією (обов’язок передавати та право отримувати необхідну інформацію).
1.8. ОСП повинен забезпечити доступ громадськості до інформації шляхом її оприлюднення в обсягах, визначених Законом України «Про ринок електричної енергії», уповноваженими центральними органами виконавчої влади, Регулятором, Правилами ринку та цим Кодексом.
1.9. Інформація, обмін якою здійснюється у процесі функціонування ОЕС України та ринку електричної енергії та яка формує відповідні бази даних, має бути достовірною, повною, актуальною, безперервною, доступною для використання всіма заінтересованими сторонами, а також захищеною від несанкціонованого доступу.
1.10. Достовірність інформації досягається використанням первинних датчиків, що забезпечують нормований клас точності її отримання, та застосуванням методів і технологій обробки та передачі інформації, які забезпечують незмінність даних у процесі їх відображення та зберігання.
1.11. Інформація є повною, якщо вона забезпечує можливість реалізації покладеного на систему технологічного завдання та створює можливості для контролю і відновлення первинних даних у разі їх втрати.
1.12. Актуальність і безперервність інформації забезпечуються належним рівнем відповідності інформації вимогам поточного часу, періодичністю зняття інформації та послідовністю її передачі, а також обробки інформації для виконання кінцевого завдання.
2. Загальні вимоги щодо формування телекомунікаційних мереж технологічного зв’язку
2.1. Засоби телекомунікаційної мережі мають відповідати всім вимогам до засобів технологічного та диспетчерського зв’язку на об’єктах ОЕС України, встановленим відповідними нормативно-технічними документами.
2.2. ОСР та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні забезпечити гарантований якісний диспетчерський зв’язок та передачу технологічних даних відповідно до додатка 9 до цього Кодексу.
Пункт 2.2 глави 2 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
2.3. Для виключення впливу виробничої діяльності на діяльність по управлінню технологічними процесами електроенергетики у складі телекомунікаційної мережі повинні бути передбачені дві роздільні відповідні складові:
технологічна складова - призначена для забезпечення управління технологічними процесами у виробництві та передачі електричної енергії, оперативно-диспетчерського та оперативно-технологічного управління;
корпоративна складова - призначена для забезпечення виробничої (фінансової, комерційної та адміністративно-господарської) діяльності суб’єктів електроенергетики.
2.4. ОСР та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні забезпечити виконання вимог, які встановлює до телекомунікаційної мережі інформаційно-технологічна система управління ОЕС України, а саме:
забезпечення високої якості, захищеності і надійності телекомунікаційної мережі;
забезпечення необхідної пропускної здатності телекомунікаційної мережі;
забезпечення інтегрованого використання телекомунікаційної мережі для одночасної передачі голосу, телеінформації, даних обліку електричної енергії та комерційної інформації, оперативно-технологічної інформації;
забезпечення коефіцієнта готовності та часу відновлення працездатності мережі згідно з параметрами, встановленими відповідними нормативно-технічними документами;
забезпечення сталої роботи мережі, в разі виникнення пошкоджень, за рахунок резервування телекомунікаційних каналів та кільцевої структури мережі;
підтримання можливості як централізованого, так і локального управління всіма елементами мережі;
забезпечення відкритих і стандартизованих інтерфейсів, що надасть можливість взаємодії обладнання різних виробників;
забезпечення універсальності та модульності (універсальна платформа повинна мати модульну архітектуру, що буде дозволяти масштабувати її за необхідності і забезпечувати гнучкість ємності в рамках мережі);
забезпечення мультипротокольності;
забезпечення відповідності міжнародним стандартам.
2.5. Будівництво, реконструкція і технічне переоснащення телекомунікаційних мереж не мають призводити до зниження надійності та якості зв’язку.
2.6. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, зобов’язані створювати на своїх об’єктах системи збору та передачі інформації, що призначені для:
здійснення перспективного та оперативного планування;
виконання розрахунків планових режимів та їх оперативної корекції;
оперативно-диспетчерського контролю та управління режимом роботи енергосистеми, у тому числі автоматизованої системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОСП;
системної автоматики та релейного захисту;
складання оперативно-диспетчерської звітності;
виконання завдань організаційно-економічного управління.
2.7. До складу технічних засобів збору та передачі інформації мають, зокрема, входити:
вимірювальні перетворювачі електричних і неелектричних величин;
сигнальні та виконавчі пристрої;
апаратура та пристрої передачі телеінформації, у тому числі телевимірювань, телесигналізації, телеуправління, телерегулювання і протиаварійної автоматики;
сервери, що використовуються для збору, передачі інформації та її зберігання.
2.8. Канали зв’язку, які використовуються в системах збору та передачі інформації на всіх рівнях централізованого диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, утворюють відомчу телекомунікаційну мережу центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
2.9. У відомчу телекомунікаційну мережу входять магістральні кабельні та радіорелейні лінії, багатоканальні системи високочастотного зв’язку по фазних проводах і тросах ліній електропередачі, орендовані канали загальнодержавної та відомчих мереж зв’язку, місцеві провідні лінії та засоби радіозв’язку.
2.10. Визначення обсягів інформації, необхідних для управління енергетичними об’єктами і вибір технічних засобів передачі здійснюються ОСП з урахуванням:
значення енергооб’єкта в енергетичній системі;
обсягу автоматизації енергооб’єкта;
структури диспетчерського та виробничо-господарського управління.
2.11. Засоби зв’язку вибираються ОСП з урахуванням вимог від автоматизованих і автоматичних систем управління щодо забезпечення енергетичних об’єктів необхідними каналами телефонного зв’язку для потреб диспетчерського та виробничо-господарського управління, а також каналами телемеханіки, передачі даних, системної автоматики і релейного захисту.
Ці засоби зв’язку мають відповідати мінімальним вимогам до засобів технологічного та диспетчерського зв’язку на об’єктах ОЕС України, встановленим відповідними нормативно-технічними документами.
2.12. Для голосового зв’язку, у частині процесів експлуатації системи та контролю за нею, ОСП передбачається використання таких телекомунікаційних засобів:
звичайний голосовий зв’язок (у нормальних умовах експлуатації енергосистеми) - лінія спеціального призначення, відмінна від тієї, що використовується для обміну даними в реальному часі, та/або орендована телекомунікаційна лінія загального користування, та/або мобільний телефонний зв’язок;
екстрений голосовий зв’язок (експлуатація енергосистеми в аварійних умовах та/або в разі часткового чи повного порушення роботи енергосистеми) - лінія спеціального призначення лише для цих цілей, розташована в диспетчерському пункті та/або центрі аварійного управління, орендована лінія загального користування, спеціально призначена для цих цілей, та мобільний телефон спеціального призначення лише для цих цілей.
3. Вимоги до інтегрованої системи оперативно-диспетчерського управління та систем зв’язку з боку системи управління
3.1. ОСП повинен мати інтегровану автоматизовану систему диспетчерського управління (АСДУ), що забезпечує збір, передачу, обробку і відображення оперативної інформації про стан електричної мережі і поточний режим енергосистеми та її частин, дистанційне управління обладнанням енергооб’єктів, а також оптимізацію режимів та можливість обміну інформацією з іншими інформаційними системами.
3.2. До складу програмно-технічних засобів інтегрованої АСДУ повинні входити такі підсистеми:
комплекс дистанційного управління та збору даних (за міжнародною термінологією - SCADA);
підсистема автоматичного регулювання частоти та потужності;
комплекс контролю та оптимізації електричних режимів;
комплекс диспетчерського тренажеру;
комплекс формування графіків ремонту устаткування та погоджувальних процедур.
3.3. ОСП повинен мати систему високошвидкісних синхронізованих вимірювань, що забезпечує синхронізовані за часом вимірювання параметрів, які характеризують режим роботи енергосистеми в різних її точках з високою дискретністю і дозволяють ОСП:
спостерігати перехідні процеси в енергосистемі;
оцінювати поточні режими роботи всієї енергосистеми;
ефективно аналізувати причини і наслідки технологічних порушень і системних аварій;
перевірити і уточнити динамічну модель енергосистеми;
більш точно налаштувати автоматику захисту.
3.4. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні забезпечити виконання вимог, які встановлює до систем зв’язку інтегрована АСДУ, а саме:
забезпечення високої надійності мережі передачі даних;
забезпечення високої пропускної здатності;
організація корпоративної цифрової системи зв’язку;
забезпечення інтегрованого використання високошвидкісних каналів для передачі мови, телеінформації, даних обліку електричної енергії та комерційної інформації, оперативно-технологічної інформації АСДУ ОСП.
3.5. Висока надійність мережі передачі даних системами зв’язку має відповідати таким вимогам:
забезпечення коефіцієнта готовності та часу відновлення роботоздатності мережі згідно з нормами, встановленими відповідними нормативними документами;
забезпечення усталеної роботи мережі в разі виникнення збоїв за рахунок резервування каналів зв’язку;
дублювання основного устаткування тощо.
3.6. Забезпечення високої пропускної здатності систем зв’язку має здійснюватися за рахунок:
використання сучасних комунікаційних технологій;
оренди міжміських цифрових каналів зв’язку;
організації оптоволоконного зв’язку між ОСП та Користувачами з однієї сторони, та міжміськими телефонними станціями - з іншої;
виділених телефонних каналів для передачі даних між енергооб’єктами шляхом модернізації існуючих високочастотних каналів по лініях електропередачі, радіоканалах, транкінговій радіомережі та відомчих оптоволоконних каналах зв’язку тощо.
3.7. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, зобов’язані будувати організацію корпоративної цифрової системи зв’язку, яка має забезпечувати:
передачу даних у пакетному режимі;
організацію телефонного та факсимільного зв’язку;
організацію каналів передачі телемеханічної інформації;
одночасну передачу даних і голосу;
вірогідність і цілісність переданої інформації;
можливість транспортування даних з гарантованою якістю передачі;
взаємодію з регіональними мережами суб’єктів ринку електричної енергії;
механізми, які забезпечують пріоритетність трафіку, що гарантує припустимі величини затримки для критичного трафіку;
наявність механізмів мережної безпеки.
4. Відповідальність за функціонування системи інформаційно-технологічного управління
4.1. ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, задіяні в диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні ОЕС України в реальному часі, є власниками комунікаційної інфраструктури, що використовується для цих потреб, і несуть відповідальність за експлуатацію, технічне обслуговування та модернізацію її засобів.
У разі технічного обслуговування та/або модернізації цих засобів ступінь їх загального резервування та надійності не повинен зменшуватися.
4.2. Користувачі системи передачі/розподілу, які прийняли на баланс програмно-технічні комплекси та засоби зв’язку і передачі даних, що входять до складу інформаційно-технологічної системи управління ОЕС України, або ті, що забезпечують її функціонування, несуть адміністративну або матеріальну відповідальність згідно із законодавством України та Правилами ринку за збиток, заподіяний іншому учаснику ринку електричної енергії через неправильне функціонування цієї системи, якщо збій у роботі інформаційно-технологічної системи виник з їх вини.
5. Основні вимоги до організації систем збору і передачі інформації для диспетчерських пунктів ОСП
5.1. ОСП і Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, зобов’язані створювати на своїх об’єктах системи збору та передачі інформації, що призначені для:
виконання розрахунків планових режимів та їх оперативної корекції;
оперативно-диспетчерського контролю та управління режимом роботи енергосистеми, у тому числі автоматизованої системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОСП;
системної автоматики та релейного захисту;
складання оперативно-диспетчерської звітності;
виконання завдань організаційно-економічного управління.
5.2. До складу технічних засобів збору та передачі інформації мають входити, зокрема:
вимірювальні перетворювачі електричних і неелектричних величин;
сигнальні та виконавчі пристрої;
апаратура та пристрої передачі телеінформації, у тому числі телевимірювань, телесигналізації, телеуправління, телерегулювання і протиаварійної автоматики;
сервери, що використовуються для збору, передачі інформації та її зберігання.
5.3. Інформаційний обмін з пунктами управління повинен здійснюватися згідно з вимогами та протоколами відповідних нормативно-технічних документів - стандартів ІЕС.
5.4. ОСП повинен створювати на своєму центральному диспетчерському пункті та диспетчерських пунктах своїх підрозділів системи збору та передачі інформації на основі вимог, установлених відповідними нормативно-технічними документами, виходячи із прийнятого на даний період складу завдань АСДУ енергосистемою і функцій диспетчерського управління з урахуванням рівня розвитку засобів збору та передачі інформації та комплексів технічних засобів АСДУ.
5.5. Системи збору та передачі телеметричної інформації мають відповідати таким вимогам:
клас точності багатофункціональних перетворювачів, які використовуються у тракті телеметричної інформації, сумарний час на вимірювання та передачу телеметричної інформації з об’єкта на диспетчерський пункт, а також ймовірність появи похибки телеметричної інформації мають відповідати нормам і вимогам, установленим чинними нормативними документами з питань загальних технічних умов для комплексів та пристроїв телемеханіки;
передавання телеметричної інформації має виконуватись з використанням пакетних протоколів передачі даних;
усі телевимірювання та телесигнали мають передаватися з позначками часу.
5.6. З об’єктів безпосереднього оперативного управління диспетчера ОСП або диспетчерів його регіональних електроенергетичних систем телеметрична інформація може передаватися одночасно у двох напрямках з використанням одного передавального комплекту телемеханіки.
5.7. Для ретрансляції телеметричної інформації з диспетчерського пункту нижчого рівня на диспетчерський пункт вищого рівня, а також у зворотному напрямку та між диспетчерськими пунктами одного рівня, якщо це доцільно з техніко-економічних обґрунтувань, необхідно застосовувати пристрої телемеханіки для кожного рівня.
Число пунктів ретрансляції телеметричної інформації, як правило, має бути не більше одного.
5.8. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні передбачати на своїх диспетчерських пунктах управління автоматичне введення в оперативно-інформаційні комплекси телеметричної інформації від пристроїв телемеханіки та виведення інформації з оперативно-інформаційних комплексів на пристрої відображення, а також установлювати систему гарантованого електроживлення пристроїв телемеханіки та зв’язку.
5.9. Передавання потоків телеметричної інформації здійснюється двома незалежними каналами зв’язку (основним та резервним).
Пункт 5.9 глави 5 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021
5.10. Телеметрична інформація для АСДУ визначається ОСП в обсязі, необхідному для виконання таких комплексів завдань:
перспективного та оперативного планування режимів роботи енергосистеми;
оперативно-диспетчерського контролю та управління з можливістю оперативної корекції сталого режиму;
автоматичного регулювання частоти, потужності та напруги у вузлах енергосистеми;
обліку електричної енергії та аналізу роботи енергосистеми.
5.11. Визначення обсягів інформації, необхідних для управління енергетичними об’єктами, і вибір технічних засобів передачі здійснюються ОСП з урахуванням:
значення енергооб’єкта в енергетичній системі;
обсягу автоматизації енергооб’єкта;
структури диспетчерського та виробничо-господарського управління;
вимог з боку автоматизованих і автоматичних систем управління.
5.12. Кожен Користувач, а також постачальник послуг з балансування та допоміжних послуг повинен погоджувати з ОСП склад та обсяг телеметричної інформації для АСДУ.
5.13. Передавання телеметричної інформації на диспетчерські пункти ОСП здійснюється за допомогою комплексних пристроїв телемеханіки з можливістю подання інформації як безпосередньо від пристроїв телемеханіки, так і від комплексу технічних засобів АСДУ, що перебувають на диспетчерському пункті.
5.14. Для оперативно-диспетчерського контролю та управління режимом роботи енергосистеми передбачається телесигналізація та телевимірювання, які передаються, як правило, шляхом ретрансляції з диспетчерських пунктів ОСП, а також безпосередньо з об’єктів, що перебувають в оперативному управлінні диспетчера ОСП.
5.15. З енергетичного об’єкта, на якому організовується центр протиаварійного управління, за необхідності передбачається ретрансляція телеінформації на диспетчерський пункт ОСП для оперативно-диспетчерського контролю та управління, а також - створення координуючих систем протиаварійної автоматики.
6. Організація обміну інформацією
6.1. Загальні вимоги до обміну інформацією
6.1.1. ОСП повинен збирати таку інформацію по своїй області спостереження і обмінюватися цими даними з усіма іншими ОСП своєї синхронної області тою мірою, яка необхідна для проведення оперативного аналізу операційної безпеки відповідно до вимог глави 6 розділу VI цього Кодексу, а саме:
генерація;
споживання;
графіки;
балансова позиція;
планові ремонти та топологія підстанцій;
прогнози.
6.1.2. ОСП має представляти інформацію, що визначена в підпункті 6.1.1 цього пункту, у вигляді потужності споживання і генерації в кожному вузлі індивідуальної моделі мережі, яка готується ним відповідно до вимог пунктів 6.2-6.9 глави 6 розділу VI цього Кодексу.
6.1.3. ОСП спільно з ОСР та Користувачами, обладнання яких знаходиться в його оперативному підпорядкуванні, визначає сфери застосування і обсяги обміну даними на основі таких категорій:
структурні дані;
дані складання графіків і прогнози;
дані у режимі реального часу;
Абзац четвертий підпункту 6.1.3 пункту 6.1 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
характеристики та параметри відповідно до підпунктів 6.3.7, 6.4.5-6.4.8 цієї глави.
6.1.4. ОСП забезпечує розроблення інструкцій, згідно з якими визначається формат (макет), обсяг і зміст інформації з урахуванням використання цієї інформації для кожної з операцій, визначених у пункті 5.1 цього розділу.
6.1.5. ОСП організовує міжрівневий обмін інформацією за допомогою систем збору та передачі даних, побудованих на базі відкритих промислових стандартів і протоколів, що забезпечують:
безпосередній обмін даними між програмами або обмін через буферні бази даних, або через електронну пошту;
можливість негайного або відстроченого (до заданого моменту часу або до певної події) контролю прийнятих даних, підготовки та автоматичної передачі діагностичних повідомлень про виявлені помилки на адресу відправника;
перетворення прийнятих даних у формат зберігання (якщо необхідність перетворення формату визначена в описі інформаційного потоку), а також запис у базу даних;
вибірку даних із бази даних, перетворення даних з формату зберігання у формат передачі (якщо необхідність перетворення оголошена в описі потоку) і організація передачі даних у режимі автоматичного розсилання заданому адресатові або на запит з боку одержувача переданих даних.
6.1.6. Обмін даними оперативного контролю в реальному часі здійснюється з високим пріоритетом і повним резервуванням, з використанням резервованих високонадійних ліній спеціального призначення (це може бути лінія, яка належить енергетичній компанії або відомча телекомунікаційна мережа) між усіма точками обміну даними, з пріоритетом використання більш швидкісних ліній.
6.1.7. Обмін даними оперативного планування щодо графіків і прогнозу мережевих обмежень здійснюється з середнім пріоритетом і повним резервуванням, з використанням лінії спеціального призначення з нижчим пріоритетом або як резервні варіанти з використанням електронної пошти та вебсайту.
6.1.8. Обмін іншими даними оперативного планування здійснюється з середнім пріоритетом і повним резервуванням, з використанням електронної пошти та/або вебсайту, а також лінії спеціального призначення з нижчим пріоритетом у разі недоступності електронної пошти та за умови, що вимоги до обміну даними, зазначені в пунктах 6.3 та 6.4 цієї глави, дозволятимуть використання лінії спеціального призначення для цих цілей.
6.1.9. Обмін загальними даними здійснюється з низьким пріоритетом і без резервування, з використанням електронної пошти, факсу, звичайної пошти тощо.
6.1.10. ОСП та Користувачі під час передавання та зберігання даних мають дотримуватися вимог інформаційної безпеки, які передбачають:
конфіденційність - інформація захищається від несанкціонованого доступу;
контроль доступу - інформація доступна тільки для того, кому вона призначена;
аутентифікацію - можливість однозначно ідентифікувати автора документа;
цілісність - інформація захищається від несанкціонованої модифікації;
невідречення - відправник (автор) документа не має права відмовлятися від виконаної дії.
6.1.11. Інформаційна безпека передачі та зберігання даних забезпечується підсистемою криптографічного захисту даних шляхом використання електронних цифрових підписів, сертифікатів, паролів доступу, відкритих і закритих ключів доступу тощо.
6.2. Обмін інформацією між ОСП синхронної області
6.2.1. ОСП повинен обмінюватися структурною інформацією стосовно своєї області спостереження, включаючи, зокрема:
регулярну топологію підстанцій та інші відповідні дані за рівнями напруги;
технічні дані по лініях електропередачі;
технічні дані трансформаторів, до яких приєднані ОСР або значні Користувачі, які є об'єктами енергоспоживання, а також блочних трансформаторів генераторів значних Користувачів, які є генеруючими об’єктами;
Абзац четвертий підпункту 6.2.1 пункту 6.2 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 68 від 17.01.2023
максимальна і мінімальна активна й реактивна потужність значних Користувачів, які є генеруючими одиницями;
технічні дані фазозсувних трансформаторів;
технічні дані систем ПСВН;
Абзац сьомий підпункту 6.2.1 пункту 6.2 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
технічні дані реакторів, конденсаторів і статичних компенсаторів реактивної потужності;
межі операційної безпеки.
6.2.2. ОСП повинен обмінюватися уставками захисту ліній, включених до Переліків аварійних ситуацій суміжних ОСП, та ліній, включених до його Переліку аварійних ситуацій, для координації захисту суміжних систем передачі.
6.2.3. Для забезпечення скоординованого аналізу операційної безпеки та створення загальної моделі мережі у своїй області синхронізації ОСП повинен обмінюватися з іншими ОСП своєї синхронної області такими даними:
топологія передавальних мереж 220 кВ і вищої напруги у своїй області регулювання;
модель або еквівалент передавальної мережі з напругою нижче 220 кВ, яка чинить істотний вплив на його власну передавальну мережу;
температурні межі елементів передавальних систем;
прогнозовані дані щодо відпуску і відбори на кожній підстанції передавальних мереж для різних періодів часу.
Абзац п'ятий підпункту 6.2.3 пункту 6.2 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.2.4. Для скоординованої оцінки динамічної стійкості ОСП обмінюється з іншими ОСП своєї синхронної області такими даними:
- 1) стосовно значних Користувачів, які є генеруючими одиницями, зокрема:
електричні параметри генераторів змінного струму, застосовні під час оцінки динамічної стійкості, включаючи повну інерцію;
моделі захисту;
генератори змінного струму та первинні двигуни;
опис підвищувальних трансформаторів;
мінімальна і максимальна реактивна потужність;
напруги і моделі регулятора частоти обертання;
первинні двигуни і моделі системи збудження;
2) щодо типів регулювання і діапазонів регулювання напруги перемикачів відгалужень, включаючи опис таких перемикачів;
Підпункт 2 підпункту 6.2.4 пункту 6.2 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
- 3) щодо систем ПСВН та FACTS пристроїв - динамічні моделі пристрою і пов’язане з ним регулювання.
6.2.5. Для моніторингу та визначення станів системи передачі ОСП повинен організувати з іншими ОСП своєї синхронної області обмін даними щодо режимів роботи їх систем передачі з використанням ІТ-систем для обміну даними в режимі реального часу на загальноєвропейському рівні, як це передбачено для ENTSO-E:
частота;
похибка регулювання для відновлення частоти;
виміряні значення обміну активною потужністю між областями РЧП;
Абзац п’ятий підпункту 6.2.5 пункту 6.2 глави 6 розділу Х із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
режим системи передачі відповідно до вимог глави 2 розділу V цього Кодексу;
уставка регулятора відновлення частоти;
взаємообмін електричною енергією віртуальними з’єднувальними лініями;
Абзац восьмий підпункту 6.2.5 пункту 6.2 глави 6 розділу Х в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
6.2.6. ОСП повинен обмінюватися з ОСП своєї синхронної області за допомогою SCADA такими даними щодо їх системи передачі в режимі реального часу:
фактична топологія підстанцій;
активна і реактивна потужність через комірку лінії, включаючи передавальні, розподільні і лінії, що приєднують значного Користувача;
активна і реактивна потужність у комірці трансформатора, включаючи передавальні, розподільні трансформатори, а також ті, що приєднують значних Користувачів;
активна і реактивна потужність через комірку генеруючого об’єкта;
регулювальні положення трансформаторів, включаючи фазозсувні трансформатори;
виміряні або оцінені значення напруги на системах шин;
реактивна потужність через комірки реакторів і конденсаторів або від статичних компенсаторів реактивної потужності;
обмеження можливостей з вироблення активної та реактивної потужності для області спостереження.
6.2.7. Кожний ОСП має право запитувати іншого ОСП своєї області спостереження та повинен надавати на запит іншого ОСП його області спостереження зрізи стану розрахункових даних в області регулювання такого ОСП, якщо це необхідно для виконання аналізу операційної безпеки.
Пункт 6.2 глави 6 розділу X доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.3. Обмін інформацією між ОСП та ОСР
6.3.1. ОСП повинен визначити область спостереження приєднаних до системи передачі систем розподілу для точного та ефективного визначення режимів системи передачі на основі методології координації аналізу операційної безпеки.
Підпункт 6.3.1 пункту 6.3 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.3.2. У тих випадках, коли система розподілу не має безпосереднього приєднання до системи передачі, але її електричний вплив вважається суттєвим з точки зору належного представлення поведінки системи передачі, така система розподілу повинна бути визначена ОСП як частина області спостереження.
Підпункт 6.3.2 пункту 6.3 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.3.3. Кожний ОСР повинен надавати ОСП структурну інформацію, пов’язану з областю спостереження, зокрема, по:
підстанціях за напругою;
лініях приєднання підстанцій за напругою;
трансформаторах на підстанціях за напругою;
значних Користувачах;
реакторах і конденсаторах, приєднаних до підстанцій, за напругою;
генеруючих одиницях із встановленою потужністю 1 МВт та більше.
Підпункт 6.3.3 пункту 6.3 глави 6 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
Кожен ОСР повинен надавати ОСП інформацію щодо підписання (розірвання) договорів про приєднання генеруючих одиниць типу В, С, D до електричних мереж ОСР не пізніше 5 робочих днів з моменту вчинення їх реєстрації.
Підпункт 6.3.3 пункту 6.3 глави 6 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
6.3.4. Перелік технічних параметрів та характеристик, а також форми надання інформації для ОСР оприлюднюються на власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет.
6.3.5. Кожний ОСР, приєднаний до системи передачі повинен надавати ОСП оновлену структурну інформацію, пов'язану з областю спостереження, відповідно до підпункту 6.3.3 цього пункту - періодично, принаймні кожні півроку.
Підпункт 6.3.5 пункту 6.3 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.3.6. Кожний ОСР повинен щорічно надавати ОСП, з розподілом за джерелами первинної енергії, сумарну генеруючу потужність усіх генеруючих одиниць типу A, які виконують вимоги глави 2 розділу III цього Кодексу, і найкращу оцінку генеруючих одиниць типу A, які не виконують вимоги глави 2 розділу III цього Кодексу, і приєднані до його розподільної мережі разом з відповідною інформацією щодо їхньої частотної характеристики.
Підпункт 6.3.6 пункту 6.3 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
6.3.7. Кожний ОСР повинен у режимі реального часу надавати ОСП інформацію, пов'язану з областю спостереження, включно з таким:
фактична топологія підстанції;
активна та реактивна потужність через комірку лінії;
активна та реактивна потужність через комірку трансформатора;
відпуск активної та реактивної потужності через комірку генеруючого об'єкта;
положення відгалужень трансформаторів, приєднаних до мережі системи передачі;
напруги на системах шин;
реактивна потужність через комірки реакторів і конденсаторів;
сукупне виробництво в області ОСР, яка є частиною області спостереження, з розподілом за джерелами первинної енергії (для генеруючих одиниць типу A та B);
виробництво в області ОСР, яка є частиною області спостереження, з розподілом за джерелами первинної енергії по кожній генеруючій одиниці типу C та D;
сукупне споживання в області ОСР, яка є частиною області спостереження.
Підпункт 6.3.7 пункту 6.3 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.4. Обмін інформацією між ОСП, власниками міждержавних ліній електропередачі, систем ПСВН, генеруючих одиниць типу B, C і D та УЗЕ типу A2, B, C і D
Назва пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.4.1. Кожний Користувач, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючі одиниці типу D, повинен надавати ОСП, зокрема, такі дані:
загальні дані генеруючої одиниці, включаючи встановлену потужність і джерело первинної енергії;
дані про турбіну і генеруючий об’єкт, включаючи час для пуску з холодного і гарячого станів;
дані для розрахунків струмів короткого замикання;
дані про трансформатори генеруючих об’єктів;
дані про РПЧ для генеруючих об’єктів, що пропонують або надають цю послугу;
Абзац шостий підпункту 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
дані про РВЧ для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;
Абзац сьомий підпункту 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
дані про РЗ для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;
Абзац восьмий підпункту 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
дані, необхідні для відновлення системи передачі;
Абзац дев'ятий підпункту 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
дані і моделі, необхідні для виконання динамічного моделювання;
дані про захист;
дані про можливість регулювання напруги та реактивної потужності;
Абзац дванадцятий підпункту 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
дані щодо вартості коригувальних дій, якщо такі передбачені цим Кодексом.
Підпункт 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.4.2. Кожний Користувач, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючі одиниці типу B і С, повинен надавати ОСП, зокрема, такі дані:
загальні дані генеруючої одиниці, включаючи встановлену потужність і джерело первинної енергії;
дані для розрахунків струмів короткого замикання;
дані про РПЧ для генеруючих об’єктів, що пропонують або надають цю послугу;
Абзац четвертий підпункту 6.4.2 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
дані про РВЧ для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;
Абзац п'ятий підпункту 6.4.2 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
дані про РЗ для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;
Абзац шостий підпункту 6.4.2 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
дані про захист;
можливості щодо регулювання напруги та реактивної потужності;
дані, необхідні для виконання оцінки динамічної стійкості згідно з положеннями пункту 13.2 глави 13 розділу V цього Кодексу;
дані щодо вартості коригувальних дій, якщо такі передбачені цим Кодексом.
Підпункт 6.4.2 пункту 6.4 глави 6 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.4.3. Кожний власник з’єднувача або системи ПСВН повинен надавати ОСП, зокрема, такі дані:
паспортні дані установки;
дані про трансформатори;
дані про фільтри і блоки фільтрів;
дані про компенсацію реактивної енергії;
можливості щодо регулювання активної потужності;
можливості щодо регулювання напруги та реактивної потужності;
встановлення пріоритетів робочого режиму - активного чи реактивного, якщо воно передбачене;
можливості з підтримання частотної характеристики;
динамічні моделі для динамічного моделювання;
дані про захист;
можливості з проходження КЗ без від’єднання від мережі.
6.4.4. Кожний користувач, який є власником УЗЕ типу А2, B, C і D, повинен надавати ОСП:
загальні дані УЗЕ, включаючи встановлену потужність відпуску та відбору електроенергії;
дані для розрахунків струмів КЗ;
дані про трансформатори УЗЕ;
дані про РПЧ для УЗЕ, які пропонують або надають цю послугу;
Абзац п'ятий підпункту 6.4.4 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
дані про РВЧ для одиниць УЗЕ, які беруть участь у наданні цієї послуги;
Абзац шостий підпункту 6.4.4 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
дані, необхідні для відновлення системи передачі;
дані та моделі, необхідні для виконання динамічного моделювання;
дані про захист;
дані про можливість регулювання напруги та реактивної потужності.
Пункт 6.4 глави 6 розділу X доповнено новим підпунктом 6.4.4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
6.4.5. Перелік технічних параметрів та характеристик та форми надання інформації для власників міждержавних ліній електропередачі, систем ПСВН та генеруючих одиниць, безпосередньо приєднаних до системи передачі, публікуються на власному офіційному вебсайті ОСП.
Підпункт 6.4.5 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
6.4.6. Кожний Користувач, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючі одиниці типу B, C і D, повідомляє ОСП такі дані:
фактичні дані за попередню добу щодо наявної енергогенеруючої потужності, обсягів виробництва електричної енергії та потужності і надання допоміжних послуг;
вироблення активної потужності та обсяги резервів активної потужності, а також готовність на добу наперед та у поточній добі;
про свої планові відключення або обмеження вироблення активної потужності;
прогнозовані обмеження можливостей з регулювання реактивної потужності.
6.4.7. Кожний оператор систем ПСВН повідомляє ОСП такі дані:
фактичні дані за попередню добу щодо наявної пропускної потужності, обсягів перетікання електричної енергії;
графік перетікання активної потужності та готовність на добу наперед та у поточній добі;
про свої планові відключення або обмеження активної потужності;
прогнозовані обмеження можливостей з регулювання реактивної потужності.
6.4.8. Кожний користувач системи передачі/розподілу, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючі одиниці типу B, C і D та УЗЕ типу А2, B, C і D, повинен надавати ОСП у реальному часі принаймні таку інформацію про:
положення вимикачів у точці приєднання або в іншому вузлі, погодженому з ОСП;
активну й реактивну потужність у точці приєднання або в іншому вузлі, погодженому з ОСП;
у разі генеруючого об’єкта або УЗЕ зі споживанням, відмінним від споживання на власні потреби, сальдо активної та реактивної потужності;
телесигнали та телевиміри згідно з вимогами додатка 8 до цього Кодексу.
Підпункт 6.4.8 пункту 6.4 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
6.4.9. Кожний власник систем ПСВН або власник міждержавних ліній електропередачі повинен надавати ОСП принаймні такі дані в режимі реального часу відносно точки приєднання до системи передачі:
Абзац перший підпункту 6.4.9 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
положення вимикачів;
оперативний статус;
активна і реактивна потужність.
6.4.10. Кожний користувач, який є власником УЗЕ типу А2, B, C і D, повідомляє ОСП про:
фактичні дані за попередню добу щодо наявної потужності, обсягів відпуску і споживання електричної енергії та потужності і надання допоміжних послуг;
обсяги відпуску та споживання активної потужності та обсяги резервів активної потужності, а також про готовність на добу наперед та у поточній добі;
планові відключення або обмеження відпуску і споживання активної потужності;
прогнозовані обмеження можливостей з регулювання реактивної потужності.
Пункт 6.4 глави 6 розділу X доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
6.4.11. ОСП має право запросити у власника генеруючого об'єкта, генеруюча одиниця якого приєднана до системи передачі, додаткову відповідну інформацію, у разі необхідності, для аналізу операційної безпеки.
Пункт 6.4 глави 6 розділу X доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.4.12. Кожний власник міждержавних ліній електропередачі змінного струму повинен надати ОСП, принаймні, такі дані:
паспортні дані установки;
інформацію про електричні параметри лінії;
дані про захисти;
дані про свої планові відключення або обмеження.
Пункт 6.4 глави 6 розділу X доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.5. Обмін інформацією між ОСП та об’єктами енергоспоживання
6.5.1. Власники об’єктів енергоспоживання, електроустановки яких приєднані до системи передачі, повинні надавати ОСП такі структурні дані:
електричні дані трансформаторів, приєднаних до передавальної мережі;
характеристики навантаження об’єкта енергоспоживання;
характеристики регулювання реактивної потужності.
6.5.2. Власники об’єктів енергоспоживання, електроустановки яких приєднані до системи передачі повинні надавати ОСП такі оперативні дані:
фактичні дані попереднього місяця щодо обсягів електричної енергії, активної та реактивної потужності в цілому та по кожній точці приєднання до електричної мережі;
графіки споживання активної та прогнози споживання реактивної електричної енергії на день наперед, включаючи будь-які зміни цих графіків або прогнозів;
прогнозовані обмеження можливостей з регулювання реактивної потужності;
у разі участі у регулюванні попиту графік мінімальних і максимальних потужностей, у діапазоні яких може здійснюватися регулювання споживання.
6.5.3. Власники об’єктів енергоспоживання, електроустановки яких приєднані до системи передачі повинні надавати ОСП по кожному об’єкту в режимі реального часу таку інформацію:
Абзац перший підпункту 6.5.3 пункту 6.5 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
активна й реактивна потужність у точці приєднання;
мінімальна і максимальна потужність, у діапазоні яких може здійснюватися регулювання споживання.
6.5.4. Кожний користувач системи розподілу, який безпосередньо бере участь у регулюванні споживання або агрегатор (для споживача, що входить до його агрегованої групи), повинен надавати ОСП у режимі реального часу такі дані графіків:
Абзац перший підпункту 6.5.4 пункту 6.5 глави 6 розділу Х в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
мінімальна і максимальна активна потужність, у діапазоні яких може здійснюватися регулювання споживання, а також максимальна і мінімальна тривалість будь-якого потенційного використання цієї потужності для регулювання споживання;
прогноз активної потужності без обмежень, доступної для будь-якого запланованого регулювання споживання та регулювання в реальному часі;
активна й реактивна потужність у реальному часі в точці приєднання, а також підтвердження того, що застосовуються оцінки фактичних значень регулювання споживання.
6.6. Обмін інформацією між ОСП та Користувачами з метою передачі даних щодо функціонування ринку електричної енергії на платформу прозорості ENTSO-E
6.6.1. Користувачі надають ОСП інформацію/дані щодо функціонування ринку електричної енергії, а ОСП упорядковує, агрегує отриману інформацію/дані та передає їх на платформу прозорості ENTSO-E відповідно до встановленого Регулятором порядку.
6.6.2. Дані/інформація передаються (оновлюються) ОСП у форматі, структурі, обсязі та з періодичністю, встановленими Інструкцією подання та публікації даних щодо функціонування ринку електричної енергії, що розробляється та затверджується ОСП і розміщується на його власному вебсайті в мережі Інтернет.
6.7. Обмін інформацією між ОСП та ENTSO-E з метою участі в ІТС механізмі
6.7.1. Відповідно до вимог Договору ІТС ОСП надає ENTSO-E інформацію, необхідну для участі в ІТС механізмі в обсязі, у порядку та на умовах, визначених Договором ІТС, зокрема:
річне вертикальне навантаження;
ціну технологічних витрат електричної енергії на її передачу електричними мережами, враховану Регулятором при встановленні тарифу на послуги з передачі електричної енергії;
інформацію щодо пропускної спроможності міждержавних перетинів, розподілену у спосіб інший, ніж визначено статтею 39 Закону України «Про ринок електричної енергії», та її використання;
погодинні значення фізичних перетоків електричної енергії по кожній міждержавній лінії електропередачі відповідно до вимог Договору ІТС, зокрема з країнами периметру, на основі даних комерційного обліку;
погодинні графіки експорту/імпорту електричної енергії по кожному міждержавному перетину з країнами периметру;
іншу інформацію/дані, запитувані відповідно до умов Договору ІТС.
У випадку отримання запиту щодо доповнення та/або уточнення наданих даних ОСП надає відповідні дані.
6.7.2. ОСП отримує від ENTSO-E інформацію щодо попередньої та остаточної суми внеску до фонду ІТС, а також щодо ставки плати за послуги з передачі електричної енергії до/з країн периметру (perimeter fee) (у євро/МВт·год) та доводить її до відома Регулятора у строк не пізніше 3 робочих днів з моменту отримання.
Главу 6 розділу X доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1305 від 11.10.2022
6.8. Кожний агрегатор повинен надавати ОСП дані:
про одиниці агрегації, включаючи сукупну встановлену потужність генеруючих одиниць, сукупну встановлену потужність відпуску та відбору УЗЕ та дозволену потужність споживання (загальні дані);
про РПЧ для одиниці агрегації, що пропонує або надає цю послугу;
про РВЧ для одиниці агрегації, що пропонує або надає цю послугу;
про РЗ для одиниці агрегації, що пропонує або надає цю послугу;
щодо можливості регулювання напруги та реактивної потужності одиницею агрегації;
необхідні для відновлення системи передачі;
про планові відключення або обмеження відпуску і споживання активної потужності;
про прогнозовані обмеження можливостей з регулювання реактивної потужності.
Главу 6 розділу X доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
6.9. Обмін інформацією між ОСП та ENTSO-E з метою участі ОСП у процесі загальноєвропейської оцінки достатності ресурсів
6.9.1. Загальноєвропейська оцінка достатності ресурсів має на меті виявлення проблем достатності ресурсів шляхом проведення загальної оцінки достатності ресурсів в енергосистемі для задоволення поточних і прогнозованих потреб в електричній енергії на загальноєвропейському рівні, на рівні держав, ОСП яких є членами ENTSO-Е, а також на рівні окремих торгових зон, де це доцільно, і проводитися щороку для кожного року з 10 наступних років, починаючи від року початку такої оцінки.
6.9.2. ОСП повинен брати участь у консультаціях з ENTSO-Е, ОСП, який є членом ENTSO-Е, державами-членами і Секретаріатом Енергетичного Співтовариства перед початком проведення загальноєвропейської оцінки достатності ресурсів. ОСП повинен надавати ENTSO-Е дані, а також оприлюднювати власні прогнози для своєї області регулювання, які необхідні для проведення загальноєвропейської оцінки достатності ресурсів, у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.
6.9.3. ОСП має брати участь у консультаціях щодо отриманих результатів загальноєвропейської оцінки достатності ресурсів.
Главу 6 розділу X доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.10. Обмін інформацією між ОСП та РКЦ
6.10.1. ОСП у межах зобов’язань щодо співпраці з РКЦ, передбачених главою 11 розділу VI цього Кодексу, може взаємодіяти та надавати РКЦ інформацію для виконання таких завдань:
ідентифікація та оцінка ризиків;
забезпечення захисту та стійкості роботи системи;
розробка моделей кризового управління для попередження та припинення всіх видів небезпек;
оцінка узгодженості Планів захисту енергосистеми і Планів відновлення;
оцінка достатності ресурсів на регіональному рівні на короткострокову перспективу (зокрема, на сезонну та на період принаймні від доби наперед до тижня наперед) і розробки заходів із пом’якшення ризиків;
проведення аналізу роботи енергосистеми під час та після збурень і підготовки відповідних звітів;
визначення обсягів резервних потужностей;
сприяння регіональним закупівлям балансуючих потужностей;
розробляння сценаріїв регіональної енергетичної кризи.
6.10.2. ОСП може звертатися до РКЦ з питань:
оптимізації розрахунків з іншим ОСП;
визначення потреб ОСП у розвитку нових елементів системи передачі, потреб у модернізації наявних елементів системи передачі або їхніх альтернатив, які будуть представлені регіональним групам, та можуть бути включеними до Плану розвитку системи передачі на наступні 10 років;
отримання інформації, яка необхідна для виконання скоординованих дій та рекомендацій РКЦ;
моделювання та підготовки до кризових ситуацій;
отримання результатів регіональної оцінки достатності ресурсів разом із рекомендаціями РКЦ щодо пом’якшення ризиків недостатності ресурсів у регіоні;
виконання інших завдань, які не висвітлені у чинних нормативно-правових актах.
Главу 6 розділу X доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.11. Обмін інформацією між ОСП та Координаційною групою з безпеки постачання
6.11.1. ОСП має надавати інформацію за запитом Координаційної групи з безпеки постачання та враховувати рекомендації стосовно:
результатів, наведених у плані розвитку системи передачі на наступні 10 років;
результатів оцінки достатності ресурсів;
ефективності заходів, спрямованих на дотримання безпеки постачання електричної енергії, визначених з урахуванням критерію очікуваної недопоставленої електричної енергії (EENS) та критерію очікуваної втрати навантаження (LOLE);
результатів оцінки достатності ресурсів на сезонну перспективу;
методології проведення оцінки достатності ресурсів на короткострокову перспективу;
узгодженості планів готовності до ризиків в електроенергетиці;
інформації, що використовується для визначення сценаріїв національної кризи в електроенергетиці;
звіту про оцінку після закінчення енергетичної кризи;
методології визначення сценаріїв регіональної кризи в електроенергетиці.
Главу 6 розділу X доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6.11.2. ОСП спільно з Регулятором співпрацюють з ENTSO-E, Координаційною групою з безпеки постачання, Компетентними та регуляторними органами Договірних Сторін Енергетичного Співтовариства в межах підготовки сценаріїв регіональної кризи в електроенергетиці.
Главу 6 розділу X доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
7. Зв’язок під час роботи в реальному часі
7.1. Засоби зв’язку, які використовуються для диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України в реальному часі, обмежуються для загального використання й мають забезпечувати високу надійність і гарантовану пропускну спроможність з обов’язковим резервуванням каналів зв’язку.
Існуючі системи зв’язку загального використання можна використовувати для управління в реальному часі лише у разі, якщо жодні спеціалізовані засоби зв’язку не працюють.
7.2. ОСП несе відповідальність за розроблення та оновлення інструкцій щодо вимог до передачі оперативної інформації в реальному часі.
7.3. Для передачі даних у реальному часі мають використовуватися високошвидкісні магістралі з коефіцієнтом готовності для кожного напрямку передачі не меншим ніж 0,998.
7.4. Диспетчерські пункти мають бути обладнані спеціалізованим розподільним щитом диспетчерського зв’язку для голосового обміну даними під час управління в режимі реального часу.
7.5. Увесь голосовий зв’язок між оперативним персоналом ОСП та Користувачів має постійно записуватися з обох сторін.
Ці записи архівуються та зберігаються впродовж, як мінімум, 3 років.
7.6. Технічні вимоги до комунікаційної інфраструктури, яку використовують усі причетні сторони для потреб оперативно-технологічного управління в реальному часі, визначаються ОСП.
8. Вимоги до єдиної системи точного часу в ОЕС України
8.1. ОСП несе відповідальність за впровадження системи єдиного часу в роботі ОЕС України за рахунок установлення в усіх важливих точках енергосистеми автоматичних пристроїв реєстрації перехідних режимів, які мають можливість синхронізуватися між собою за сигналом точного часу.
8.2. ОСП зобов’язаний передавати синхронізуючий сигнал точного часу з АСДУ.
8.3. ОСП та Користувачі мають забезпечити у точках установки пристроїв реєстрації перехідних режимів підтримку точності часу в межах максимально допустимого відхилення, що встановлюється відповідними нормативними документами.
9. Порядок оброблення та зберігання даних
9.1. Оброблення даних включає процеси перевірки та звірки, а також їх реєстрацію, архівацію та зберігання.
9.2. Сторона, яка володіє даними або надає їх, зобов’язана виконувати перевірку та звірку даних перед поданням їх стороні, яка має одержувати або використовувати ці дані.
Успішно перевірені та звірені дані мають відповідним чином позначатися.
9.3. У разі незадовільної перевірки та/або звірки оброблення даних має бути призупинено до успішного проведення цих процедур.
9.4. У разі повторної незадовільної перевірки та/або звірки даних суб’єкт їх надання має припинити оброблення цих даних і звернутися за допомогою до ОСП.
9.5. Кожна сторона, яка володіє даними, надає та одержує дані, а також користується даними, має право реєструвати, зберігати та архівувати дані відповідно до власних процедур з урахуванням збереження конфіденційності даних.
10. Конфіденційність даних та поводження з конфіденційною інформацією
10.1. Конфіденційність даних забезпечується багаторівневою системою визначення конфіденційності даних чи документів.
Варіантами конфіденційності є:
для службового (внутрішнього) користування;
конфіденційно;
суворо конфіденційно.
10.2. Відсутність позначки конфіденційності означає, що відповідні дані чи документи є відкритими для доступу будь-якій стороні, включаючи громадськість.
10.3. Позначка конфіденційності «Для службового (внутрішнього) користування» означає, що відповідні дані чи документи є відкритими для доступу попередньо визначеній групі (визначеним особам).
10.4. Позначка конфіденційності «Конфіденційно» означає, що відповідні дані чи документи є відкритими для доступу лише сторонам обміну даними ОСП.
10.5. Позначка конфіденційності «Суворо конфіденційно» означає, що відповідні дані чи документи є відкритими для доступу лише визначеним сторонам обміну даними, тоді як ОСП може лише здійснювати моніторинг процесу обміну даними без перегляду їх змісту (наприклад, з використанням даних чи документів у зашифрованій формі).
10.6. Конфіденційна інформація включає:
усю інформацію, яка є комерційною за своєю природою та в разі її розкриття може впливати на ринкові умови;
усю інформацію з позначками «Для службового (внутрішнього) користування», «Конфіденційно» або «Суворо конфіденційно», за умови, що сторона, яка передає цю інформацію, може обґрунтовано пояснити в письмовій формі на запит іншої сторони причини, чому цю інформацію належить трактувати як конфіденційну.
10.7. Усі сторони, задіяні в наданні та обміні інформацією, організовують поводження з конфіденційною інформацією в такий спосіб, щоб мінімізувати ризики зловживання конфіденційною інформацією, несанкціонованого доступу до неї або її розкриття.
10.8. Конфіденційність не застосовується до даних:
широкого розповсюдження;
які вже є в законному володінні одержувача до моменту їх одержання від сторони, яка їх розкриває;
розкриття яких вимагається від одержувача за будь-яким законом, розпорядженням суду або наказом органів влади.
10.9. Правила конфіденційності не можуть обмежувати зобов’язання чи впливати на зобов’язання будь-якої задіяної сторони щодо надання інформації відповідно до законодавства України та інших нормативно-правових актів судовим органам, центральним органам виконавчої влади та Регулятору.
10.10. Кожна сторона може вільно користуватися своєю власною інформацією для будь-яких цілей без обмежень до моменту, поки вона не включатиме даних, одержаних від інших сторін.
10.11. Лише уповноважені сторони, які мають допуск до відповідної конфіденційної інформації, можуть користуватися цією інформацією для своїх оперативних ділових цілей, якщо не передбачено інше, або в разі запиту від уповноважених органів виконавчої влади згідно з національним чи міжнародним законодавством.
Така конфіденційна інформація розкривається лише їхнім керівникам та співробітникам, які мають допуск до конфіденційної інформації.
10.12. Конфіденційна інформація не розкривається сторонами в будь-який спосіб, мірі чи формі, повністю або частково, крім випадків, коли задіяні сторони домовились про інші умови шляхом укладення / приєднання до двосторонніх чи багатосторонніх договорів.
Пункт 10.12 глави 10 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024
10.13. Сторона має надіслати повідомлення надавачу конфіденційної інформації та/або її власнику якщо ця сторона зобов'язана розкрити таку конфіденційну інформацію відповідно до вимог чинного законодавства України.
Сторони домовляються щодо змісту й обсягу конфіденційної інформації, що має розголошуватися відповідно до чинного законодавства, а також про те, що розкриття конфіденційної інформації здійснюватиметься в належний спосіб.
10.14. Якщо сторона користується даними від імені іншої сторони, то ці дані трактуються як індивідуальна інформація сторони, але вона залишається у володінні власника даних та/або надавача даних відповідно.
10.15. Кожна сторона може обробляти спільні дані для свого індивідуального користування.
Жодна зміна в даних не впливає на обмеження щодо використання цих даних.
10.16. ОСП чи будь-яка сторона, яка бере участь у процесі обміну даними та/або перебуває під впливом порушення конфіденційності даних чи інформації, може ставити питання про порушення конфіденційності даних чи інформації.
10.17. У разі порушення конфіденційності даних застосовуються правила щодо конфіденційності, викладені у відповідному договорі (ліцензії).
10.18. Сторона, яку не задовольняє розв’язання питання про порушення конфіденційності даних чи інформації відповідно до пункту 10.17 цієї глави, може звертатися з запитом щодо вирішення спірного питання до ОСП та Регулятора або вирішувати цю ситуацію в судовому порядку.
11. Вимоги з інформаційної безпеки
11.1. Інформаційна безпека має забезпечуватися відповідно до вимог відповідних міжнародних та національних стандартів у галузі інформаційної безпеки, у тому числі для систем управління процесами в індустрії енергетичних сервісних програм.
11.2. Критерії та порядок віднесення об’єктів енергетики до об’єктів критичної інфраструктури, загальні вимоги до їх кіберзахисту, у тому числі щодо застосування індикаторів кіберзагроз та вимоги до проведення незалежного аудиту інформаційної безпеки затверджуються Кабінетом Міністрів України.
11.3. Вимоги і порядок проведення незалежного аудиту інформаційної безпеки на об’єктах критичної інфраструктури встановлюється відповідними нормативно-правовими актами з аудиту інформаційної безпеки, що затверджуються Кабінетом Міністрів України.
Розроблення нормативно-правових актів з незалежного аудиту інформаційної безпеки на об’єктах критичної інфраструктури здійснюється на основі міжнародних стандартів, стандартів Європейського Союзу та НАТО з обов’язковим залученням представників основних суб’єктів національної системи кібербезпеки, наукових установ, незалежних аудиторів та експертів у сфері кібербезпеки.
11.4. Відповідальність за забезпечення кіберзахисту комунікаційних і технологічних систем об’єктів критичної інфраструктури, захисту технологічної інформації відповідно до вимог законодавства, за невідкладне інформування урядової команди реагування на комп’ютерні надзвичайні події України CERT-UA про інциденти кібербезпеки, за організацію проведення незалежного аудиту інформаційної безпеки на таких об’єктах покладається на власників та/або керівників підприємств, установ та організацій віднесених до об’єктів критичної інфраструктури.
11.5. Для запобігання несанкціонованому доступу до елементів системи передачі повинні використовуватися сучасні засоби мережевої безпеки та засоби антивірусного захисту.
Пункт 11.5 глави 11 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
11.6. ОСП розробляє вимоги з безпеки, які є обов’язковим до виконання для Користувачів.
XI. Надання послуг з передачі електричної енергії та з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління
1. Загальні умови надання послуг з передачі електричної енергії та з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління
1.1. Послуги з передачі електричної енергії та з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління надаються ОСП на недискримінаційних засадах відповідно до вимог, установлених законодавством та цим Кодексом.
1.2. Послуги з передачі електричної енергії та з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління надаються на договірних засадах на основі типових договорів згідно з порядком, визначеним цим Кодексом.
Типові форми договорів про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та про надання послуг з передачі електричної енергії наведені в додатках 5 та 6 до цього Кодексу відповідно.
Абзац другий пункту 1.2 глави 1 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
1.3. Доступ до системи передачі надається Користувачу лише на підставі укладеного договору про надання послуг з передачі електричної енергії.
Діяльність на ринку електричної енергії без укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у випадках, передбачених цим Кодексом, не допускається.
Пункт 1.3 глави 1 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
1.4. Ініціатором укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та договору про надання послуг з передачі електричної енергії може виступати будь-яка сторона.
Главу 1 розділу XI доповнено новим пунктом 1.4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
1.5. У разі введення надзвичайного стану відповідно до Закону України «Про правовий режим надзвичайного стану» підприємства, установи та організації електроенергетики, розташовані у місцевостях, де введено надзвичайний стан, зобов’язані виконувати розпорядження органів, які здійснюють заходи надзвичайного стану на відповідній території щодо енергопостачання споживачів, незалежно від умов укладених договорів.
1.6. Паспорт точки передачі, що оформляється між ОСП та виробником, має містити зокрема:
величини дозволеної (договірної) потужності відбору електричної енергії, зокрема на власні потреби, заряджання УЗЕ тощо;
величини дозволеної (договірної) потужності відпуску електричної енергії.
Величини дозволеної (договірної) потужності та відбору електричної енергії, зокрема на власні потреби, заряджання УЗЕ тощо визначається згідно із зазначеними в реалізованих технічних умовах на приєднання електроустановок виробника, призначених відповідно для виробництва та/або споживання електричної енергії, або (у разі відсутності такої потужності у реалізованих технічних умовах) – згідно з потужністю, що встановлюється на рівні потужності, призначеної для власних потреб генеруючих установок залежно від джерела енергії згідно з вимогами нормативно-технічних документів, але не більше 4 % для електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії з енергії сонця, та не більше 8 % для інших виробників електричної енергії від величини дозволеної (договірної) потужності відпуску електричної енергії.
Главу 1 розділу XI доповнено новим пунктом 1.6 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
2. Вимоги щодо якості надання послуг з передачі електричної енергії
2.1. ОСП дотримується затверджених Регулятором показників якості послуг, які характеризують рівень надійності передачі електричної енергії, комерційної якості надання послуг та якості електричної енергії.
2.2. Якість електричної енергії характеризується фізичними параметрами переданої Користувачам електричної енергії та їх відповідністю встановленим цим Кодексом показникам.
2.3. ОСП проводить моніторинг якості електричної енергії в мережах системи передачі, зокрема щодо вимірювання таких показників: частоти, напруги, небалансу напруги, напруги гармонік, флікерів, а також фіксації провалів напруги та перенапруги. Система моніторингу має бути побудована на основі даних, отриманих на регулярній (за допомогою стаціонарних засобів) або вибірковій (за допомогою переносних засобів) основі.
ОСП забезпечує на регулярній основі вимірювання показників якості електричної енергії на шинах підстанцій, від яких заживлені Користувачі. Вимірювання переносними приладами контролю показників якості електричної енергії проводяться у випадку звернення Користувача щодо необхідності їх проведення на межі балансової належності у разі її розміщення на об’єкті Користувача та наявності на ньому не гірших за класом точності вимірювальних трансформаторів, ніж зі сторони ОСП.
Дані вимірювання показників якості електричної енергії мають оброблятися, зберігатися ОСП протягом 5 років.
Главу 2 розділу XI доповнено новим пунктом 2.3 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
2.4. Відхилення значення основної частоти напруги електроживлення від номінальної напруги не повинно перевищувати ± 0,5 Гц протягом 99,5 % часу інтервалу в один тиждень і +2/-3 Гц - протягом 100 % часу інтервалом у 7 днів. Значення основної частоти напруги електроживлення, Гц, вимірюється в інтервалі часу 10 секунд згідно з ДСТУ IEC «61000-4-30».
Пункт 2.4 глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
2.5. Повільні зміни напруги на межі балансової належності мережі системи передачі та мереж систем розподілу або мереж споживачів, приєднаних до системи передачі (тривалістю більше хвилини), не повинні перевищувати 10 % від номінального або погодженого значення напруги протягом 100 % часу інтервалу в 7 днів. Значення напруги більші та менші номінального або погодженого значення напруги усереднюють в інтервалі 10 хвилин згідно з ДСТУ IEC «61000-4-30».
Пункт глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 68 від 17.01.2023
2.6. Показниками якості електричної енергії, що відносяться до коливань напруги є довгочасна доля флікера, усереднена в інтервалі часу 2 години, яка не повинна перевищувати 1 % протягом 95 % часу інтервалу в один тиждень.
2.7. Значення сумарних коефіцієнтів гармонічних складових напруги на межі балансової належності мережі системи передачі та мереж систем розподілу або мереж споживачів, приєднаних до системи передачі, усереднених в інтервалі часу 10 хвилин не повинні перевищувати 3,0 протягом 95 % часу інтервалу в 7 днів. Значення коефіцієнтів гармонічних складових напруги до 40 порядку не повинні перевищувати значень установлених у таблиці 33 протягом 95 % часу інтервалу в 7 днів. Вимірювання напруги гармонічних складових повинні проводитись згідно з вимогами ДСТУ IEC «61000-4-30».
Пункт 2.7 глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
Таблиця 33
Значення коефіцієнтів напруг окремих гармонічних складових до 40 порядку
Непарні гармоніки
Парні гармоніки
не кратні 3
кратні 3
5
5
3
3,0
2
1,9
7
4
9
1,3
4
1,0
11
3
15-39
0,5
6-40
0,5
13
2,5
17
1,5
19
1,3
23
0,9
25
0,9
25-37
0,5
Пункт глави 2 розділу XI 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
2.8. Показниками несиметрії трифазної системи напруг є коефіцієнти несиметрії напруг зворотної послідовності та нульової послідовності. Значення коефіцієнтів зворотної послідовності, які вимірюються згідно з пунктом 2.3 цієї глави, усереднених в інтервалі часу 10 хвилин, не повинні перевищувати 2% протягом 95% часу інтервалу в один тиждень. При оцінці коефіцієнтів зворотної послідовності повинні проводитись вимірювання згідно з вимогами ДСТУ IEC 61000-4-30.
Пункт глави 2 розділу XI 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
Пункт 2.9 глави 2 розділу XI виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023
2.9. ОСП щороку до 01 листопада розробляє та надає Регулятору Програму моніторингу якості електричної енергії в системі передачі на наступний рік, що містить, у тому числі:
кількість задіяних вимірювальних засобів (стаціонарних та портативних), їх назви та клас характеристики процесу вимірювання;
перелік обладнання та точок приєднання, на яких будуть встановлюватись (встановлені) вимірювальні засоби, та період часу, протягом якого буде проводитись вимірювання параметрів якості електричної енергії.
ОСП щороку до 01 березня надає Регулятору та публікує на власному вебсайті звіт за результатами проведення моніторингу якості електричної енергії в системі передачі за попередній рік.
Абзац четвертий пункту глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
2.10. ОСП здійснює автоматичну реєстрацію перерв у передачі електричної енергії засобами реєстрації аварійних подій, приладами релейного захисту з функцією автоматичної реєстрації параметру, а також пристроями телемеханіки або іншими засобами реєстрації перерв в електропостачанні. Даними технічними засобами забезпечується фіксація даних щодо часу і тривалості перерв у передачі електричної енергії (знеструмлення) електроустановок Користувачів, що пов’язані з відмовами у роботі системи передачі та відновлення її роботи, та передача даних до ОСП.
2.11. Надійність (безперервність) передачі електричної енергії характеризується кількістю, тривалістю перерв у передачі електричної енергії та обсягом недовідпущеної електричної енергії. Показники надійності (безперервності) передачі електричної енергії визначаються Регулятором.
2.12. Комерційна якість надання послуг характеризує якість взаємовідносин ОСП із Користувачами, зокрема дотримання встановлених цим Кодексом та іншим законодавством строків надання послуг та виконання робіт щодо:
надання доступу до системи передачі;
відновлення електроживлення споживача;
розгляду звернень Користувачів тощо.
2.13. ОСП надає споживачам компенсації за недотримання показників якості надання послуг у розмірі та порядку, встановленому Регулятором
2.14. ОСП та Користувачі зобов’язані дотримуватися вимог нормативно-правових актів, нормативно-технічних документів, стандартів операційної безпеки, а також умов укладених договорів з питань:
операційної безпеки;
Абзац другий пункту глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
безпеки постачання електричної енергії;
технічної експлуатації електричних станцій і мереж, енергетичного обладнання і мереж електроенергетичних підприємств та споживачів, виготовлення, монтажу, налагодження та випробування енергоустановок і мереж, виконання проєктних робіт на енергоустановках і мережах.
2.15. При нанесенні збитків Користувачу внаслідок недотримання ОСП показників якості послуг, визначених у пунктах 2.2 - 2.7 цієї глави та договором про надання послуг з передачі електричної енергії, Користувач має право на відшкодування збитків, а ОСП зобов’язаний здійснити таке відшкодування.
2.16. Відшкодування Користувачу за недотримання ОСП показників якості послуг, зазначених у пунктах 2.2-2.7 цієї глави, не здійснюється, якщо недотримання показників якості послуг відбулося з причин:
застосування заходів у разі виникнення та ліквідації наслідків надзвичайної ситуації в ОЕС України, оголошеної ОСП у порядку, визначеному цим Кодексом;
Абзац другий пункту глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
Абзац третій пункту глави 2 розділу XI виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
недотримання Користувачем вимог документів, зазначених у пункті 2.14 цієї глави.
2.17. Користувач здійснює відшкодування збитків ОСП, понесених ОСП через недотримання Користувачем вимог документів, зазначених у пункті 2.14 цієї глави.
2.18. ОСП на основі аналізу показників якості послуг з передачі електричної енергії та причин їх недотримання розробляє заходи, спрямовані на усунення та недопущення в майбутньому цих причин.
Абзац перший пункту глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
Абзац другий пункту глави 2 розділу XI виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
2.19. ОСП зобов’язаний:
оприлюднювати на власному вебсайті в мережі Інтернет інформацію щодо показників якості послуг з передачі електричної енергії та заходів, спрямованих на їх дотримання, порядку компенсації за недотримання цих показників якості та встановлення розміру компенсації;
щорічно до 01 квітня оприлюднювати на власному вебсайті в мережі Інтернет звіт щодо показників якості послуг з передачі електричної енергії;
Абзац третій пункту глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
зберігати інформацію, яка необхідна для аналізу показників якості послуг з передачі електричної енергії та причин їх недотримання.
3. Порядок припинення/обмеження передачі електричної енергії споживачам
3.1. Послуги з передачі електричної енергії надаються Користувачу безперервно, крім випадків, передбачених договором про надання послуг з передачі електричної енергії та цим Кодексом.
3.2. Випадки припинення передачі електричної енергії:
- 1) за заявою Користувача:
припинення (тимчасове або остаточне) експлуатації електроустановки;
продаж/передача прав власності/користування на об’єкт Користувача;
інші тимчасові причини припинення електропостачання (виконання будівельних, аварійно-відновлювальних робіт тощо);
- 2) за зверненням електропостачальника:
припинення електроживлення Користувача (споживача електричної енергії) у випадках, визначених Правилами роздрібного ринку;
- 3) за ініціативою ОСП:
закінчення терміну дії/розірвання договору про надання послуг з передачі електричної енергії;
несплата та/або неповна оплата послуг згідно з умовами договору про надання послуг з передачі електричної енергії та/або договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно- технологічного) управління;
Абзац третій підпункту 3 пункту 3.2 глави 3 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
виявлення несанкціонованого відбору електричної енергії Користувачем або втручання в роботу засобів обліку електричної енергії або елементів системи передачі;
наявність заборгованості за несанкціонований відбір електричної енергії;
несанкціоноване відновлення електроживлення Користувача (споживача електричної енергії);
невиконання вимог припису уповноваженого представника органу виконавчої влади, на який покладено відповідні обов’язки згідно із законодавством України, щодо усунення незадовільного технічного стану електроустановок Користувачів, який загрожує аварією, пожежею та/або створює загрозу життю обслуговуючого персоналу, населенню та навколишньому середовищу;
недопущення до електроустановок Користувача, пристроїв релейного захисту, автоматики та зв’язку, які забезпечують регулювання навантаження в енергосистемі, та/або розрахункових засобів обліку електричної енергії уповноважених посадових осіб органів виконавчої влади та/або ОСП, на яких покладено згідно з законодавством України та/або договором відповідні обов’язки;
проведення планових ремонтів електроустановок та електричних мереж системи передачі;
проведення системних випробувань;
- 4) за ініціативою Адміністратора комерційного обліку:
невиконання обґрунтованих вимог щодо приведення засобів розрахункового обліку в технічний стан відповідно до Кодексу комерційного обліку;
- 5) за форс-мажорних обставин, у тому числі:
застосування графіків та протиаварійних систем зниження електроспоживання з метою запобігання порушенням режиму роботи ОЕС України;
аварійні перерви електропостачання.
3.3. ОСП має надати попередження про обмеження/припинення передачі електричної енергії Користувачу після встановлення факту наявності підстав для вчинення вказаних дій не менше ніж за 5 робочих днів до запланованої дати обмеження/припинення передачі електричної енергії. При цьому в попередженні мають бути зазначені підстави, дата та орієнтовний час, з якого передачу електричної енергії буде припинено/обмежено.
Пункт 3.3 глави 3 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
3.4. ОСП має право припиняти/обмежувати передачу електричної енергії на час проведення планових ремонтів електроустановок та електричних мереж системи передачі та проведення системних випробувань, здійснивши відповідні погодження та попередження відповідно до вимог цього Кодексу.
Припинення/обмеження передачі електричної енергії за заявою Користувача здійснюється у такому порядку. У разі остаточного припинення експлуатації електроустановки та/або продажу/передачі прав власності/користування на електроустановку (об’єкт) Користувач зобов’язаний повідомити про це ОСП за 20 робочих днів до дати настання зазначеної події та остаточно розрахуватись з ним за договором про надання послуг з передачі електричної енергії.
За наявності технічної можливості ОСП зобов’язаний припинити/обмежити передачу електричної енергії Користувачу із заявленої ним дати бажаного тимчасового припинення/обмеження передачі електричної енергії або остаточного припинення експлуатації електроустановки та/або продажу/передачі прав власності/користування на електроустановку (об’єкт).
3.5. Припинення електроживлення споживача за зверненням електропостачальника здійснюється у порядку, визначеному у пунктах 3.6 - 3.15 цієї глави та з урахуванням вимог Правил роздрібного ринку.
Пункт 3.5 глави 3 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
3.6. Електропостачальник має зареєструвати в ОСП споживачів, лінії електропередачі яких приєднані до системи передачі, на яких може поширюватись звернення щодо припинення їх електроживлення, та посадових осіб, які можуть подавати відповідне звернення від імені електропостачальника.
3.7. Звернення електропостачальника щодо припинення електроживлення споживача подається ОСП у письмовій формі з власноручним підписом або в електронній формі з накладанням електронного підпису уповноваженої особи із зазначенням:
найменування і місцезнаходження юридичної особи - електропостачальника та його контактних даних (телефон, факс, адреса електронної пошти);
найменування, місцезнаходження споживача, його контактні дані (телефон, факс);
причин застосування припинення електроживлення споживача;
дати припинення електроживлення споживача.
Пункт 3.7 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023
3.8. До звернення електропостачальника додається копія повідомлення споживача про припинення електроживлення, направлене електропостачальником.
Пункт 3.8 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
3.9. ОСП перевіряє можливість схеми приєднання споживача до системи передачі забезпечити таке припинення без відключення та/або обмеження електропостачання іншим споживачам, а також умови обмеження/відключення електропостачання споживача, якщо він входить до переліку захищених споживачів відповідно до Порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 27 грудня 2018 року № 1209.
Пункт 3.9 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
3.10. Після виконання зазначених перевірок ОСП не пізніше ніж за 5 робочих днів письмово повідомляє споживача щодо припинення його електроживлення за зверненням електропостачальника, дату i час виконання цієї операції, а також попереджає споживача про заходи, яких він має вжити для забезпечення безпечного припинення електроживлення.
Припинення електроживлення споживача відбувається з дотриманням вимог розділу VII Правил роздрібного ринку електричної енергії, затверджених постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 312.
Пункт 3.10 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
3.11. Споживач зобов’язаний вжити заходів для забезпечення безпечного припинення електроживлення та письмово повідомити про це ОСП, а також забезпечити присутність посадових осіб, відповідальних за безпечну експлуатацію струмоприймачів на об’єкті припинення електроживлення, та безперешкодний доступ уповноважених представників ОСП, електропостачальника і представників інших організацій за заявкою ОСП у час, визначений у повідомленні ОСП.
Відсутність письмового повідомлення ОСП від Споживача про вжиття відповідних заходів не є підставою для зупинення процедури припинення електроживлення цього Споживача.
Пункт 3.11 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
3.12. Споживач у триденний термін від дня отримання повідомлення про припинення його електроживлення може оскаржити відповідне звернення електропостачальника у Регулятора або в судовому порядку та повинен повідомити ОСП про подання відповідної скарги. Таке оскарження не є підставою для зупинення процесу припинення електроживлення споживача.
3.13. Після виконання процедур, зазначених у пунктах 3.7-3.10 цієї глави, ОСП здійснює припинення електроживлення споживача шляхом приведення в дію відповідних комутаційних апаратів або від'єднання струмоприймачів споживача від системи передачі.
Пункт 3.13 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
3.14. Припинення електроживлення споживача за зверненням електропостачальника у вихідні та святкові дні не допускається, крім випадків, коли кількість безперервних святкових та вихідних днів перевищує 2 доби.
3.15. Електропостачальник не має права звертатися до ОСП щодо припинення електроживлення споживача у випадках, якщо споживач не порушує своїх договірних зобов’язань перед електропостачальником.
Якщо споживач порушує свої договірні зобов’язання перед електропостачальником, але відноситься до захищених категорій, до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження та відновлення електропостачання, припинення електроживлення цього споживача відбувається відповідно до Порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам.
Абзац другий пункту 3.15 глави 3 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
3.16. Відповідальність за можливі економічні збитки споживача, а також техногенні, екологічні та соціальні наслідки припинення його електроживлення, здійсненого відповідно до визначеного цією главою порядку, несе споживач.
3.17. Нагляд (контроль) за дотриманням ОСП встановленого відповідними нормативно-технічними документами порядку застосування заходів з припинення постачання електричної енергії споживачам здійснює центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики.
3.18. У разі несплати або неповної оплати за послуги з передачі електричної енергії та/або послуг з диспетчерського (оперативно- технологічного) управління у строки, визначені договором про надання послуг з передачі електричної енергії та/або договором про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, ОСП не пізніше ніж за 10 робочих днів надсилає Користувачу або вручає особисто попередження про припинення передачі електричної енергії.
Пункт 3.18 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
4. Порядок відновлення передачі електричної енергії споживачам
4.1. Відновлення тимчасового припинення/обмеження передачі електричної енергії здійснюється ОСП за зверненням Користувача протягом 5 робочих днів з дати отримання звернення щодо відновлення електроживлення.
4.2. ОСП зобов'язаний відновити електроживлення споживача за зверненням електропостачальника, який надавав звернення на припинення електроживлення цьому споживачеві, або за зверненням іншого електропостачальника за умови надання ним документів, що підтверджують усунення споживачем порушень, або за зверненням споживача у випадку купівлі ним електричної енергії для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку за умови укладення ним договору про врегулювання небалансів відповідно до Правил ринку.
Пункт 4.2 глави 4 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
4.3. Звернення електропостачальника/споживача щодо відновлення електроживлення споживача подається ОСП у письмовій формі з власноручним підписом або в електронній формі з накладанням електронного підпису уповноваженої особи із зазначенням:
Абзац перший пункту 4.3 глави 4 розділу XI 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 № 1763 від 29.09.2023
найменування, місцезнаходження юридичної особи електропостачальника/споживача та його контактних даних (телефон, факс, адреса електронної пошти);
Абзац другий пункту 4.3 глави 4 розділу XI 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 № 1763 від 29.09.2023
переліку посадових осіб споживача, відповідальних за безпечну експлуатацію струмоприймачів та їх контактні дані (телефон, факс);
Абзац третій пункту 4.3 глави 4 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023
дати відновлення електроживлення споживача.
Абзац четвертий пункту 4.3 глави 4 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
Пункт 4.4 глави 4 розділу XI виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
4.4. ОСП протягом одного робочого дня опрацьовує звернення щодо відновлення електроживлення споживача з точки зору поточного балансу потужності в ОЕС України та гарантій безпеки постачання електричної енергії іншим споживачам і письмово повідомляє споживача про прийняття до виконання звернення щодо відновлення його електроживлення, дату і час виконання цієї операції (з обґрунтуванням, якщо дата відрізняється від зазначеної в повідомленні електропостачальника/споживача), а також попереджає споживача про заходи, яких той має вжити для забезпечення безпечного відновлення електроживлення.
ОСП також повинен поінформувати відповідного ОСР та/або іншого Користувача щодо відновлення електроживлення споживача, якщо до мереж такого споживача приєднані мережі ОСР та/або мережі інших Користувачів.
Пункт 4.4 глави 4 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
4.5. Вимоги та оперативні команди або розпорядження ОСП щодо технологічних операцій, пов’язаних з відновленням електроживлення споживача та забезпеченням їх безпечного виконання, при необхідності, надаються каналами зв’язку засобів диспетчерського управління.
Пункт 4.5 глави 4 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 1680 від 29.09.2021
4.6. Споживач зобов'язаний вжити заходів для забезпечення безпечного відновлення електроживлення та письмово повідомити про це ОСП, а також забезпечити присутність посадових осіб, відповідальних за безпечну експлуатацію струмоприймачів, на об'єкті відновлення електроживлення у час, визначений у повідомленні ОСП.
Пункт 4.6 глави 4 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
4.7. Після виконання процедур, зазначених у пунктах 4.4-4.6 цієї глави, та отримання необхідних підтверджень ОСП здійснює відновлення електроживлення споживача шляхом приведення в дію відповідних комутаційних апаратів або приєднання струмоприймачів споживача до системи передачі.
Пункт 4.7 глави 4 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019
4.8. Відповідальність за можливі економічні збитки споживача, а також техногенні, екологічні та соціальні наслідки відновлення його електроживлення, здійсненого відповідно до порядку, визначеного цією главою, несе споживач.
4.9. Якщо протягом часу припинення електроживлення споживача він збільшив приєднану потужність на величину, яка перевищує дозволену йому до приєднання, то разом зі зверненням електропостачальника споживачем подається заява про приєднання електроустановок до системи передачі, типова форма якої наведена в додатку 1 до цього Кодексу. Відновлення електроживлення споживача у цьому випадку, здійснюється відповідно до умов, визначених у розділі III цього Кодексу.
4.10. Підключення електроустановок Користувача, які були відключені на виконання вимоги або припису, здійснюється після усунення Користувачем порушень, що підтверджується відповідним документом організації, яка висунула вимогу або видала припис.
5. Порядок укладення договорів про надання послуг з передачі електричної енергії
5.1. Договір про надання послуг з передачі електричної енергії визначає організаційні, технічні та фінансові умови, на яких ОСП здійснює передачу електричної енергії електричними мережами системи передачі.
Договір встановлює обов'язки та права сторін у процесі передачі електричної енергії електричними мережами ОСП від виробників та УЗЕ до систем розподілу, УЗЕ та споживачів, а також при здійсненні експорту/імпорту електричної енергії.
5.2. Укладення договорів про надання послуг з передачі електричної енергії є обов'язковою умовою надання Користувачам доступу до системи передачі.
5.3. Послуги з передачі електричної енергії надаються ОСП учаснику ринку електричної енергії безперервно на підставі договору про надання послуг з передачі електричної енергії, що є додатком 6 до цього Кодексу, між ним та:
ОСР;
електропостачальником;
трейдером;
споживачем електричної енергії, який:
має намір купувати електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку незалежно від точки приєднання,
планує набути статусу активного споживача з метою продажу електричної енергії за «зеленим» тарифом гарантованому покупцю,
встановив установки зберігання енергії з метою участі у ринку допоміжних послуг, надання послуг з балансування та купівлі-продажу електроенергії, яка використовується для зберігання енергії в установках зберігання енергії, на організованих сегментах ринку самостійно або у складі агрегованих груп;
ОМСР, який має намір купувати електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку незалежно від точки приєднання;
виробником електричної енергії;
ОУЗЕ;
гарантованим покупцем.
Користувачі, зазначені у цьому пункті, не можуть здійснювати свою діяльність на ринку електричної енергії, а також експорт/імпорт електричної енергії, без укладеного договору про надання послуг з передачі електричної енергії.
Між ОСП та Користувачем, який є (або планує стати) учасником ринку електричної енергії, укладається один Договір про надання послуг з передачі електричної енергії, який є додатком 6 до цього Кодексу, сукупно за всіма видами діяльності цього Користувача на ринку електричної енергії.
Відносини між ОСП та споживачами (у тому числі ОМСР), які купують електричну енергію в електропостачальника за Правилами роздрібного ринку електричної енергії та для яких оператором системи є ОСП, регулюються цим Кодексом, Правилами роздрібного ринку електричної енергії та укладеними між ними договорами відповідно до Правил роздрібного ринку електричної енергії.
Пункт 5.3 глави 5 розділу ХІ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
5.4. ОСП укладає договір про надання послуг з передачі електричної енергії з Користувачем до набуття ним статусу учасника ринку електричної енергії відповідно до Правил ринку.
Будь-який Користувач системи, у випадку купівлі електричної енергії для власних потреб (споживання та/або відбору) своїх електроустановок, незалежно від їх функціонального призначення прирівнюється до споживача та має права і обов'язки споживача в частині оплати послуг.
У випадку постачання електричної енергії електропостачальником споживачу (у тому числі ОМСР, оператором системи якого є ОСП), ОСП додатково укладає договір електропостачальника про надання послуг з передачі електричної енергії відповідно до Правил роздрібного ринку електричної енергії.
Якщо оператором системи споживача (у тому числі ОМСР), який має намір купувати електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку, є ОСП, ОСП додатково укладає договір споживача про надання послуг з передачі електричної енергії відповідно до Правил роздрібного ринку електричної енергії.
5.5. Договір про надання послуг з передачі електричної енергії є публічним договором приєднання та укладається на підставі типової форми договору, який затверджується Регулятором та є додатком 6 до цього Кодексу.
ОСП зобов'язаний на своєму офіційному вебсайті оприлюднити редакцію договору про надання послуг з передачі електричної енергії зі змінами та роз'яснення щодо укладення та приєднання Користувача до договору про надання послуг з передачі електричної енергії.
На вимогу Користувача ОСП протягом 10 робочих днів від дня звернення повинен надати Користувачу підписаний ОСП примірник укладеного договору у паперовій формі.
5.6. Оплата послуг з передачі електричної енергії здійснюється за тарифом, який встановлюється Регулятором відповідно до затвердженої(-ого) ним методики (порядку) та включає в себе тарифну складову на виконання спеціальних обов’язків із забезпечення збільшення частки виробництва електричної енергії з альтернативних джерел енергії.
Абзац перший пункті 5.6 глави 5 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1462 від 16.09.2025
Тариф на послуги з передачі електричної енергії (із зазначенням, у тому числі тарифної складової на виконання спеціальних обов’язків із забезпечення збільшення частки виробництва електричної енергії з альтернативних джерел енергії) оприлюднюється ОСП на офіційному вебсайті у триденний термін після його встановлення Регулятором, але не пізніше дня, що передує дню набрання ним чинності.
Абзац другий пункті 5.6 глави 5 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1462 від 16.09.2025
Оплата послуг з передачі електричної енергії при здійсненні експорту/імпорту електричної енергії у період після приєднання оператора системи передачі України до ІТС механізму здійснюється відповідно до глави 7 цього розділу.
Оплату послуг з передачі електричної енергії для електроустановок, що агрегуються, здійснюють власники (користувачі) цих електроустановок або їх електропостачальники.
Пункт 5.6 глави 5 розділу ХІ доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
- 1) у період до приєднання ОСП до ІТС механізму:
для ОСР - на підставі даних щодо обсягів технологічних витрат електричної енергії на її розподіл територією здійснення ліцензованої діяльності, як електричними мережами ОСР, так і електричними мережами інших власників;
для електропостачальників (крім випадків здійснення постачання активним споживачам, що встановили УЗЕ) - на підставі даних щодо обсягів відбору електричної енергії об’єктами/площадками комерційного обліку споживачів (у тому числі ОМСР), крім обсягів відбору електричної енергії об’єктами/площадками комерційного обліку споживачів, оператором системи яких є ОСП;
для електропостачальників, що здійснюють постачання електричної енергії активним споживачам, що встановили УЗЕ - на підставі обсягу спожитої з мережі електричної енергії електроустановками, призначеними для споживання та виробництва електричної енергії, та окремо на обсяг абсолютної величини різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії установкою зберігання енергії;
для споживачів електричної енергії (крім активних споживачів, які встановили установку зберігання енергії) або ОМСР, які купують електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку, незалежно від точки приєднання - на підставі даних щодо обсягів відбору електричної енергії об’єктами/площадками комерційного обліку цих споживачів (з урахуванням втрат електричної енергії в мережах споживача або ОМСР);
для активних споживачів, які встановили УЗЕ - на підставі обсягу спожитої з мережі електричної енергії електроустановками, призначеними для споживання та виробництва електричної енергії, та окремо на обсяг абсолютної величини різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії УЗЕ;
для виробників електричної енергії (за винятком генеруючих одиниць виробників, яким встановлено «зелений» тариф, або об’єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця) - на підставі даних щодо обсягів відбору електричної енергії площадками комерційного обліку для забезпечення власних потреб електричних станцій, що заживлені від мереж ОСР/ОСП, а також власних потреб електричних станцій у випадку відсутності генерації або власного споживання, у тому числі для забезпечення роботи насосних модулів;
для виробників, яким встановлено «зелений» тариф, або об’єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця на підставі даних щодо позитивного значення обсягу різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії площадками комерційного обліку генеруючих одиниць таких виробників;
для ОУЗЕ - на підставі даних щодо обсягів, що дорівнюють абсолютній величині різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії УЗЕ.
З цією метою використовуються дані комерційного обліку щодо відпуску та/або відбору електричної енергії сформовані Адміністратором комерційного обліку за площадками (точками) комерційного обліку, яким присвоєні ЕІС-коди та відповідно до Кодексу комерційного обліку в інтервалі розрахункового періоду затвердженого Правилами ринку, у розрізі кожного календарного дня;
- 2) у період після приєднання ОСП до ІТС механізму:
для ОСР - на підставі даних щодо обсягів технологічних витрат електричної енергії на її розподіл територією здійснення ліцензованої діяльності, як електричними мережами ОСР, так і електричними мережами інших власників;
для електропостачальників (крім випадків здійснення постачання активним споживачам, що встановили УЗЕ) - на підставі даних щодо обсягів експорту/імпорту електричної енергії до/з країн периметру та обсягів відбору електричної енергії об’єктами/площадками комерційного обліку споживачів (у тому числі ОМСР), крім обсягів відбору електричної енергії об’єктами/площадками комерційного обліку споживачів, оператором системи яких є ОСП;
для електропостачальників, що здійснюють постачання електричної енергії активним споживачам, що встановили УЗЕ - на підставі обсягу спожитої з мережі електричної енергії електроустановками, призначеними для споживання та виробництва електричної енергії, та окремо на обсяг абсолютної величини різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії установкою зберігання енергії;
для споживачів електричної енергії (крім активних споживачів, які встановили установку зберігання енергії) або ОМСР, які купують електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку, незалежно від точки приєднання - на підставі даних щодо обсягів відбору електричної енергії об’єктами/площадками комерційного обліку цих споживачів (з урахуванням втрат електричної енергії в мережах споживача або ОМСР);
для активних споживачів, які встановили УЗЕ - на підставі обсягу спожитої з мережі електричної енергії електроустановками, призначеними для споживання та виробництва електричної енергії, та окремо на обсяг абсолютної величини різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії УЗЕ;
для виробників електричної енергії (за винятком генеруючих одиниць виробників, яким встановлено «зелений» тариф, або об’єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця) - на підставі даних щодо обсягів експорту/імпорту електричної енергії до/з країн периметру та обсягів відбору електричної енергії площадками комерційного обліку для забезпечення власних потреб електричних станцій, що заживлені від мереж ОСР/ОСП, а також власних потреб електричних станцій у випадку відсутності генерації або власного споживання, у тому числі для забезпечення роботи насосних модулів;
для виробників, яким встановлено «зелений» тариф, або об’єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця, на підставі даних щодо обсягів експорту/імпорту електричної енергії до/з країн периметру та щодо позитивного значення обсягу різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії площадками комерційного обліку генеруючих одиниць таких виробників;
для трейдерів - на підставі даних щодо обсягів експорту/імпорту електричної енергії до/з країн периметру;
для ОУЗЕ - на підставі даних щодо обсягів, що дорівнюють абсолютній величині різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії УЗЕ, і у разі здійснення експорту/імпорту електричної енергії, обсягів експорту/імпорту електричної енергії до/з країн периметру;
для гарантованого покупця - на підставі даних щодо обсягів експорту електричної енергії до країн периметру.
З цією метою використовуються дані комерційного обліку щодо відпуску та/або відбору сформовані Адміністратором комерційного обліку за площадками (точками) комерційного обліку, яким присвоєні ЕІС-коди та відповідно до Кодексу комерційного обліку та/або графіки імпорту та експорту електричної енергії за зовнішньоекономічними контрактами (договорами) на кожному міждержавному перетині з країнами периметру в інтервалі розрахункового періоду, затвердженого Правилами ринку, у розрізі кожного календарного дня.
Пункт 5.7 глави 5 розділу ХІ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
5.8. Договір про надання послуг з передачі електричної енергії укладається шляхом приєднання Користувача до умов договору згідно з наданою ним заявою-приєднання із зазначенням реквізитів Користувача, енергетичного ідентифікаційного коду (EIC-коду типу X), ECRB коду (унікального ідентифікатору учасника оптового енергетичного ринку) та інформації щодо обраного ним ППКО, до якої додаються:
Абзац перший пункту 5.8 глави 5 розділу XІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024
підтвердження повноважень особи на укладення договору (витяг з установчого документа про повноваження керівника (для юридичних осіб), завірена копія довіреності, виданої в установленому законодавством порядку тощо);
копії договорів споживача та/або виробника/ОМСР/ОУЗЕ про надання послуг з розподілу (передачі) електричної енергії з додатками (для виробників та/або ОУЗЕ та/або ОМСР та споживачів), розміщених за місцем провадження ліцензованої діяльності відповідного ОСР.
Бланк заяви-приєднання повинен бути оприлюднений на офіційному вебсайті ОСП.
Заява-приєднання може бути надана до ОСП як в паперовій формі шляхом проставляння власноручного підпису уповноваженої особи, так і в електронній формі з використанням електронного підпису.
5.9. ОСП протягом 10 робочих днів від дня отримання заяви-приєднання, повного пакету документів та необхідної для укладення договору інформації направляє Користувачу повідомлення, в якому вказує дату акцептування заяви-приєднання. Разом з листом-повідомленням про приєднання до договору ОСП направляє Користувачу оформлений в паперовій або електронній формі перелік об'єктів електроенергетики (додаток 4 до Типового договору про надання послуг з передачі електричної енергії (виробникам/ОУЗЕ/Споживачам/ОМСР)).
Датою початку дії договору про надання послуг з передачі електричної енергії є дата акцепту, зазначена у повідомленні ОСП.
Глава 5 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023
6. Порядок укладення договорів про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління
6.1. Договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління визначає організаційні, технічні та фінансові умови, на яких ОСП здійснює диспетчерське (оперативно-технологічне) управління в ОЕС України.
Договір встановлює обов'язки та права сторін у процесі оперативного та перспективного планування, експлуатації обладнання, диспетчерського управління та балансування енергосистеми в реальному часі та її захисту в надзвичайних ситуаціях, а також формування, обробки, передачі та відображення даних під час регламентованого обміну інформацією.
6.2. Послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у період до та після приєднання ОСП до ІТС механізму надаються ОСП безперервно на підставі договору між ним та:
ОСР;
виробником електричної енергії з генеруючими одиницями типу В, С, D, відповідно до рівня напруги та потужності в точці приєднання, згідно з пунктом 2.1 глави 2 розділу ІІІ цього Кодексу;
споживачем (у тому числі який планує набути статусу активного споживача)/ОУЗЕ/ОМСР, для яких оператором системи є ОСП.
Користувачі, зазначені у цьому пункті, не можуть здійснювати свою діяльність на ринку електричної енергії без укладеного договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.
Між ОСП та Користувачем укладається один договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління сукупно за всіма видами діяльності цього Користувача на ринку електричної енергії.
Пункт 6.2 глави 6 розділу ХІ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
6.3. ОСП укладає договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління з Користувачем до/під час набуття ним статусу учасника ринку електричної енергії відповідно до Правил ринку.
6.4. Договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління є публічним договором приєднання та укладається на підставі типової форми договору, який затверджується Регулятором та є додатком 5 до цього Кодексу.
Будь-який Користувач, у випадку купівлі електричної енергії для власних потреб своїх електроустановок (споживання та/або відбору), незалежно від їх функціонального призначення, прирівнюється до споживача та має права і обов'язки споживача в частині оплати послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.
ОСП зобов'язаний на своєму офіційному вебсайті оприлюднити редакцію договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління зі змінами та роз'яснення щодо укладення та приєднання Користувача до договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.
На вимогу Користувача ОСП протягом 10 робочих днів від дня звернення повинен надати Користувачу підписаний ОСП примірник укладеного договору у паперовій формі.
6.5. Оплата послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління здійснюється відповідно до цього Кодексу за тарифом, який встановлюється Регулятором відповідно до затвердженої(-ого) ним методики (порядку).
Тариф на послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління оприлюднюється ОСП на офіційному вебсайті у триденний термін після його встановлення Регулятором, але не пізніше дня, що передує дню набрання ним чинності.
У разі зміни тарифу ОСП повідомляє Користувачів про таку зміну її оприлюднення на офіційному вебсайті, не пізніше дня, що передує дню набрання нею чинності.
Оплату послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління для електроустановок, що агрегуються, здійснюють власники (користувачі) цих електроустановок.
Пункт 6.5 глави 6 розділу ХІ доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
6.6. Обсяг послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління визначається для суб'єкта господарювання сукупно за всіма видами діяльності на ринку електричної енергії у період до та після приєднання ОСП до ІТС механізму:
для виробників - як обсяг відпущеної електричної енергії за площадками комерційного обліку (з генеруючими одиницями типу B, C, D), за винятком генеруючих одиниць виробників, яким встановлено "зелений" тариф, або об'єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця;
для виробників, яким встановлено "зелений" тариф, або об'єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця (з генеруючими одиницями типу B, C, D) - на підставі даних щодо позитивного значення обсягу різниці між місячним відпуском та місячним відбором електричної енергії площадками комерційного обліку генеруючих одиниць таких виробників;
для ОСР - як обсяг розподіленої електричної енергії об'єктам/площадкам комерційного обліку споживачів, обсяг відбору технологічних витрат електричної енергії на її розподіл територією здійснення ліцензованої діяльності, як електричними мережами ОСР, так і електричними мережами інших власників та обсяг відбору електричної енергії площадкам комерційного обліку господарчих потреб ОСР;
для ОМСР, оператором системи яких є ОСП - як обсяг електричної енергії, який надійшов у мережі МСР (витрати електричної енергії в технологічних електричних мережах МСР, власне споживання ОМСР та сумарний обсяг відбору електричної енергії об'єктами/площадками комерційного обліку користувачів МСР);
для споживачів (крім активних споживачів, оператором системи яких є ОСП, та які встановили УЗЕ, та ОУЗЕ), оператором системи яких є ОСП, - на підставі даних щодо обсягів відбору електричної енергії об'єктами/площадками комерційного обліку цих споживачів;
Абзац шостий пункту 6.6 глави 6 розділу ХІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
для активних споживачів, оператором системи яких є ОСП та які встановили УЗЕ - на підставі даних щодо обсягу спожитої з мережі електричної енергії електроустановками, призначеними для споживання та виробництва електричної енергії, та окремо на обсяг абсолютної величини різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії УЗЕ;
Пункт 6.6 глави 6 розділу ХІ доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
для ОУЗЕ, електроустановки якого приєднанні до системи передачі - на підставі даних щодо обсягів, що дорівнюють абсолютній величині різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії УЗЕ.
Обсяг наданої послуги розраховується для ОУЗЕ, який здійснює управління УЗЕ типу B, C, D та УЗЕ типу A1, A2, сумарною максимальною потужністю відпуску вище 1 МВт.
Для визначення обсягу наданої послуги використовуються дані комерційного обліку щодо відпуску та/або відбору електричної енергії, сформовані Адміністратором комерційного обліку за площадками (точками) комерційного обліку, яким присвоєні ЕІС-коди, та відповідно до Кодексу комерційного обліку в інтервалі розрахункового періоду, затвердженого Правилами ринку, в розрізі кожного календарного дня.
Споживачі, електроустановки яких приєднані до мереж ОСР, окремо не сплачують послугу з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.
6.7. Договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління укладається шляхом приєднання Користувача до умов договору згідно з наданою ним заявою-приєднання із зазначенням реквізитів Користувача, енергетичного ідентифікаційного коду (EIC-коду типу Х), ECRB коду (унікального ідентифікатору учасника оптового енергетичного ринку, за наявності) та даних обраного ним ППКО, до якої додаються:
копія документа про підтвердження повноважень особи на укладення договору (витяг з установчого документа про повноваження керівника (для юридичних осіб), завірена копія довіреності, виданої в установленому законодавством порядку тощо);
підписаний зі сторони Користувача акт розмежування балансової належності електричних мереж та експлуатаційної відповідальності Сторін (додаток 3 до Договору) (для ОСР, виробників, ОУЗЕ та споживачів (в тому числі ОМСР), приєднаних до системи передачі) - у двох примірниках;
копії договорів виробника/споживача про надання послуг з розподілу (передачі) електричної енергії з додатками (для виробників, розміщених за місцем провадження ліцензованої діяльності відповідного ОСР);
копія договору щодо користування мережами основного виробника з додатками (у разі укладення такого договору між основним виробником та субвиробником);
Пункт 6.7 глави 6 розділу ХІ доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
підписана зі сторони Користувача однолінійна схема об'єкта (для виробників, ОУЗЕ та споживачів (в тому числі ОМСР), приєднаних до системи передачі) (додаток 2 до договору).
Бланк заяви-приєднання повинен бути оприлюднений на офіційному вебсайті ОСП.
Заява-приєднання може бути надана до ОСП як в паперовій формі шляхом проставляння власноручного підпису уповноваженої особи, так і в електронній формі з використанням електронного підпису.
Для укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління для ОУЗЕ та Виробника з генеруючими одиницями типу B, C і D, Користувач має надати ОСП довідку про підключення до шлюзу інформаційного обміну технологічною інформацією в режимі реального часу з ОСП для УЗЕ та генеруючих одиниць типу B, C і D відповідно до форми та Порядку організації інформаційного обміну технологічною інформацією в режимі реального часу, оприлюднених на офіційному вебсайті ОСП.
6.8. ОСП протягом 10 робочих днів з дня отримання заяви-приєднання та необхідної для укладення договору інформації направляє Користувачу повідомлення, в якому вказує дату акцептування заяви-приєднання. Разом з листом-повідомленням про приєднання до договору ОСП направляє Користувачу оформлений перелік об'єктів електроенергетики (додаток 10 до договору (виробникам/ОУЗЕ/Споживачам)), а також повертає підписаний зі свого боку примірник акта розмежування балансової належності електричних мереж та експлуатаційної відповідальності Сторін (для ОСР, виробників та споживачів, приєднаних до системи передачі) (додаток 3 до Договору).
Договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління вважається укладеним з дати акцепту, зазначеної у повідомленні ОСП.
6.9. ОСП не має права відмовити Користувачу в укладенні договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у разі виконання ним вимог цього Кодексу.
6.10. У разі приєднання електроустановок субвиробника до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення основного виробника договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління укладається ОСП із субвиробником та здійснюється відповідне нарахування плати, якщо такий договір укладений між ОСП та основним виробником та в основного виробника виникає обов’язок здійснювати оплату послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління відповідно до вимог цього Кодексу.
Главу 6 розділу XI доповнено новим пунктом 6.10 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Глава 6 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023
7. Особливості надання послуг з передачі електричної енергії у період після приєднання ОСП до ІТС механізму
7.1. ОСП приєднується до Договору ІТС для участі в ІТС механізмі відповідно до процедур ENTSO-E. ОСП інформує про стан впровадження Договору ІТС на офіційному вебсайті.
ОСП повідомляє Регулятора про намір приєднатися до Договору ІТС не пізніше ніж за три місяці до прогнозованої дати набрання чинності Договором ІТС для ОСП.
Договір ІТС набирає чинності для ОСП з дня приєднання до Договору ІТС згідно з рішенням ENTSO-E.
ОСП інформує Регулятора про приєднання до Договору ІТС упродовж 3 робочих днів з дня його приєднання з наданням копії договору (з додатками).
ОСП інформує на офіційному вебсайті про дату приєднання до Договору ІТС протягом 3 робочих днів з дня приєднання до Договору ІТС.
Дата початку розрахунків ОСП за Договором ІТС визначається ENTSO-E. ОСП інформує Регулятора про дату початку розрахунків за Договором ІТС.
Пункт 7.1 глави 7 розділу XІ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024
7.2. ОСП у строки та у порядку, визначені Договором ІТС, здійснює внески до фонду ІТС у розмірі, розрахованому ENТSO-E відповідно до Регламенту Комісії (ЄС) № 838/2010 від 23 вересня 2010 року.
7.3. Учасники ринку, що здійснюють експорт/імпорт електричної енергії до/з країн ІТС, плату за послуги з передачі цих обсягів електричної енергії не здійснюють.
Послуги з передачі електричної енергії при здійсненні експорту/імпорту електричної енергії до/з країн ІТС оплачуються в рамках ІТС механізму шляхом компенсації понесених ОСП витрат відповідно до умов Договору ІТС з фонду ІТС, який передбачає покриття:
вартості технологічних витрат електричної енергії на її передачу електричними мережами, що виникли у системі передачі сторін ІТС механізму внаслідок прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії відповідними системами передачі;
витрат на утримання системи передачі сторін ІТС механізму для забезпечення прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії відповідними системами передачі.
7.4. Учасники ринку, що здійснюють експорт/імпорт електричної енергії до/з країн периметру, оплачують послуги з передачі цих обсягів електричної енергії за ставкою плати за послуги з передачі електричної енергії до/з країн периметру.
7.5. ОСП оприлюднює на офіційному вебсайті актуальний перелік країн периметру та актуальний рівень ставки плати за послуги з передачі електричної енергії до/з країн периметру в євро/МВт·год.
ОСП оприлюднює на офіційному вебсайті ставку плати за послуги з передачі електричної енергії до/з країн периметру у грн/МВт·год не пізніше 03 числа місяця, наступного за розрахунковим періодом. Конвертація величини ставки здійснюється щомісяця за середнім курсом гривні до євро Національного банку України за розрахунковий період надання послуги.
Абзац другий пункту 7.5 глави 7 розділу XІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024
7.6. Регулятор здійснює моніторинг технічного співробітництва ОСП з ENTSO-E та запровадження механізмів компенсації між операторами систем передачі в рамках такого співробітництва.
ОСП щорічно готує звіт про участь в ІТС механізмі та надає його Регулятору у строк до 01 вересня року, наступного за звітним. У звіті зазначається інформація та дані щодо:
річного вертикального навантаження;
щомісячних обсягів перетікання електричної енергії з/до ОЕС України до/з країн ІТС та окремо до/з країн периметру по кожній міждержавній лінії електропередачі;
щомісячних обсягів чистого імпорту та чистого експорту відповідно до Договору ІТС;
щомісячного обсягу прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії системою передачі, у тому числі окремо із урахуванням зменшення таких перетоків через розподілення пропускної спроможності, у спосіб інший, ніж визначеностаттею 39 Закону України «Про ринок електричної енергії»;
помісячної фактичної ціни технологічних витрат електричної енергії на її передачу електричними мережами, що виникли у системі передачі від міждержавних перетоків електроенергії;
помісячних обсягів витрат електричної енергії на її передачу електричними мережами, що виникли у системі передачі внаслідок прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії;
щомісячних графіків експорту/імпорту електричної енергії по кожному міждержавному перетину з країнами периметру;
суми щомісячних внесків (компенсацій), сплачених (отриманих) ОСП у рамках участі в ІТС механізмі в євро та у гривневому еквіваленті за курсом гривні до євро, установленим Національним банком України (на дату їх сплати (отримання));
даних попередніх та фактичних розрахунків за Договором ІТС;
дат отримання рахунків про сплату внесків за Договором ІТС та дат фактичного платежу;
доходів, отриманих ОСП від надання послуг з передачі електричної енергії до/з країн периметру (сумарно та з розбивкою на доходи, отримані від імпортерів та експортерів електричної енергії);
відповідності фактичних та прогнозних показників участі в ІТС механізмі.
7.7. У випадку наміру виходу ОСП з Договору ІТС він подає відповідне обґрунтування Регулятору із аналізом впливу на користувачів системи передачі та на функціонування ринку електричної енергії. ОСП ініціює вихід з Договору ІТС після погодження з Регулятором.
Розділ XI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1305 від 11.10.2022
XII. Підготовка експлуатаційного та оперативного персоналу ОСП та об’єктів електроенергетики, з якими взаємодіє ОСП
1. Організація роботи з персоналом
1.1. На всіх об’єктах електроенергетики, незалежно від їхньої відомчої належності та форм власності, необхідно забезпечувати комплектування робочих місць висококваліфікованим персоналом, здійснювати професійне навчання працівників на виробництві, включаючи первинну професійну підготовку, перепідготовку і підвищення кваліфікації, проводити перевірку знань працівників та їх атестацію.
1.2. Працівники під час прийняття на роботу і у процесі роботи повинні проходити інструктажі, навчання з питань охорони праці та пожежної безпеки, з надання першої медичної допомоги потерпілим від нещасних випадків і правил поведінки у разі виникнення аварійних ситуацій.
Працівники зобов’язані постійно підтримувати належний рівень своєї кваліфікації та поточну психофізіологічну працездатність, а керівники об’єктів електроенергетики мають створювати для цього необхідні умови.
1.3. Діяльність у сфері професійного розвитку працівників об’єктів електроенергетики має здійснюватися за такими основними напрямами:
розроблення поточних та перспективних планів професійного навчання працівників;
визначення видів, форм і методів професійного навчання працівників;
розроблення та виконання робочих навчальних планів і програм професійного навчання працівників;
організація професійного навчання працівників;
добір педагогічних кадрів та фахівців для проведення професійного навчання працівників безпосередньо у роботодавця;
ведення первинного та статистичного обліку кількості працівників, зокрема тих, які пройшли професійне навчання;
стимулювання професійного зростання працівників;
забезпечення підвищення кваліфікації працівників безпосередньо на виробництві або в навчальних закладах, як правило, не рідше ніж 1 раз на 5 років;
визначення періодичності атестації працівників та організація її проведення;
проведення аналізу результатів атестації та здійснення заходів щодо підвищення професійного рівня працівників.
1.4. Керівники об’єктів електроенергетики зобов’язані організовувати роботу щодо професійного навчання працівників на виробництві відповідно до вимог чинного законодавства України та галузевих нормативних документів, застосовуючи при цьому такі обов’язкові форми:
професійну та/або спеціальну підготовку або перепідготовку за новою посадою (професією) зі стажуванням та дублюванням на робочому місці;
підтримання і підвищення кваліфікації;
навчання персоналу та роботу з охорони праці і пожежної безпеки;
перевірку знань та атестацію;
допуск до самостійної роботи;
інструктажі з питань охорони праці, технічної експлуатації та пожежної безпеки, у тому числі вступні, первинні, повторні (періодичні), цільові, позапланові;
безперервне професійне навчання на виробництві для підвищення кваліфікації;
протиаварійні та протипожежні тренування та тренажерна підготовка, навчання з питань технічної експлуатації;
навчання прийомам надання першої допомоги потерпілим;
щорічне спеціальне навчання на виробництві для працівників, які зайняті на роботах з підвищеною небезпекою та підвищеною пожежною небезпекою, або там, де є потреба у професійному доборі.
Під час професійного навчання працівників на виробництві необхідно враховувати їх початковий рівень професійної освіти, кваліфікацію і досвід роботи, займану посаду та особливості робочого місця, вимоги до професій, встановлені відповідними нормативно-правовими актами.
1.5. Керівництво процесом підготовки, підтримання та підвищення кваліфікації персоналу об’єктів електроенергетики має здійснювати технічний керівник, а контроль за його здійсненням - керівник підприємства (відокремленого підрозділу).
Персональна відповідальність інших посадових осіб підприємства за роботу з персоналом визначається їх посадовими інструкціями і розпорядчими документами, що затверджуються керівництвом підприємства.
1.6. З метою профілактики і запобігання виробничого травматизму на підприємствах електроенергетики можуть вводитися особливі умови безпечного виконання робіт. Положення про введення особливих умов безпечного виконання робіт готується центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та приймається у встановленому порядку.
2. Організація проведення спеціального навчання
2.1. Працівники, які забезпечують виробничі процеси в електроенергетиці (оперативний, оперативно-виробничий і адміністративно-технічний персонал), зобов’язані мати спеціальну освіту і до початку самостійного виконання роботи проходити первинну професійну підготовку, спеціальне навчання та перевірку знань згідно із законодавством, включаючи нормативно-правові акти органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, інших органів виконавчої влади.
2.2. Первинна професійна підготовка проводиться одночасно зі спеціальним навчанням, залежно від посади, перед допуском до самостійної роботи за такими напрямами:
професійна підготовка на робочому місці в обсязі, визначеному посадовою інструкцією;
навчання з питань охорони праці;
навчання з питань пожежної безпеки;
навчання з питань технічної експлуатації.
2.3. Спеціальне навчання і перевірка знань (атестація) проводиться щодо підготовки персоналу (працівників) об’єктів електроенергетики, який забезпечує виробничі процеси, виконує роботу з важкими та шкідливими умовами праці та/або підвищеної небезпеки, а також персоналу, задіяного в системі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління режимами роботи ОЕС України.
Критерії зазначених умов праці та переліки робіт і посад, що відповідають цим критеріям, визначаються і затверджуються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування державної політики у сфері промислової безпеки та охорони праці.
Допуск до роботи працівників електроенергетики, які не пройшли відповідної підготовки, забороняється.
2.4. Працівники, зайняті на роботах з підвищеною небезпекою або там, де є потреба у професійному доборі, повинні щороку проходити спеціальне навчання і перевірку знань відповідних нормативно-правових актів з охорони праці.
До виконання робіт підвищеної небезпеки та тих, що потребують професійного добору, допускаються особи за наявності висновку психофізіологічної експертизи.
2.5. Спеціальне навчання персоналу (працівників) об’єктів електроенергетики може проводитись за формальною і неформальною формами професійного навчання на вибір керівників цих об’єктів з урахуванням специфіки роботи персоналу та прийнятих на підприємстві форм і методів забезпечення професійного розвитку працівників.
Формальне професійне навчання - набуття працівниками професійних знань, умінь і навичок у навчальному закладі або безпосередньо на виробництві відповідно до вимог державних стандартів освіти, за результатами якого видається документ про освіту встановленого зразка.
Неформальне професійне навчання - набуття працівниками професійних знань, умінь і навичок, не регламентоване місцем набуття, строком та формою навчання.
2.6. Первинна професійна підготовка та спеціальне навчання проводяться за індивідуальними програмами теоретичного і практичного навчання, в яких, крім навчання за напрямами, зазначеними в пункті 2.2 цієї глави, у разі необхідності повинно бути передбачено стажування і дублювання на робочому місці за спеціально підготовленою програмою.
Для персоналу з технічної експлуатації, а також оперативного персоналу об’єктів електроенергетики проходження стажування і дублювання є обов’язковим.
2.7. У разі проведення спеціального навчання у спеціальних навчальних закладах воно здійснюється за програмами цих закладів, а в разі навчання в умовах виробництва - за програмами, затвердженими керівником підприємства.
Програми спеціального навчання з пожежної безпеки мають бути узгодженими з місцевими органами державного пожежного нагляду.
2.8. Спеціальне навчання працівників може проводитись в умовах виробництва у випадках, коли на його проведення не потрібно отримання ліцензії або коли за наявності умов, установлених відповідними нормативними документами, об’єкт електроенергетики може отримати ліцензію на проведення спеціального навчання для окремих професій.
2.9. Працівники об’єктів електроенергетики, які мають повну вищу, базову вищу або професійно-технічну освіту, а також працівники, яких переводять на інше робоче місце або які мали перерву в роботі, у тому числі більше одного року, можуть проходити спеціальне навчання безпосередньо на об’єктах без додаткового навчання у спеціальних навчальних закладах.
2.10. Навчання працівників проводиться як традиційними методами (лекції, семінари, консультації, практичні заняття тощо), так і з використанням сучасних видів навчання (модульного, дистанційного тощо), а також з використанням таких технічних засобів навчання, як:
автоматизовані навчальні курси і системи;
аудіовізуальні засоби;
комп’ютерні тренажери;
навчально-тренувальні комплекси.
Програмні засоби, що використовуються у процесі професійної підготовки персоналу, мають відповідати функціональним, програмно-технічним нормам придатності та, як правило, бути стандартними.
2.11. Перевірку знань працівників проводять комісії, які призначаються наказом керівника підприємства або розпорядчим документом відповідного центрального органу виконавчої влади. До складу комісії при перевірці знань у керівного персоналу та працівників оперативно-диспетчерських підрозділів суб’єктів електроенергетики включаються уповноважені представники центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики (за згодою).
3. Вимоги щодо підготовки персоналу ОСП
3.1. ОСП зобов’язаний комплектувати робочі місця, що забезпечують експлуатацію та технічне обслуговування обладнання системи передачі, висококваліфікованими працівниками, які мають спеціальну професійну освіту енергетичного профілю та стаж роботи за спеціальністю, згідно з вимогами відповідних нормативних документів.
3.2. Перелік посад працівників ОСП, які забезпечують експлуатацію та технічне обслуговування обладнання системи передачі, затверджується ОСП.
3.3. Підготовка персоналу, який забезпечує експлуатацію та технічне обслуговування обладнання електричних мереж, включає безперервний процес підбору, підготовки, перепідготовки і підвищення кваліфікації, контролю знань працівників та їх атестації.
3.4. Допуск до самостійної роботи оперативних і оперативно-виробничих працівників уперше або у зв’язку з переведенням їх на іншу роботу за профілем експлуатації та технічного обслуговування обладнання системи передачі, а також після перерви в роботі понад 6 місяців необхідно здійснювати тільки після проходження ними:
інструктажів з питань експлуатації та технічного обслуговування обладнання, охорони праці та пожежної безпеки;
професійної підготовки;
тренажерної підготовки;
навчання на робочому місці (стажування);
перевірки знань в обсязі, обов’язковому для даної посади;
виконання професійних обов’язків на робочому місці (дублювання) з обов’язковим проходженням протиаварійних і протипожежних тренувань;
одержання або відновлення чинності ліцензії (у визначених законодавством випадках).
3.5. Оперативний та оперативно-виробничий персонал під час приймання на роботу має проходити психофізіологічний і фаховий відбір у встановленому законодавством України порядку, а у визначених законодавством випадках - також і спеціальну перевірку.
3.6. Професійна підготовка, спеціальне навчання та перевірка знань працівників, які забезпечують експлуатацію та технічне обслуговування обладнання електричних мереж, проводиться в обсягах, необхідних для виконання покладених на них обов’язків, передбачених посадовою інструкцією.
3.7. ОСП має право визначати перелік посад та встановлювати кваліфікаційні вимоги до працівників Користувачів, які забезпечують експлуатацію та технічне обслуговування обладнання, безпосередньо приєднаного до системи передачі, щодо яких ним погоджуються програми підготовки до самостійної роботи, а також брати участь у перевірці знань цих працівників у складі комісій, створених відповідно до положень цього Кодексу.
3.8. Спільна мова для спілкування між працівниками ОСП, відповідальними за роботу в режимі реального часу.
Якщо інше не погоджено, загальною мовою спілкування між працівниками ОСП, відповідальними за роботу в режимі реального часу, та суміжного ОСП є англійська мова.
ОСП повинен забезпечити навчання своїх працівників, відповідальних за роботу в режимі реального часу, для досягнення ними достатнього рівня володіння спільною мовою спілкування, погодженою з суміжними ОСП.
Главу 3 розділу XII доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
4. Вимоги щодо підготовки працівників об’єктів електроенергетики, задіяних у системі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України
4.1. Керівники об’єктів електроенергетики зобов’язані комплектувати робочі місця, що відносяться до системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, висококваліфікованими працівниками, які мають спеціальну професійну освіту енергетичного профілю та стаж роботи за спеціальністю, згідно з вимогами відповідних нормативних документів.
4.2. Перелік посад працівників об’єктів електроенергетики, які забезпечують функціонування системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, затверджується керівниками цих об’єктів за погодженням з ОСП.
4.3. Підготовка персоналу, який забезпечує діяльність системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, включає безперервний процес підбору, підготовки, перепідготовки і підвищення кваліфікації, контролю знань працівників та їх атестації.
4.4. Допуск до самостійної роботи оперативних і оперативно-виробничих працівників уперше або у зв’язку з переведенням їх на іншу роботу за профілем функціонування системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, а також після перерви в роботі понад 6 місяців необхідно здійснювати тільки після проходження ними:
інструктажів з питань експлуатації та технічного обслуговування обладнання, охорони праці та пожежної безпеки;
професійної підготовки;
тренажерної підготовки;
навчання на робочому місці (стажування);
перевірки знань в обсязі, обов’язковому для даної посади;
виконання професійних обов’язків на робочому місці (дублювання) з обов’язковим проходженням протиаварійних і протипожежних тренувань;
одержання або відновлення чинності ліцензії (у визначених законодавством випадках).
4.5. Оперативний та оперативно-виробничий персонал під час приймання на роботу має проходити психофізіологічний і фаховий відбір у встановленому законодавством України порядку, а у визначених законодавством випадках - також і спеціальну перевірку.
4.6. Професійна підготовка, спеціальне навчання та перевірка знань працівників, які забезпечують функціонування системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, проводиться в обсягах, необхідних для виконання покладених на них обов’язків, передбачених посадовою інструкцією, а також з питань:
технічної експлуатації обладнання електричних станцій і мереж;
оперативно-технологічного управління виробництвом, передачею і розподілом електричної енергії з урахуванням режимів централізованого теплопостачання;
функціонування ринку електричної енергії України.
4.7. ОСП має право визначати перелік посад та встановлювати кваліфікаційні вимоги до працівників, задіяних у системі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України середнього та нижчого рівня, щодо яких ним погоджуються програми підготовки до самостійної роботи, а також брати участь у перевірці знань цих працівників у складі комісій, створених відповідно до положень цього Кодексу.
5. Атестація персоналу (працівників)
5.1. Категорії працівників, які підлягають атестації, та періодичність її проведення визначаються керівником об’єкта електроенергетики у встановленому законодавством України порядку.
5.2. Атестація проводиться за рішенням керівника об’єкта електроенергетики, яким затверджуються положення про проведення атестації, склад атестаційної комісії, графік проведення атестації. Інформація про проведення атестації доводиться до відома працівників не пізніше ніж за 2 місяці до її проведення.
Атестація працівника проводиться не частіше ніж 1 раз на 3 роки і тільки в його присутності.
5.3. Не допускається проведення оцінки професійного рівня та кваліфікації працівника за ознаками, що безпосередньо не пов’язані з виконуваною ним роботою.
5.4. Порядок формування атестаційної комісії, регламент її роботи та прийняття рішення встановлюються відповідно до вимог чинного законодавства України та галузевих нормативних документів.
5.5. Атестаційна комісія приймає рішення про відповідність або невідповідність працівника займаній посаді або виконуваній роботі.
5.6. У разі прийняття рішення про відповідність працівника займаній посаді або виконуваній роботі комісія може рекомендувати керівнику об’єкта електроенергетики зарахувати його до кадрового резерву, присвоїти чергову категорію, установити надбавку до заробітної плати або збільшити її розмір, організувати стажування на більш високій посаді або направити на підвищення кваліфікації з метою просування по роботі.
5.7. У разі прийняття рішення про невідповідність працівника займаній посаді або виконуваній роботі комісія може рекомендувати керівнику об’єкта електроенергетики перевести працівника, за його згодою, на іншу посаду чи роботу, що відповідає його професійному рівню, або направити на навчання з подальшою (не пізніше ніж через рік) повторною атестацією. Рекомендації комісії з відповідним обґрунтуванням доводяться до відома працівника у письмовій формі.
У разі відмови працівника від переведення на іншу посаду чи роботу, що відповідає його кваліфікаційному рівню, або від професійного навчання за рахунок коштів підприємства керівник об’єкта електроенергетики за результатами атестації має право звільнити працівника відповідно до Кодексу законів про працю України.
5.8. Результати атестації можуть бути оскаржені працівником у порядку, встановленому законодавством.
6. Співробітництво між ОСП у підготовці персоналу ОСП, відповідального за роботу в режимі реального часу
6.1. ОСП організовує регулярні заняття з суміжними ОСП для вдосконалення знань про характеристики суміжних систем передачі, а також для комунікації і координації між співробітниками суміжних ОСП, які відповідають за експлуатацію та технічне обслуговування обладнання електричних мереж у режимі реального часу. Сумісна підготовка ОСП має включати в себе детальні знання про узгоджені дії, необхідні для кожного режиму системи.
6.2. ОСП повинен визначити, у співпраці щонайменше з суміжним ОСП, необхідність та періодичність проведення спільної підготовки, у тому числі мінімальний зміст та обсяг таких занять, беручи до уваги рівень взаємного впливу і необхідне експлуатаційне співробітництво. Така сумісна підготовка ОСП може включати, зокрема, проведення спільних підготовчих семінарів і спільних навчальних занять на тренажері.
6.3. ОСП разом з іншими ОСП щонайменше один раз на рік повинен брати участь у підготовці з врегулювання проблем експлуатації в режимі реального часу. Періодичність має визначатися з урахуванням рівня взаємного впливу систем передачі і типу міжсистемного з’єднання - постійний або змінний струм.
6.4. ОСП повинен обмінюватися досвідом роботи в режимі реального часу, включаючи відвідування та обмін досвідом між співробітниками оператора системи, відповідальними за експлуатацію та технічне обслуговування обладнання електричних мереж у режимі реального часу, з суміжними ОСП, з іншим ОСП, з яким існує або існувала експлуатаційна взаємодія, і з відповідними РКЦ.
Розділ XII доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
XIII. ОСОБЛИВОСТІ РЕАЛІЗАЦІЇ ПРАВА ОСП МАТИ У ВЛАСНОСТІ, ВОЛОДІТИ, КОРИСТУВАТИСЯ, РОЗРОБЛЯТИ, УПРАВЛЯТИ ЧИ ЕКСПЛУАТУВАТИ УЗЕ
1. Загальні положення
1.1. Цей розділ визначає порядок надання ОСП права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ.
1.2. Цей розділ поширюється на ОСП, який має намір мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, відповідно до умов, визначених Законом України «Про ринок електричної енергії».
1.3. Вичерпні умови, у разі дотримання яких ОСП має право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, визначені частиною одинадцятою статті 33 Закону України «Про ринок електричної енергії».
1.4. ОСП не має права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти (крім здійснення диспетчерського (оперативно-технологічного) управління), експлуатувати УЗЕ, крім випадків, передбачених частиною одинадцятою статті 33 Закону України «Про ринок електричної енергії».
2. Подання запиту на отримання згоди Регулятора мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі
2.1. Попередня оцінка доцільності встановлення ОСП УЗЕ здійснюється в рамках досліджень, що виконуються при плануванні розвитку системи передачі.
2.2. Для отримання згоди Регулятора мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, ОСП надає до Регулятора запит, до якого додаються:
1) пояснювальна записка із обґрунтуванням необхідності надання згоди набути у власність, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, разом із матеріалами, що підтверджують відповідність УЗЕ повністю інтегрованим елементам мережі та необхідність УЗЕ для виконання ОСП своїх зобов'язань з метою забезпечення ефективної, надійної та безпечної роботи системи передачі електричної енергії;
2) техніко-економічне обґрунтування необхідності застосування УЗЕ;
3) технічний проєкт УЗЕ, включаючи проєктне розташування УЗЕ та технологічні параметри місця (або точок) їх підключення до системи передачі;
4) перелік УЗЕ, які на момент подачі заяви вже є у власності, володінні, користуванні, розробленні, управлінні чи експлуатації ОСП (із зазначенням підстави їх використання) та відповідності вимогам щодо повністю інтегрованих елементів мережі;
5) інформація щодо джерел фінансування.
Запит та додані до нього матеріали і дані нумеруються, прошнуровуються, завіряються підписом керівника ліцензіата або уповноваженою ним особою.
Регулятор має право звернутися до ОСП з метою отримання у визначений Регулятором строк додаткових письмових обґрунтувань та пояснень щодо наданих матеріалів і даних.
2.3. Запит ОСП разом із доданими матеріалами і даними розглядається Регулятором на предмет дотримання всіх необхідних умов та вимог щодо можливості ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які передбачені законом.
2.4. У разі ненадання матеріалів чи даних, передбачених пунктом 2.2 цієї глави, або надання неналежним чином оформлених матеріалів Регулятор письмово повідомляє ОСП про необхідність усунення недоліків та повертає надані документи ОСП.
2.5. Рішення про надання права ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, приймається Регулятором протягом 45 робочих днів з дня надання ОСП відповідних документів на засіданні, що проводиться у формі відкритого слухання, після розгляду та опрацювання матеріалів і даних, наданих ОСП.
2.6. Регулятор може відмовити ОСП у наданні згоди мати у власності володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, якщо не виконані всі умови та вимоги, які передбачені Законом та цим Кодексом, з наданням ОСП відповідного обґрунтування.
2.7. У разі отримання ОСП рішення Регулятора про надання згоди мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, роботи зі встановлення УЗЕ мають бути враховані ОСП при формуванні інвестиційної програми.
2.8. У разі зміни технічних параметрів наявних УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, ОСП необхідно отримати погодження від Регулятора відповідно до вимог цієї глави.
2.9. Рішення про надання згоди ОСП набути у власність, володіння, користування або розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ повідомляється Регулятором Секретаріату Енергетичного Співтовариства разом з відповідною інформацією про запит ОСП та необхідність надання такого права.
3. Подання запиту на право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі
3.1. ОСП подає до Регулятора запит на право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, у разі дотримання таких умов (сукупно):
1) інші сторони, за результатами відкритої, прозорої та недискримінаційної тендерної процедури, яка підлягає попередньому перегляду та затвердженню Регулятором, не набули права власності, володіння, користування, права розробляти, управляти або експлуатувати такі установки зберігання енергії чи є неспроможними надавати допоміжні послуги, не пов’язані з регулюванням частоти, за обґрунтованою вартістю та своєчасно;
2) такі УЗЕ необхідні ОСП для виконання своїх зобов’язань щодо забезпечення ефективної, надійної та безпечної роботи системи передачі, і вони не використовуються для купівлі та/або продажу електричної енергії на ринку електричної енергії чи для надання послуг з балансування та/або допоміжних послуг.
3.2. Для отримання права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ ОСП надає до Регулятора запит, до якого додаються:
1) пояснювальна записка із обґрунтуванням необхідності надання права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, разом із матеріалами, що підтверджують дотримання умов, передбачених пунктом 3.1 цієї глави;
2) техніко-економічне обґрунтування необхідності застосування УЗЕ, у тому числі у порівнянні з іншими заходами забезпечення ефективної, надійної та безпечної роботи системи передачі;
3) технічний проєкт УЗЕ, включаючи схему приєднання УЗЕ до об'єктів електроенергетики ОСП із позначенням засобів обліку електричної енергії, що забезпечують фіксацію обсягів перетікання електричної енергії як до, так і з УЗЕ відповідно до вимог Кодексу комерційного обліку;
4) перелік УЗЕ, які на день подачі заяви вже є у власності, володінні, користуванні, розробленні, управлінні чи експлуатації ОСП (із зазначенням підстави їх використання);
5) проєкт тендерної документації на закупівлю ОСП УЗЕ;
6) інформація щодо орієнтовної вартості (капітальні та операційні витрати на УЗЕ) та джерел фінансування.
Запит та додані до нього матеріали і дані нумеруються, прошнуровуються, завіряються підписом керівника ліцензіата або уповноваженою ним особою.
Регулятор має право звернутися до ОСП з метою отримання у визначений Регулятором строк додаткових письмових обґрунтувань та пояснень щодо наданих матеріалів і даних.
3.3. Запит ОСП разом із доданими матеріалами і даними, розглядається Регулятором на предмет дотримання всіх необхідних умов та вимог щодо можливості ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які передбачені законом.
3.4. У разі ненадання матеріалів чи даних, передбачених пунктом 3.2 цієї глави, або надання неналежним чином оформлених матеріалів Регулятор письмово повідомляє ОСП про необхідність усунення недоліків та повертає надані документи ОСП.
3.5. Регулятор на основі наданих ОСП матеріалів і даних здійснює оцінку необхідності надання ОСП права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, та перевіряє проєкт тендерної документації на відповідність керівним принципам закупівлі оператором системи передачі установок зберігання енергії, затвердженим Регулятором.
3.6. Рішення про надання права ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, приймається Регулятором протягом 45 робочих днів, з дня надання ОСП відповідних документів, на засіданні, що проводиться у формі відкритого слухання, після проведення оцінки необхідності надання ОСП права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ та перевірки проєкту тендерної документації.
3.7. Регулятор може відмовити ОСП у наданні права мати у власності володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, якщо не виконані всі умови та вимоги, які передбачені Законом, з наданням ОСП відповідного обґрунтування.
3.8. У разі зміни технічних параметрів наявних УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, ОСП необхідно отримати погодження від Регулятора відповідно до вимог цієї глави.
3.9. Рішення про надання згоди ОСП набути у власність, володіння, користування або розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ повідомляється Регулятором Секретаріату Енергетичного Співтовариства разом з відповідною інформацією про запит ОСП та необхідність надання такого права.
4. Проведення публічних консультацій щодо існуючих УЗЕ з метою оцінки потенційної наявності та зацікавленості інших сторін в інвестуванні в такі установки
4.1. У випадках коли Регулятор надає право ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ відповідно до порядку, визначеного цим розділом, він забезпечує не рідше ніж один раз на 5 років проведення публічних консультацій щодо існуючих УЗЕ з метою оцінки потенційної наявності та заінтересованості інших сторін в інвестуванні у такі установки.
4.2. Оголошення про проведення публічних консультацій здійснюється Регулятором шляхом оприлюднення на власному офіційному вебсайті інформаційного повідомлення, у якому зазначаються:
1) технічний опис існуючих УЗЕ, їхнє географічне розташування та підключення до електричної мережі;
2) кваліфікаційні вимоги до заінтересованих третіх осіб, які мають право подавати свої листи про наміри щодо інвестування в УЗЕ, не повинні бути пристосованими до окремих учасників, а повинні бути пропорційними, пов’язаними з предметом та метою публічних консультацій, чіткими і зрозумілими;
3) умови подання листа про наміри, включаючи строк подання;
4) шаблон листа про наміри, який, зокрема, містить вимогу щодо зазначення річних експлуатаційних витрат УЗЕ, у тому числі прогнозованих заінтересованою третьою стороною повернення інвестицій.
4.3. Інформаційне повідомлення про проведення публічних консультацій оприлюднюється не пізніше 3 місяців до дати їх проведення. Строк прийняття листів про наміри інвестування в УЗЕ складає 2 місяці від дати оприлюднення відповідного інформаційного повідомлення на офіційному вебсайті Регулятора.
До участі в публічних консультаціях допускаються всі заінтересовані сторони, включаючи існуючих та потенційних учасників ринку електричної енергії.
4.4. Через 20 днів після проведення публічних консультацій Регулятор оцінює відповідність заінтересованих третіх сторін кваліфікаційним вимогам та оцінює подані ними листи про наміри. Листи про наміри, подані заінтересованими третіми особами, які не відповідають кваліфікаційним вимогам, підлягають відхиленню.
4.5. Вважається, що треті сторони будуть технологічно та економічно спроможними володіти, розвивати, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, якщо оцінка листів про наміри, отримані Регулятором, покаже, що щонайменше у двох листах про наміри виражається зацікавленість третіх осіб у придбанні УЗЕ, які мають номінальну (встановлену) потужність, що дорівнює або перевищує номінальну (встановлену) потужність УЗЕ, що належать, управляються чи експлуатуються ОСП.
4.6. У разі якщо Регулятор встановлює, що треті сторони були б технологічно та економічно спроможними володіти, розвивати, управляти чи експлуатувати УЗЕ, Регулятор приймає рішення про обов'язок ОСП поступового припинення діяльності із збереження енергії у порядку, передбаченому у цій главі.
4.7. У випадках, відмінних від передбачених пунктом 3.6 глави 3 цього розділу, Регулятор підтверджує надане ОСП право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, принаймні до проведення наступних публічних консультацій.
4.8. Дія цієї глави не поширюється на випадки, якщо УЗЕ є повністю інтегрованими елементами мережі ОСП та не використовуються для балансування або управління перевантаженнями.
5. Поступове припинення діяльності ОСП зі зберігання енергії
5.1. У випадках, зазначених у пункті 4.5 глави 4 цього розділу, Регулятор забезпечує поступове припинення діяльності ОСП зі зберігання енергії у термін, що не перевищує 18 місяців.
5.2. З метою поступового припинення своєї діяльності зі зберігання енергії ОСП проводить відкритий, прозорий та недискримінаційний аукціон з продажу своїх УЗЕ.
Регулятор може дозволити оператору системи передачі отримати обґрунтовану компенсацію, зокрема, щоб відшкодувати залишкову вартість своїх інвестицій у набуття установок зберігання енергії.
5.3. Аукціон проводиться на основі технічного завдання, яке розробляється ОСП для кожного окремого аукціону та погоджується Регулятором до його відкриття.
5.4. Процедура аукціону розпочинається публічним оголошенням на офіційному вебсайті ОСП та системі онлайн аукціонів з продажу майна, до якого додається технічне завдання конкурсу та вказується відповідна контактна особа (або особи) ОСП, відповідальна за проведення аукціону.
5.5. Технічне завдання аукціону має включати:
1) детальні технічні характеристики та іншу відповідну інформацію щодо УЗЕ, які продаються ОСП;
2) фінансові деталі, включаючи умови розрахунків за придбані УЗЕ;
3) початкова ціна на УЗЕ;
4) мінімальні інтервали підвищення початкової ціни на УЗЕ;
5) умови подання пропозицій про закупівлю, включно з кінцевим терміном подання, який має бути не менше 2 місяців з дня оприлюднення відповідного публічного оголошення;
6) порядок та критерії відбору пропозиції переможця;
7) дата запланованого публічного оголошення результатів аукціону;
8) умови, за яких аукціон буде вважатися таким, що не відбувся;
9) умови, за яких ОСП має право припинити аукціон без результату;
10) терміни та умови розгляду запитів учасників та розгляду їхніх претензій та/або скарг.
5.6. Аукціон вважається таким, що не відбувся, якщо жоден учасник у ньому не запропонував ціну, рівну або вищу за початкову ціну на УЗЕ.
5.7. Початкова ціна УЗЕ, як правило, має дорівнювати залишковій вартості УЗЕ. У випадках, передбачених пунктом 4.6 глави 4 цього розділу, початкова ціна УЗЕ у новому аукціоні може бути нижчою, але не більше ніж на 20 % від початкової ціни в попередньому аукціоні.
5.8. Переможець оголошується ОСП не пізніше ніж через 10 днів після закінчення терміну подання пропозицій про закупівлю, зазначеного в технічному завданні аукціону, та повідомляється Регулятору разом із поданою пропозицією. ОСП має право приступити до продажу УЗЕ переможцеві, якщо Регулятор не висуне жодної претензії про недійсність аукціону через 10 днів після отримання відповідного звіту від ОСП.
Кодекс доповнено новим розділом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
Директор
Департаменту із регулювання
відносин у сфері енергетики
К. Сушко
Додаток 1 (тип А)
до Кодексу системи передачі
ЗАЯВА
про приєднання електроустановок, призначених для споживання електричної енергії, до системи передачі (типова форма)
Додаток 1 (тип А) 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 № 1144 від 29.07.2025
Додаток 1 (тип Б)
до Кодексу системи передачі
ЗАЯВА
про приєднання електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, до системи передачі (типова форма)
Додаток 1 (тип Б) 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 Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 1144 від 29.07.2025
Додаток 1 (тип В)
до Кодексу системи передачі
ЗАЯВА
про приєднання електроустановок, призначених для зберігання енергії, до системи передачі (типова форма)
Кодекс доповнено новим Додатком 1 (тип В) 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 № 1144 від 29.07.2025
Додаток 2
до Кодексу системи передачі
ЗАЯВА
на отримання вихідних даних для розроблення техніко-економічного обґрунтування схеми приєднання об’єкта
Додаток 3 (тип А)
до Кодексу системи передачі
ДОГОВІР
про приєднання електроустановок до системи передачі (типова форма)
Додаток 3 (тип А) із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 68 від 17.01.2023; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
Додаток 3 (тип Б)
до Кодексу системи передачі
ДОГОВІР
про приєднання електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, до системи передачі (типова форма)
Додаток 3 (тип Б) із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 68 від 17.01.2023; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025
Додаток 3 (тип В)
до Кодексу системи передачі
ДОГОВІР
про приєднання електроустановок, призначених для зберігання енергії, до системи передачі (типова форма)
Кодекс доповнено новим Додатком 3 (тип В) згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 68 від 17.01.2023; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Додаток 4 (тип А)
до Кодексу системи передачі
ТЕХНІЧНІ УМОВИ
на приєднання електроустановок до системи передачі
Додаток 4 (тип А) із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025
Додаток 4 (тип Б)
до Кодексу системи передачі
ТЕХНІЧНІ УМОВИ
на приєднання електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, до системи передачі (типова форма)
Додаток 4 (тип Б) в редакції Постанови 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 № 1053 від 15.07.2025
Додаток 4 (тип В)
до Кодексу системи передачі
ТЕХНІЧНІ УМОВИ
на приєднання електроустановок, призначених для зберігання енергії, до системи передачі (типова форма)
Кодекс доповнено новим Додатком 4 (тип В) 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 № 1053 від 15.07.2025
Додаток 5
до Кодексу системи передачі
ТИПОВИЙ ДОГОВІР
про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління
Додаток 5 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 - щодо визнання протиправними та нечинними змін див. Рішення Окружного адміністративного суду міста Києва № 640/3041/20 від 13.07.2020, № 1680 від 29.09.2021, № 2027 від 10.11.2021; в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022, № 1763 від 29.09.2023; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024, № 1053 від 15.07.2025, № 1144 від 29.07.2025
Додаток 1
до Типового договору про надання
послуг з диспетчерського
(оперативно-технологічного)
управління
ЗАЯВА-ПРИЄДНАННЯ
Додаток 1 в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023
Додаток 6
до Типового договору про надання
послуг з диспетчерського
(оперативно-технологічного)
управління
Положення
про взаємодію ОСП та Виробника, з генеруючими одиницями якого диспетчери ОСП при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні взаємодіють безпосередньо
Типовий договір доповнено новим Додатком 6 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021, № 1305 від 11.10.2022, № 1763 від 29.09.2023
Додаток 7
до Типового договору
про надання послуг з диспетчерського
(оперативно-технологічного) управління
ПОЛОЖЕННЯ
про взаємодію ОСП та ОСР при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні
Типовий договір доповнено новим Додатком 7 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021, № 1763 від 29.09.2023
Додаток 8
до Типового договору
про надання послуг з диспетчерського
(оперативно-технологічного) управління
ПОЛОЖЕННЯ
про взаємодію ОСП та Споживача при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні
Типовий договір доповнено новим Додатком 8 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021, № 1763 від 29.09.2023
Додаток 9
до Типового договору про надання
послуг з диспетчерського
(оперативно-технологічного) управління
ПОЛОЖЕННЯ
про взаємодію ОСП та Оператора УЗЕ при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні
Типовий договір доповнено новим Додатком 9 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 № 1763 від 29.09.2023
Додаток 10
до Типового договору про надання
послуг з диспетчерського
(оперативно-технологічного)
управління
ПОЛОЖЕННЯ
про взаємодію ОСП та Виробника, з генеруючими одиницями якого диспетчери ОСП при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні взаємодіють через диспетчера ОСР
Типовий договір доповнено новим Додатком 10 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023
Додаток 6
до Кодексу системи передачі
ТИПОВИЙ ДОГОВІР
про надання послуг з передачі електричної енергії
Додаток 6 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 - щодо визнання протиправними та нечинними змін див. Рішення Окружного адміністративного суду міста Києва № 640/3041/20 від 13.07.2020, № 2027 від 10.11.2021, № 1234 від 30.09.2022; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024, № 1144 від 29.07.2025, № 1462 від 16.09.2025
Додаток 1
до Типового договору про надання
послуг з передачі електричної енергії
ЗАЯВА-ПРИЄДНАННЯ
Додаток 1 в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024
Додаток 7
до Кодексу системи передачі
ПОРЯДОК
перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг
I. Порядок перевірки ПДП
1. Загальні положення
1.1. Цей Порядок визначає процедуру та умови перевірки ПДП (потенційного ПДП) та електроустановок, які використовуються (плануються до використання) ним для надання ДП оператору системи передачі, з метою підтвердження їх відповідності вимогам Кодексу системи передачі (далі - КСП) та інших нормативних документів щодо:
резервів підтримки частоти (РПЧ);
автоматичних резервів відновлення частоти (аРВЧ);
ручних резервів відновлення частоти (рРВЧ);
резервів заміщення (РЗ);
регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора;
відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску).
Учасниками процесу перевірки ПДП або потенційного ПДП (далі - Перевірка ПДП) є ОСП, ОСР у випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу, ПДП (потенційні ПДП) та орган з оцінки відповідності.
2. Права та обов’язки ОСП у процесі перевірки ПДП
2.1. ОСП зобов’язаний:
1) оприлюднювати на власному вебсайті вимоги до програм випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП) за кожним видом ДП;
2) приймати рішення щодо погодження:
програм випробувань;
дати проведення випробувань;
звітів випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП);
3) брати участь у випробуваннях електроустановок ПДП (потенційних ПДП);
4) розглядати апеляції з питань Перевірки ПДП (потенційного ПДП);
5) оприлюднювати актуальний реєстр ПДП, які пройшли перевірку;
6) організовувати контроль відповідності ПДП, які пройшли перевірку, вимогам КСП та інших нормативних документів.
2.2. ОСП має право:
1) ініціювати проведення позачергових випробувань електроустановок ПДП у випадках, визначених цим Порядком;
2) вимагати від учасників процесу Перевірки ПДП виконання своїх зобов’язань, що випливають з цього Порядку;
3) запитувати у ПДП (потенційного ПДП) документи, що підтверджують відповідність органу з оцінки відповідності вимогам КСП;
4) з метою інформування учасників ринку вести реєстр органів з оцінки відповідності;
5) залучати до процесу перевірки та випробувань консультантів, що мають успішний досвід проведення перевірок у сфері ДП в ENTSO-E.
3. Права та обов’язки ПДП (потенційних ПДП)
3.1. ПДП (потенційний ПДП) зобов’язаний:
1) забезпечувати проведення випробувань електроустановок ПДП відповідно до глав 8-9 розділу IV КСП та цього Порядку;
2) забезпечувати відповідність електроустановок технічним вимогам КСП;
3) проводити контроль перевірених показників, їх стабільності, реєстрацію та збереження результатів контролю;
4) невідкладно інформувати ОСП щодо внесення змін до технічної документації, конструкції електроустановок, що пройшли перевірку, та до технологічних процесів, пов’язаних з наданням ДП;
5) передбачати в договорі, що укладається з органом з оцінки відповідності, зобов’язання щодо дотримання ним вимог, визначених у КСП та цьому Порядку;
6) забезпечувати доступ уповноважених представників ОСП до електроустановок ПДП у процесі проведення контролю відповідності ПДП, які пройшли перевірку, вимогам КСП та інших нормативних документів.
3.2. ПДП (потенційний ПДП) має право:
1) ініціювати проведення перевірки та випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);
2) вільно обирати орган з оцінки відповідності;
3) звертатися до ОСП за роз’ясненнями з питань Перевірки ПДП;
4) оскаржувати рішення ОСП щодо Перевірки ПДП.
4. Етапи проведення перевірки ПДП
4.1. Основними етапами проведення Перевірки ПДП є:
1) ініціювання проведення Перевірки ПДП;
2) проведення організаційних та підготовчих робіт, передбачених главами 8 та 9 розділу IV КСП та цим Порядком;
3) підготовка та узгодження між учасниками процесу Перевірки ПДП програми випробувань та термінів (дати початку та завершення) проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);
4) проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);
5) підготовка органом з оцінки відповідності технічного звіту про результати проведеного випробування;
6) затвердження ПДП (потенційним ПДП) технічного звіту про результати проведеного випробування;
7) підготовка та надання, з метою погодження, до ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування, який має містити висновок щодо підтвердженої випробуваннями електроустановок ПДП оцінки спроможності надання допоміжних послуг, їх обсягу та якісних характеристик.
5. Алгоритм перевірки ПДП
5.1. ПДП (потенційний ПДП) ініціює процес Перевірки ПДП не пізніше ніж за 30 календарних днів до запланованої дати проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) шляхом подання запиту до ОСП, у якому має бути зазначено:
вид ДП;
інформацію щодо органу з оцінки відповідності, який проводитиме випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП);
технічні відомості про обладнання ПДП (потенційного ПДП);
заплановану дату проведення випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП).
5.2. ПДП (потенційний ПДП) направляє ОСП програму випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП), складену відповідно до вимог глав 8 та 9 розділу IV КСП та цього Порядку, після погодження дати випробувань протягом 5 робочих днів.
5.3. ОСП приймає рішення щодо погодження програми випробування електроустановок ПДП та повідомляє про це ПДП (потенційного ПДП) протягом 10 робочих днів з дати її отримання від ПДП (потенційного ПДП). У випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу ОСП повинен узгодити своє рішення з відповідним ОСР.
У випадку якщо програма випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) не відповідає вимогам цього Порядку, ОСП повідомляє ПДП (потенційного ПДП) про відхилення програми з обґрунтуванням причин відхилення. Потенційний ПДП має усунути вказані недоліки та повторно направити ОСП програму випробувань не пізніше ніж за 10 робочих днів до дати випробувань. Після повторного розгляду програми випробувань ОСП приймає рішення щодо погодження/непогодження такої програми. У разі незадовільного рішення ОСП повідомляє ПДП (потенційного ПДП) про відхилення програми та скасування дати проведення випробувань електроустановок ПДП.
5.4. Орган з оцінки відповідності проводить випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП) за участі ПДП (потенційного ПДП), ОСП та ОСР у випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу за погодженою з ОСП програмою випробувань. Присутність представників ОСП при проведенні випробувань є обов’язковою.
5.5. Після проведення випробування електроустановки ПДП (потенційного ПДП) орган з оцінки відповідності складає протокол випробувань. Протокол випробувань має бути затверджений ПДП (потенційним ПДП).
5.6. На підставі затвердженого протоколу випробувань орган з оцінки відповідності розробляє та надає ПДП (потенційному ПДП) технічний звіт про результати проведеного випробування, що має бути направлений ПДП (потенційним ПДП) на погодження ОСП.
5.7. У випадку якщо технічний звіт про результати проведеного випробування та протокол випробувань встановлює відповідність електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам КСП та інших нормативно-технічних документів, ОСП погоджує його та повідомляє про це ПДП протягом 10 робочих днів з дати отримання технічного звіту від ПДП (потенційного ПДП).
5.8. Орган з оцінки відповідності на основі погодженого ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування приймає рішення щодо відповідності електроустановки ПДП (потенційного ПДП) вимогам КСП щодо надання ДП не пізніше 5 робочих днів з дня погодження технічного звіту та надає ПДП Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП, яке має бути погоджено ОСП.
Абзац перший пункту 5.8 глави 5 розділу I із змінами, внесеними згідно Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
ОСП вносить ПДП до реєстру ПДП, який оприлюднюється ОСП на власному вебсайті в мережі Інтернет, протягом одного робочого дня з моменту отримання інформації від ПДП про отримання ним Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.
Пункт 5.8 глави 5 розділу I із змінами, внесеними згідно Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2267 від 05.11.2019
5.9. На основі погодженого з ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування для перевірки відповідності електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам до аРВЧ ПДП також може отримати Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП щодо надання ДП з рРВЧ та/або РЗ в обсягах, визначених за результатами випробувань.
Пункт 5.10 глави 5 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
Пункт 5.11 глави 5 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
Пункт 5.12 глави 5 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
6. Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП
6.1. Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП має містити:
найменування ПДП;
Пункт 6.2 глави 6 доповнено новим абзацом другим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020
місцезнаходження електроустановок ПДП;
Пункт 6.2 глави 6 доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020
ЕІС-код учасника ринку;
ЕІС-код області регулювання, де розташовані електроустановки ПДП (потенційного ПДП);
EIC-код одиниці надання допоміжної послуги;
вид ДП, на яку видане Свідоцтво;
підтверджений за результатами випробувань об’єм резерву потужності (для РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ);
підтверджений діапазон регулювання реактивної потужності (для послуги регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК);
час активації та об’єм резерву потужності, що може бути затребувана під час активації послуги із відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску);
дату видачі Свідоцтва;
термін дії Свідоцтва;
підстави надання Свідоцтва;
Пункт 6.2 глави 6 доповнено новим абзацом тринадцятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020
найменування органу з оцінки відповідності, що видав Свідоцтво.
Пункт 6.1 глави 6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020
6.2. Додатком до Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП має бути технічний звіт про результати проведеного випробування.
Пункт 6.2 глави 6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020
6.3. Якщо одиниця надання ДП, на яку видано Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП, термін дії якого не завершився, передана на праві власності, оренди або іншому праві користування іншому учаснику ринку, такий учасник ринку (потенційний ПДП) має право звернутися до ОСП щодо надання нового Свідоцтва за умови незмінності технічних характеристик одиниці надання ДП та технологічних процесів, що впливають або можуть вплинути на якість надання ДП.
Заява на отримання нового Свідоцтва потенційного ПДП має містити:
найменування ПДП - попереднього отримувача Свідоцтва;
вид ДП, на який подається запит щодо отримання нового Свідоцтва;
технічні відомості про обладнання.
До заяви додається технічний звіт про результати проведеного випробування, що був додатком до попереднього Свідоцтва.
ОСП протягом 10 робочих днів на підставі заяви про анулювання Свідоцтва попереднього отримувача, заяви потенційного ПДП на отримання нового Свідоцтва та підтвердження незмінності об'ємів резерву потужності (для РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ) і діапазонів регулювання реактивної потужності (для послуги регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК), а також у разі відповідності інформації щодо одиниці надання ДП, на яку видано попереднє Свідоцтво, інформації, зазначеній у заяві потенційного ПДП, надає нове Свідоцтво ПДП, уносить відповідні зміни до Реєстру ПДП та Реєстру одиниць надання ДП.
Термін дії нового Свідоцтва не змінюється.
Додатком до Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП є технічний звіт про результати проведеного випробування. У новому Свідоцтві робиться відмітка про підстави його надання.
Під час розгляду заяви потенційного ПДП ОСП має право на проведення перевірки відповідності потенційного ПДП вимогам КСП у разі порушення умов надання ДП ПДП протягом шести календарних місяців у більше ніж 20 % випадків.
У випадку якщо за результатами цієї перевірки виявлено, що потенційний ПДП не відповідає вимогам КСП, то потенційний ПДП має провести випробування електроустановок згідно з алгоритмом перевірки ПДП, який передбачено розділом V цього Порядку.
Главу 6 розділу I доповнено новим пунктом 6.3 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020
7. Термін дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП
7.1. Термін дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП складає 5 років.
7.2. Дострокове завершення терміну дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП відбувається в таких випадках:
технічні вимоги щодо надання ДП змінилися;
результати моніторингу засвідчують, що за останні 6 календарних місяців 3 рази не була надана відповідна ДП;
було проведено реконструкцію/переоснащення електроустановок ПДП;
неусунення ПДП невідповідностей електроустановок у терміни (строки), визначені ОСП.
7.3. У випадку завершення терміну дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП та ненадання інформації ПДП про продовження терміну дії ОСП виключає інформацію про такого ПДП з Реєстру ПДП.
Главу 7 розділу I доповнено новим пунктом 7.3 згідно Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2267 від 05.11.2019
8. Процедура оскарження результатів Перевірки ПДП
8.1. ПДП (потенційний ПДП) має право на оскарження рішення ОСП щодо непогодження технічного звіту про результати випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) шляхом звернення до ОСП. ОСП повинен розглянути таке звернення у строк, що не перевищує 10 робочих днів з дати отримання звернення від ПДП (потенційного ПДП).
У разі незгоди з рішенням ОСП ПДП (потенційний ПДП) має право звернутися до Регулятора.
9. Організація контролю
9.1. ОСП організовує контроль роботи електроустановок ПДП, за допомогою яких надаються ДП, шляхом проведення перевірок та отримання інформації про електроустановки ПДП, виконання ПДП своїх зобов’язань у частині надання ДП та відповідності КСП. Контроль виконується протягом терміну дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.
9.2. Критерієм для визначення необхідності у проведенні перевірок є зіставлення даних, отриманих за результатами випробувань, та результатів моніторингу.
9.3. При виявленні невідповідностей електроустановок, за допомогою яких надаються ДП, вимогам КСП ОСП повідомляє ПДП щодо виявлених невідповідностей та термінів їх усунення.
II. Порядок проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП)
1. Загальні положення
1.1. Перед проведенням випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП) перевіряється наявність у ПДП (потенційного ПДП) необхідного обладнання, програмного забезпечення та професійної кваліфікації щодо таких аспектів:
1) початковий стан електроустановок, за допомогою яких планується надання ДП: забезпечено готовність до випробування та необмеженої роботи в умовах проведення випробування зі звичайними уставками обмежувачів та захистів;
2) схема регулювання: належна схема керування повинна бути активована для регулятора частоти обертання та інших відповідних регуляторів (для ТЕС - енергоблок перебуватиме в режимі «котел відслідковує турбіну» або «скоординованого регулювання»);
3) подача сигналу на вимірювання швидкості: характеристика сигналу швидкості у регулятора повинна бути визначена, а відповідний генератор сигналу повинен бути доступний перед випробуванням. Для нового регулятора та/або станційної системи SCADA можливе введення необхідних випробувальних сигналів у регулятор та/або регулятор частоти обертання та здійснення реєстрації за допомогою програмно-технічного інтерфейсу. Якщо така опція доступна, потрібно віддавати перевагу їй, а не подачі апаратного сигналу. Краще вводити імітаційний сигнал частоти - як у контур регулювання швидкості, так і в контур активної потужності. Якщо це неможливо, сигнал вводиться в контур регулювання активної потужності, а реальна частота системи реєструється. Умови випробувань повинні бути вказані в кожній програмі випробувань, орієнтованій на конкретну одиницю надання ДП;
Підпункт 3 пункту 1.1 глави 1 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
- 4) реєстратор даних: записи випробувань мають бути заархівовані блочною системою SCADA, якщо ця система задовольняє очікування часової роздільної здатності, визначені нижче. Якщо ж ні, для збору випробувальних даних буде використовуватися зовнішній пристрій, який має такі можливості:
запис 16 сигналів, що мають точність вимірювання 0,001 в.о.;
мінімальний час вибірки 100 мс (10 зразків на секунду) часова роздільна здатність для кожного сигналу.
Якщо для реєстрації даних необхідний зовнішній пристрій, усі відповідні детальні параметри пристрою мають визначатись у методиці проведення випробувань конкретного енергоблока;
5) аварійне зупинення випробування: програмний параметр або апаратний перемикач, який вимикає підсумовування поданих сигналів заданої форми у разі аварії;
6) визначення вимірювальних сигналів: сигнали, які реєструватимуться під час випробувань на кожній одиниці надання ДП, мають докладно визначатися у програмах випробувань, орієнтованих на конкретну одиницю надання ДП. Точки вимірювання аналогових сигналів мають бути визначені разом з їхніми характеристиками (напруга/струм, діапазон сигналу). Для систем SCADA з можливістю реєстрації даних, сумісної з вимогами, мають бути визначені лише необхідні сигнали, тому ПДП може визначити належну реєстрацію даних у системі SCADA.
1.2. Випробування повинні виконуватися в координації з ОСП та оперативним персоналом, що експлуатує одиницю надання ДП, щоб уникнути будь-яких небажаних регулювальних дій. В усіх випробуваннях, пов’язаних з регулюванням частоти та активної потужності, має здійснюватися реєстрація наведених у таблиці 1 типових сигналів (у залежності від типу одиниці надання ДП) із відповідною часовою роздільною здатністю.
Таблиця 1
Назва сигналу
Роздільна здатність
(не менше)
уставка частоти
100 мс
виміряне значення частоти та/або виміряне значення частоти обертання валу турбіни
100 мс
активна вихідна потужність одиниці надання ДП, що бере участь у ППЧ
100 мс
положення регулюючих клапанів турбіни
100 мс
тиск гострої пари перед турбіною*
1 с
температура свіжої пари*
1 с
витрата палива*
1 с
ручна уставка активної потужності
100 мс
дистанційна уставка активної потужності (від ЦР САРЧП)
1 с
температура пари проміжного перегріву*
1 с
команди керування регулюючими клапанами турбіни*
100 мс
тиск у камері згоряння*
1 с
рівень у барабані*
1 с
тиск у конденсаторі*
1 с
напір нетто (для гідроагрегатів)*
1 с
Примітка.
Наявність або відсутність пунктів, відмічених *, залежить від технічних характеристик одиниці надання ДП, яка випробовується.
У разі відсутності сигналу по витраті палива необхідно використовувати сигнал, що характеризує зміну витрати палива (наприклад, частота обертання пиложивильників).
Таблиця 1 із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 677 від 06.05.2025
1.3. Перед випробуваннями гідроагрегатів необхідно зафіксувати напір нетто.
1.4. Електроустановки ПДП (потенційного ПДП) мають бути оснащені системою моніторингу, що відповідає вимогам глави 5 розділу IX КСП та Порядку моніторингу виконання постачальниками допоміжних послуг зобов’язань з надання допоміжних послуг, визначеного Правилами ринку (далі - Порядок моніторингу).
Перед проведенням випробувань перевіряється оснащеність електроустановок ПДП (потенційного ПДП) відповідними системами моніторингу надання ДП.
З цією метою ПДП (потенційний ПДП) повинен підтвердити:
наявність відповідного програмно-технічного комплексу, за допомогою якого забезпечується моніторинг надання ДП;
можливість фіксації всіх необхідних сигналів;
забезпечення точності вимірювання та дискретності всіх сигналів;
забезпечення виконання технічних вимог щодо організації каналів обміну інформацією між ОСП та ПДП;
забезпечення збереження інформації щодо моніторингу ДП.
1.5. Випробування одиниць агрегації агрегатора проводяться в місці, з якого відбувається керування одиницями агрегації агрегатора.
Главу 1 розділу II доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
1.6. Перед початком проведення випробувань агрегатор зобов’язаний надати інформацію про юридичну та фактичну адреси учасників агрегованої групи, електроустановки яких входять до складу одиниць агрегації, та про номінальну потужність одиниці агрегації (Рном), яка визначається на підставі даних щодо встановленої потужності генеруючих одиниць або встановленої потужності відпуску/відбору УЗЕ, або дозволеної потужності споживання об’єктів енергоспоживання.
Главу 1 розділу II доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
1.7. За запитом ОСП агрегатор зобов’язаний надати необхідні технічні дані по кожній електроустановці, що входить до складу одиниці агрегації агрегатора на будь-якому етапі процесу перевірки чи підготовки до неї. Дані по кожній електроустановці, що входить до складу одиниці агрегації агрегатора мають зберігатись в місці, з якого відбувається керування одиницями агрегації агрегатора.
На вимогу ОСП агрегатор зобов’язаний забезпечити доступ до електроустановок, що входять до складу одиниці агрегації арегатора на будь-якому етапі процесу перевірки чи підготовки до неї.
Главу 1 розділу II доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023
2. Порядок проведення випробувань РПЧ
2.1. За наявності процесу обертання елементів обладнання для всіх випробувань подача сигналу має здійснюватися у вимірюваний сигнал частоти або уставку частоти - у залежності від можливостей регулятора частоти обертання, як показано на рисунку 1.
Абзац перший пункту 2.1 глави 2 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
Рисунок 1. Приклад подачі сигналу регулятора
2.2. Випробування регулювання базового навантаження має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.
2.3. Методика випробування регулювання базового навантаження передбачає, що:
- 1) одиниця надання ДП повинна перебувати в режимі регулювання навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад). У випадку випробувань УЗЕ перевірка базового навантаження проводиться окремо для режимів відпуску в діапазоні від Pmin.вп до Рmax.вп та режимів відбору в діапазоні від Pmin.відб до Рmax.відб за формулами:
де
вп
режим відпуску;
відб
режим відбору;
2) зона нечутливості частоти збільшується до високих значень, щоб не порушувати вихідну потужність;
3) необхідно спостерігати, чи є вихідна потужність одиниці надання ДП постійною впродовж 1 години (може бути скоригований за необхідності);
4) вимірюються всі визначені сигнали;
5) випробування вважається проведеним успішно за умови, що фактична активна потужність коливається в межах ±1% від номінальної потужності (Рном).
Пункт 2.3 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
2.4. Для спостереження за чутливістю системи регулювання при випробуванні чутливості РПЧ необхідно задавати малі відхилення частоти, як показано на рисунку 2. При цьому:
- 1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється посередині діапазону регулювання та розраховується за формулою
де
P min
мінімальне навантаження (технічний мінімум або максимальна потужність відбору УЗЕ), що може нести одиниця надання ДП тривалий час. Для УЗЕ P min використовується з від’ємним знаком;
Абзац третій підпункту 1 пункту 2.4 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
P max
максимальне навантаження (встановлена потужність або максимальна потужність відпуску УЗЕ), що може нести одиниця надання ДП тривалий час;
Абзац четвертий підпункту 1 пункту 2.4 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
2) відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю;
3) значення статизму для електроустановок змінюється в діапазоні 0,1-12 % (за замовчуванням для випробувань повинно бути 5 %);
Підпункт 3 пункту 2.4 глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
4) сигнал, визначений на рисунку 2, подається як сигнал вимірювання частоти кроками по ±10 мГц і ±20 мГц;
5) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано менше 5 хвилин);
6) випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність, зафіксована після введення сигналу відхилення частоти, відповідає розрахованій величині згідно з програмою випробувань.
Пункт 2.4 глави 2 розділу II доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
Рисунок 2. Малі сигнали відхилення частоти
2.5. Перевірка достовірності уставок РПЧ.
Перевірка достовірності уставок РПЧ виконується з метою підтвердження відповідності характеристик налаштування регулятора потужності (статизм і нечутливість до частоти на основі ступінчатих змін вимірюваної частоти), для чого задаються різні відхилення частоти для електроустановки надання ДП як показано на рисунку 3. При цьому:
1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється посередині діапазону регулювання, який визначається згідно з підпунктом 1 пункту 2.4 цієї глави;
Підпункт 1 пункту 2.5 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
2) відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю;
3) значення статизму встановлюється відповідно до підпункту 3 пункту 2.4 цієї глави. Випробування повторюється для 2 різних значень статизму. Випробувальні значення статизму під час випробування залежать від номінальної потужності одиниці надання ДП і максимальних ступенів частоти, за яких буде досягнуто повний резерв (за замовчуванням 200 мГц). Точні значення мають бути вказані в кожній програмі випробувань для конкретної одиниці надання ДП;
Підпункт 3 пункту 2.5 глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
4) реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;
5) сигнал, визначений на рисунку 3, подається як сигнал вимірювання (у цілому ±200 мГц, з кількістю кроків від 2 до 5, точні значення мають бути вказані в кожній програмі випробувань для конкретної одиниці надання ДП);
Підпункт 5 пункту 2.5 глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
- 6) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендується 5-7 хвилин).
Рисунок 3. Сигнали відхилення частоти
Назва рисунка 3 пункту 2.5 глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
2.6. Для спостереження характеристики РПЧ при перевірці працездатності РПЧ для одиниці надання ДП необхідно задавати ступінчасті відхилення частоти, які є достатньо великими для активації всього РПЧ, як показано на рисунку 4.
2.7. Методика випробування працездатності РПЧ передбачає, що:
- 1) випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів навантаження регулювання:
Для УЗЕ випробування повторюється окремо на завантаження від Pmax.відб. до Pmin.відб. та від Pmin.вп. до Pmax.вп. та на розвантаження від Pmax.вп. до Pmin.вп. та від Pmin.відб. до Pmax.відб..
Підпункт 1 пункту 2.7 глави 2 розділу II доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
Відповідний режим регулювання - активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною 0 мГц;
2) значення статизму визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1-12 %;
Підпункт 2 пункту 2.7 глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
3) реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;
4) сигнал, визначений на рисунку 4, подається як сигнал вимірювання частоти величиною ±200 мГц (буде перераховано для різних налаштувань статизму та обсягу основного резерву електростанції) такими кроками:
для режиму високого навантаження буде перевірена активація резерву на завантаження;
для режиму низького навантаження буде перевірена активація резерву на розвантаження;
5) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється упродовж 15 хвилин (кожний імітаційний сигнал частоти буде підтримуватися мінімум 15 хвилин);
6) вимірюються всі визначені сигнали.
Рисунок 4. Подача сигналу частоти для випробування характеристик РПЧ у вимірювану частоту в разі мінімальної потужності
2.8. Випробування вважається проведеним успішно за умови видачі не менше 50 % обсягу РПЧ на завантаження/розвантаження (відбір/відпуск) за час не більше 15 сек та 100 % обсягу РПЧ на завантаження/розвантаження (відбір/відпуск) за час не більше 30 сек. Під час навантаження/розвантаження допускається перерегулювання за умови, якщо воно не перевищує 1 % Рном, та коливання потужності мають затухаючий характер.
Рисунок 5. Процес активації РПЧ на завантаження для генерації і розвантаження для споживання (установка зберігання енергії може працювати як у режимі відпуску, так і в режимі відбору електричної енергії)
Рисунок 6. Процес активації РПЧ на розвантаження для генерації і навантаження для споживання (установка зберігання енергії може працювати як у режимі відпуску, так і в режимі відбору електричної енергії)
Пункт 2.8 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
Текст глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
3. Порядок проведення випробувань аРВЧ
Назва глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
3.1. Перевірка базового навантаження аРВЧ.
Це випробування має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.
Для проведення випробування:
електроустановка одиниці надання ДП повинна перебувати в режимі підтримки заданого навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад). У випадку випробувань УЗЕ перевірка базового навантаження проводиться окремо для режимів відпуску в діапазоні від Pmin.вп до Рmax.вп та режимів відбору в діапазоні від Pmin.відб до Рmax.відб за формулами:
де
вп
режим відпуску;
відб
режим відбору;
Для проведення випробувань УЗЕ зона нечутливості частоти збільшується до значень, що не порушуватимуть вихідну потужність (рекомендовано 500 мГц);
вихідна потужність електроустановки одиниці надання ДП має бути постійною впродовж 1 години (за необхідності може бути скориговано);
випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність коливається в межах ±1 % номінальної потужності (Рном).
Для УЗЕ перевірка базового навантаження проводиться окремо для режимів відпуску та режимів відбору.
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
3.2. Випробування перевірки чутливості аРВЧ має на меті перевірити чутливість електроустановки до малої зміни уставки навантаження.
Для проведення цього випробування:
вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється приблизно посередині діапазону регулювання та розраховується за формулою
відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною високому значенню (рекомендовано 500 мГц), щоб уникнути впливу змін частоти в мережі через контур первинного регулювання;
уставка активної потужності змінюється кроками ±1 % і ±2 % (відносно номінальної потужності одиниці надання ДП);
реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано максимум 5 хв);
випробування може здійснюватися зі SCADA шляхом імітації уставки;
вимірюються всі визначені сигнали.
Пункт 3.2 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
3.3. Перевірка достовірності уставок аРВЧ виконується з метою підтвердження зміни активної потужності у відповідності до заданих уставок через ступінчасті зміни в сигналі ЦР САРЧП.
3.4. Випробування з перевірки достовірності уставок аРВЧ має на меті перевірити здатність електроустановки змінювати навантаження відповідно до уставки.
Для проведення цього випробування:
вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється приблизно посередині діапазону регулювання та розраховується за формулою
відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною високому значенню (рекомендовано 500 мГц), щоб уникнути впливу змін частоти в мережі через контур первинного регулювання;
реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;
уставка активної потужності буде збільшена і зменшена в чотири кроки в позитивному і негативному напрямі. На кожному кроці вихідна потужність буде змінена на 25 % від повного резерву одиниці надання ДП, як показано на рисунку 7;
реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано менше 5 хв);
випробування може виконуватися зі SCADA шляхом імітації уставки потужності;
вимірюються всі визначені сигнали.
Рисунок 7. Сигнал АРП для перевірки петлі гістерезису аРВЧ як відсоток від повної резервної потужності одиниці надання ДП.
Пункт 3.4 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
3.5. Випробування з перевірки працездатності аРВЧ необхідне для перевірки активації всього запланованого обсягу резерву аРВЧ за час визначений у підпункті 8.4.3 пункту 8.4 розділу V КСП.
Пункт 3.5 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
3.6. Методика випробування аРВЧ передбачає, що:
- 1) випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів регулювання навантаження:
Для УЗЕ випробування проводяться окремо на завантаження від Pmax.відб. до Pmin.відб. та від Pmin.вп. до Pmax.вп. та на розвантаження від Pmax.вп. до Pmin.вп. та від Pmin.відб. до Pmax.відб..
Підпункт 1 пункту 3.6 глави 3 розділу II доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021
У випадку перевірки спільної активації РПЧ та аРВЧ необхідно встановити зону нечутливості по частоті рівною нулю, а значення статизму визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1-12 %. Резервну потужність одиниці надання ДП (Pрез) буде обчислено за цього статизму і номінальної потужності одиниці надання ДП.
Абзац четвертий підпункту 1 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
2) відповідний режим регулювання - активний, зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю, а значення статизму визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1-12 % для перевірки максимуму вторинного резерву. Pрез буде обчислено за цього статизму і номінальної потужності одиниці надання ДП;
Підпункт 2 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
3) уставка потужності змінюється для активації всього обсягу аРВЧ покроково на завантаження та розвантаження;
Підпункт 3 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
4) для режиму високого навантаження буде перевірена висхідна активація резерву;
5) для режиму низького навантаження буде перевірена низхідна активація резерву;
6) щоб визначити затримку зв’язку, фіктивна змінна додається до виміряних значень і змінюється в момент подачі ступінчастого відхилення диспетчером ОСП. Це вимагає постійного зв’язку з диспетчером ОСП;
7) випробування може виконуватися зі станційної системи SCADA шляхом імітації уставки одиниці надання ДП;
8) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється упродовж 30 хвилин у залежності від часу стабілізації кожної одиниці надання ДП;
Підпункт 8 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
9) вимірюються всі визначені сигнали;
10) випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність змінюється відповідно до уставки активної потужності із затримкою, що не перевищує 30 сек, точність підтримання заданої потужності не гірше ±1 % від номінальної потужності (Рном) протягом 30 хв після досягнення уставки, час повної активації резерву не перевищує 15 хв.
Пункт 3.6 глави 3 розділу II доповнено новим підпунктом 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 № 677 від 06.05.2025
4. Порядок випробування рРВЧ та/або РЗ
4.1. Порядок проведення випробувань рРВЧ
4.1.1. Випробування з перевірки базового навантаження рРВЧ має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.
Випробування проводиться відповідно до підпункту 3.1 глави 3 цього розділу.
4.1.2. Випробування з перевірки працездатності рРВЧ необхідне для перевірки активації всього запланованого обсягу резерву рРВЧ за час, визначений у підпункті 8.4.3 пункту 8.4 розділу V КСП.
Це випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів регулювання навантаження.
Відповідний режим регулювання активний, зона нечутливості по частоті встановлюється рівною високому значенню (рекомендовано 500 мГц), щоб уникнути впливу змін частоти в мережі через контур первинного регулювання;
Уставка потужності змінюється для активації всього обсягу рРВЧ окремо на завантаження та розвантаження.
Для режиму високого навантаження буде перевірена висхідна активація резерву.
Для режиму низького навантаження буде перевірена низхідна активація резерву.
Вимірюються всі визначені сигнали.
Випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність змінюється відповідно до уставки активної потужності, точність підтримання заданої потужності не гірше ±1 % від номінальної потужності (Рном) протягом 30 хв після досягнення уставки, час повної активації цього резерву не перевищує 15 хв.
4.2. Порядок проведення випробувань РЗ
4.2.1. Випробування з перевірки базового навантаження РЗ має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.
Це випробування проводиться відповідно до пункту 3.1 глави 3 цього розділу.
4.2.2. Випробування з перевірки працездатності РЗ необхідне для перевірки активації всього запланованого обсягу резерву РЗ за час, визначений у підпункті 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V КСП.
Це випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів регулювання навантаження.
Відповідний режим регулювання активний, зона нечутливості по частоті встановлюється рівною високому значенню (рекомендовано 500 мГц), щоб уникнути впливу змін частоти в мережі через контур первинного регулювання.
Уставка потужності змінюється для активації всього обсягу РЗ окремо на завантаження та розвантаження.
Для режиму високого навантаження буде перевірена висхідна активація резерву.
Для режиму низького навантаження буде перевірена низхідна активація резерву.
Вимірюються всі визначені сигнали.
Випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність змінюється відповідно до уставки активної потужності, точність підтримання заданої потужності не гірше ±1 % від номінальної потужності (Рном) протягом 60 хв після досягнення уставки, час повної активації цього резерву не перевищує 30 хв.
Глава 4 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025
5. Особливості проведення перевірки УЗЕ
5.1. Важливим параметром для УЗЕ є стан заряду УЗЕ в реальному часі SoC (State of Charge) - поточний стан заряду, %, оскільки його недостатність унеможливить забезпечення надання повного обсягу ДП. Величина гранично допустимого стану заряду УЗЕ, достатнього для надання ДП у повному обсязі, визначається під час проведення випробувань, шляхом обчислення верхньої та нижньої меж спроможності забезпечення ДП.
Після кожного пункту програми випробувань SoC повертається до значення, що дозволяє провести наступний крок випробувань.
Алгоритм визначення верхньої межі спроможності забезпечення резерву SoCupper розраховується за формулою
де
ΔSoC
кількість фактично витраченого заряду для забезпечення повного обсягу резерву, зафіксованого під час випробувань у режимі відбору, %.
Визначення ΔSoC розраховується за формулою
ΔSoC = |SoC2 – SoC1|,
де
SoC2
стан заряду, зафіксований на момент початку досліду з визначення повного обсягу резерву згідно з пунктом 2.7 глави 2 цього додатка, %;
SoC1
стан заряду, зафіксований на момент завершення досліду з визначення повного обсягу резерву згідно з пунктом 2.7 глави 2 цього додатка, %;
SoCmax
максимальний робочий стан заряду УЗЕ, 100 %.
Алгоритм визначення нижньої межі спроможності забезпечення резерву, SoClower розраховується за формулою
де
ΔSoC
кількість фактично витраченого заряду для забезпечення повного обсягу резерву, зафіксованого під час випробувань у режимі відпуску, %.
Визначення ΔSoC розраховується за формулою
ΔSoC = |SoC2 – SoC1|,
де
SoC2
стан заряду, зафіксований на момент початку досліду з визначення повного обсягу резерву згідно з пунктом 2.7 глави 2 цього додатка, %;
SoC1
стан заряду, зафіксований на момент завершення досліду з визначення повного обсягу резерву згідно з пунктом 2.7 глави 2 цього додатка, %;
SoCmin
мінімальний робочий стан заряду УЗЕ, 0 %.
Розділ II доповнено новою главою 5 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
6. Порядок випробування регулювання напруги та реактивної потужності для генераторів у режимі синхронного компенсатора
6.1. Підтвердження здатності генераторів надавати ДП із регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора здійснюється шляхом надання до ОСП технічної документації заводів- виробників відповідного обладнання із закладеними в такій документації технічними характеристиками. Відповідну технічну документацію ПДП (потенційний ПДП) зобов’язаний надати ОСП протягом 20 робочих днів із дня отримання відповідного запиту від ОСП.
Метою випробувань регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора є перевірка здатності одиниці надання ДП надання послуги з регулювання напруги та визначення максимальних обсягів реактивної потужності.
При перевірці регулювання напруги в режимі синхронного компенсатора на вузлі записується таке:
1) задана напруга Uz;
2) напруга вузла Up;
3) активна потужність генератора PG;
4) реактивна потужність генератора QG;
5) напруга генератора UG;
6) вимірювані величини записуються за допомогою реєстраційного пристрою з періодом запису t = 1 секунда.
6.2. Перевірка максимального та мінімального значення реактивної потужності одиниці надання ДП в режимі СК.
Методика випробування:
1) ОСП надає оперативну команду ПДП на видачу максимальної реактивної потужності протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП виробляє максимальну реактивну потужність протягом години;
Підпункт 1 пункту 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
2) ОСП надає оперативну команду ПДП на споживання максимальної реактивної потужності протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП споживає максимальну реактивну потужність протягом години;
Підпункт 2 пункту 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
- 3) вимірюються всі сигнали, визначені в пункті 5.1 цієї глави.
6.3. Методика випробування здатності регулювання напруги передбачає, що:
1) на початку випробування напруга встановлюється на початковому значенні;
2) ОСП надає покроково оперативні команди ПДП на регулювання (зміну) напруги протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП виконує оперативну команду;
Підпункт 2 пункту 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
- 3) вимірюються всі сигнали, визначені в пункті 5.1 цієї глави.
За результатами вимірювань визначають:
графік і час стабілізації напруги у вузлі,
аперіодичний графік,
час стабілізації t0 - tu ≤ 5 хв,
точність стабілізації напруги у вузлі,
діапазон регулювання реактивної потужності відповідного генератора (Qmax і Qmin).
Графіки повинні бути зроблені на основі виміряних значень величин UG, PG, UP, QG.
Результати повинні бути оброблені з періодом запису t = 1 секунда.
7. Порядок проведення випробування здатності забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій
7.1. Метою таких випробувань є перевірка здатності одиниці надання ДП забезпечити надання послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій у разі виникнення такої системної аварії з реєстрацією таких параметрів:
1) напруга генератора UG;
2) напруга власних потреб одиниці надання ДП Uвп;
3) частота обертання одиниці надання ДП fG;
4) час надання та виконання оперативних команд;
Підпункт 4 пункту 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
- 5) вимірювані величини записуються за допомогою реєстраційного пристрою з періодом запису t = 1 секунда.
7.2. Методика випробування здатності забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій передбачає, що:
1) одиниця надання ДП, що випробовується, повинна бути зупинена;
2) автономні джерела живлення (дизельні генератори тощо), які будуть використовуватись під час проведення випробувань, повинні бути вимкнені;
3) перевіряються на працездатність основні та резервні засоби зв’язку;
4) необхідно забезпечити відключення живлення власних потреб одиниці надання ДП, що випробовується;
5) після підтвердження інформації про відсутність напруги на шинах власних потреб одиниці надання ДП виконується запуск автономного джерела живлення;
6) виконується живлення шин власних потреб одиниці надання ДП, що випробовується, від автономного джерела живлення, виконується запуск одиниці надання ДП;
7) процедура повторюється тричі;
8) після третього успішного запуску одиниця надання ДП має забезпечити живлення власних потреб, після чого автономне джерело живлення має бути вимкнене;
9) одиниця надання ДП має працювати протягом години з номінальною напругою та частотою;
10) вимірюються всі визначені сигнали.
Кодекс системи передачі доповнено новим Додатком згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2267 від 05.11.2019, № 1724 від 16.09.2020, № 1546 від 16.09.2021, № 1680 від 29.09.2021, № 1234 від 30.09.2022, № 2649 від 29.12.2023
Додаток 8
до Кодексу системи передачі
ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ
до побудови АСУ ТП у складі інформаційно-технологічної системи диспетчерського управління ОЕС України
Кодекс системи передачі доповнено новим Додатком згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021, № 1053 від 15.07.2025
Додаток 9
до Кодексу системи передачі
ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ
до побудови каналів зв’язку для обміну технологічною інформацією між оператором системи передачі та користувачами системи передачі/розподілу
Кодекс системи передачі доповнено новим Додатком згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
Додаток 10
до Кодексу системи передачі
ЗВІТ
про виконання Плану розвитку системи передачі
Кодекс системи передачі доповнено новим Додатком згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021
Додаток 11
до Кодексу системи передачі
РЕЄСТР
інформації про проведені закупівлі товарів, робіт та послуг
Кодекс доповнено новим Додатком 11 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022
Додаток 12
до Кодексу системи передачі
ПОРЯДОК
розроблення, подання на схвалення та виконання інвестиційної програми оператора системи передачі
1. Загальні положення
1.1. Цей Порядок поширюється на суб'єкта господарювання, який отримав ліцензію на провадження господарської діяльності з передачі електричної енергії, та установлює процедуру розроблення, подання на схвалення та виконання інвестиційної програми (далі - ІП) ОСП.
1.2. У цьому Порядку терміни вживаються в таких значеннях:
базовий період - період дії ІП, який передує прогнозному періоду ІП, тривалістю, як правило, календарний рік;
захід ІП - належним чином обґрунтована, запланована до виконання закупівля товарів та робіт протягом прогнозного періоду ІП (календарний рік), що пов'язана з провадженням ОСП господарської діяльності з передачі електричної енергії та диспетчерського (оперативно-технологічного) управління;
звітний період - період дії ІП, за який ОСП звітує про виконання ІП (щокварталу наростаючим підсумком та за підсумками календарного року);
інвестиційна програма (ІП) - оформлені з урахуванням вимог цього Порядку зобов’язання ОСП щодо виконання у визначені терміни та за рахунок відповідних джерел фінансування комплексу заходів ІП, спрямованих, зокрема, на підвищення рівня надійності, безпеки, економічності та забезпечення ефективного функціонування активів ОСП; розвиток системи передачі; поліпшення якості надання послуг з передачі електричної енергії та диспетчерського (оперативно-технологічного) управління; зниження технологічних витрат електричної енергії;
перехідний захід ІП - запланований до виконання захід ІП, що виконується протягом двох або більше років, та пов'язаний з обґрунтованою ОСП необхідністю виконання заходу ІП етапами;
прогнозний період ІП (далі - прогнозний період) - період, протягом якого ОСП зобов'язаний виконати заходи ІП (як правило, перший календарний рік відповідного Плану).
1.3. ОСП зобов'язаний використовувати кошти, визначені як джерело фінансування ІП, виключно на її виконання відповідно до графіка виконання заходів по кварталах, визначеного ІП.
1.4. Розгляду питання про схвалення ІП передує його відкрите обговорення на місцях згідно з Порядком проведення відкритого обговорення проектів рішень Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженим постановою НКРЕКП від 30 червня 2017 року № 866.
1.5. Регулятор приймає рішення про схвалення ІП або внесення змін до неї на засіданні, що проводиться у формі відкритого слухання, після розгляду та опрацювання Регулятором ІП або запропонованих змін до неї та поданих матеріалів згідно з вимогами цього Порядку.
2. Вимоги до ІП
2.1. Інформація в ІП та звітах щодо її виконання, викладена у числовому форматі, зазначається з точністю до двох цифр після коми, а якщо ціла частина числа дорівнює нулю, з точністю до двох значущих цифр після коми.
2.2. ОСП розробляє ІП на підставі Плану на наступні 10 років згідно з вимогами цього Порядку та протоколів нарад Регулятора щодо підходів до формування ІП на відповідний прогнозний період, та подає її Регулятору за формою, наведеною в додатку 13 до Кодексу, відповідно до затвердженого Регулятором графіка.
2.3. Неподання або подання ОСП ІП, що не відповідає вимогам цього Порядку та інших нормативно-правових актів, є порушенням Ліцензійних умов провадження господарської діяльності з передачі електричної енергії, затверджених постановою НКРЕКП від 09 листопада 2017 року № 1388.
2.4. ОСП формує джерела фінансування ІП з таких статей:
амортизація;
прибуток на капітальні інвестиції, передбачений структурою тарифів (цін);
запланований обсяг надходжень за перетоки реактивної електричної енергії;
кошти, отримані від розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів.
Додатковими джерелами фінансування ІП можуть бути: залучені кошти (кредити, грантові кошти, фінансова допомога), кошти, отримані від здійснення діяльності, пов'язаної та не пов'язаної з передачею електричної енергії та диспетчерським (оперативно-технологічним) управлінням, оплата за надані послуги комерційного обліку електричної енергії та інші джерела відповідно до вимог чинного законодавства.
2.5. ОСП формує ІП відповідно до розділів, визначених цим Порядком, із зазначенням обсягу фінансування по кожному з розділів (без урахування податку на додану вартість (далі - ПДВ)). ІП має містити:
1) інформацію про прогнозний загальний техніко-економічний стан ОСП на дату закінчення чинної ІП з урахуванням виконання її заходів;
2) загальний перелік заходів по кожному розділу ІП, запланованих на прогнозний період;
3) детальний перелік заходів ІП, запланованих до виконання на прогнозний період, з розбивкою на етапи (квартали) з фінансуванням відповідно до планових квартальних обсягів надходжень коштів;
4) пояснювальну записку з обґрунтуванням необхідності виконання заходів по кожному розділу ІП;
5) джерела фінансування ІП;
6) прогноз ОСП щодо зниження технологічних витрат та втрат електричної енергії за результатами реалізації ІП.
2.6. Пояснювальна записка до ІП повинна бути структурованою, сформованою відповідно до вимог цього Порядку та складатись із детального опису кожного заходу у розрізі розділів ІП, що має бути оформлений відповідно до глави 7 додатка 13 до Кодексу та містити, зокрема, таку інформацію:
1) назву та порядковий номер заходу ІП відповідно до глави 5 додатка 13 до Кодексу. Назва заходу ІП повинна відповідати розробленій проєктно-кошторисній документації (за наявності) та має містити характер дій, що плануються до виконання (будівництво, реконструкція, технічне переоснащення, розроблення проєктно-кошторисної документації тощо);
2) характер робіт, що плануються до виконання (будівництво, реконструкція, технічне переоснащення, розроблення проєктно-кошторисної документації, закупівля тощо), та запланований термін виконання цього заходу;
3) посилання на сторінку та пункт схваленого Плану (із зазначенням терміну виконання згідно з Планом) та інші документи, що передбачають виконання заходу;
4) посилання на обґрунтовуючі матеріали, що підтверджують необхідність виконання заходу, зокрема:
акти, експертні звіти (висновки) щодо необхідності заміни відповідного обладнання, протоколи замірів (акти, відомості тощо), протоколи випробувань та вимірювань, комерційні пропозиції тощо;
технічне завдання на проєктування (завдання на коригування) та розроблення проєктів землеустрою, затверджені в установленому порядку;
схвалену, затверджену, погоджену належним чином проєктно-кошторисну документацію (стадія ТЕО, стадія проєкт, стадія робоча документація) із зазначенням кошторисної вартості та відповідний наказ про її затвердження;
експертний висновок щодо розгляду проєктно-кошторисної документації;
5) інформацію щодо існуючого технічного стану відповідних об'єктів та їх складових частин;
6) обґрунтування необхідності та доцільності виконання заходу ІП із зазначенням очікуваного результату виконання цього заходу. До заходів ІП, за необхідності, мають бути додані схемні рішення, інші графічні та табличні матеріали, що підтверджують необхідність та доцільність виконання заходу;
7) опис робіт із зазначенням фізичних обсягів та вартості, що заплановані до виконання у прогнозному періоді, та основних техніко-економічних показників проєктів (із зазначенням, зокрема, типу та кількості основного обладнання та матеріалів, що плануються до заміни/встановлення). По заходах, що мають перехідний характер, також зазначаються етапи виконання (план-графік, діаграма Ганта), фізичні обсяги та фінансування по роках із урахуванням фактичного виконання). По заходах із закупівлі транспортних засобів або спеціалізованої техніки, пояснювальна записка повинна містити таку інформацію: ціль закупівлі транспортного засобу; підрозділ, в який закуповується транспортний засіб; тип нового транспортного засобу; опис характеристик, технічних параметрів та комплектації, яким мають відповідати нові транспортні засоби, для виконання своїх функцій; порівняльний аналіз обраного типу транспортного засобу та ще 2-х його аналогів на предмет економічної та технічної доцільності для виконання заявлених функцій;
8) опис та розрахунок запланованого економічного ефекту від впровадження заходу (робіт) ІП.
2.7. ОСП додає до кожного заходу ІП обґрунтовуючі матеріали, що, зокрема мають містити:
1) проєктно-кошторисну документацію з виконання відповідних робіт, розроблену та затверджену відповідно до вимог чинного законодавства. Обсяги робіт та ресурсів (матеріалів, обладнання тощо) у кошторисній документації повинні бути підтверджені відповідними обсягами у затвердженій проєктній частині;
2) експертні висновки щодо розгляду проєктно-кошторисної документації відповідно до вимог чинного законодавства;
3) накази про затвердження відповідної проєктно-кошторисної документації;
4) акти, експертні звіти (висновки) щодо необхідності заміни відповідного обладнання, протоколи замірів (акти, відомості тощо), протоколи випробувань та вимірювань, відповідні технічні завдання на проєктування та розроблення проєктів землеустрою, затверджені в установленому порядку із зазначенням стадії проєктування (ТЕО, проєкт, робочий проєкт тощо), та інші матеріали;
5) цінові (комерційні) пропозиції (прайси) виробників або їх офіційних представників в Україні, результати публічної закупівлі;
6) відповідні програми/концепції розвитку, у тому числі програми заміни дефектного обладнання, що містять перелік запланованих за роками заходів, у разі їх наявності.
По заходах, що фінансуються за рахунок кредитних коштів міжнародних фінансових організацій, ОСП додатково надає «Таблицю цін на обладнання», що є додатком до відповідних договорів.
2.8. При формуванні ІП на прогнозний період ОСП повинен передбачити виконання перехідних заходів з попередніх періодів.
2.9. ОСП може передбачити в ІП кошти для розробки проєктів на виконання робіт, що заплановані до реалізації, як правило, в наступному календарному році. Вартість проєктно-вишукувальних робіт визначається відповідно до чинного законодавства та кошторисів на виконання цих проєктно-вишукувальних робіт.
2.10. ОСП визначає обсяги інвестицій виходячи з технічного стану основних фондів, підтвердженого технічним оглядом та відповідною технічною документацією, та інших активів ОСП, принципів економічної доцільності запровадження відповідних заходів, а також з урахуванням впливів цих заходів на рівень тарифів на передачу електричної енергії та диспетчерське (оперативно-технологічне) управління.
2.11. ОСП повинен здійснювати планування фінансування розділів ІП з урахуванням, зокрема, необхідності забезпечення належного рівня безпеки, надійності та якості надання послуг з передачі електричної енергії та диспетчерського (оперативно-технологічного) управління на довгостроковий період, підвищення енергоефективності електричних мереж ОСП, з урахуванням вимог Закону України «Про енергетичну ефективність», впровадження та розвитку «розумних мереж», управління попитом та можливостей надання допоміжних послуг виробниками, забезпечення кібербезпеки об'єктів системи передачі, а також доцільності, необхідності та можливості використання установок зберігання енергії.
2.12. Заходи з нового будівництва, реконструкції, технічного переоснащення об'єктів ОСП можуть бути включені до ІП за наявності необхідних обґрунтовуючих матеріалів відповідно до пункту 2.7 цієї глави, зокрема проєктно-кошторисної документації, розробленої відповідно до вимог чинного законодавства і затвердженої в установленому порядку, а також титулу будівництва (за наявності).
З метою забезпечення ефективного використання джерел фінансування ІП та для прискорення виконання робіт з нового будівництва, реконструкції, технічного переоснащення по об'єктах з класом наслідків СС-2 та СС-3 і комплексів релейного захисту та автоматики, строк виготовлення окремого обладнання для яких перевищує шість місяців, ОСП може передбачити в ІП фінансування в обсязі до п'ятдесяти відсотків орієнтовної вартості такого обладнання, визначеної відповідно до цінових (комерційних) пропозицій (прайс-листів) виробників відповідного обладнання або їх офіційних представників в Україні, для виплати авансових платежів, за умови включення до цієї ІП повної вартості виконання відповідних проєктно-вишукувальних робіт. Після виконання відповідних проєктно-вишукувальних робіт ОСП може звернутися до Регулятора з пропозицією щодо внесення змін до схваленої ІП для включення залишку фінансування для завершення виконання робіт по зазначених об’єктах.
2.13. Ціни закупівель, що застосовує ОСП при формуванні ІП, є орієнтовними. Остаточна ціна закупівель визначається ОСП на конкурентних засадах відповідно до вимог чинного законодавства про здійснення закупівель.
2.14. Регулятор здійснює розгляд та схвалення заходів ІП за напрямками: технічне переоснащення та реконструкція засобів диспетчерсько-технологічного управління, впровадження та розвиток автоматизованих систем диспетчерського управління (АСДУ); технічне переоснащення та реконструкція вузлів обліку та автоматизованої системи обліку електроенергії та приладів вимірювання; технічне переоснащення та реконструкція засобів обчислювальної техніки; впровадження та розвиток інформаційних технологій; впровадження та розвиток систем зв'язку за наявності таких документів:
відповідних розділів у Плані, що містять переліки запланованих за роками заходів та проєктів (у тому числі заходів з кібербезпеки);
проєктно-кошторисної документації з виконання відповідних робіт, розробленої та затвердженої відповідно до вимог чинного законодавства. При цьому обсяги робіт та ресурсів (матеріалів, обладнання тощо) у кошторисній документації повинні бути підтверджені відповідними обсягами у затвердженій проєктній частині;
наказів про затвердження відповідної проєктно-кошторисної документації;
експертних висновків щодо розгляду проєктно-кошторисної документації відповідно до вимог чинного законодавства;
дефектних актів, експертних звітів щодо необхідності заміни або модернізації відповідного обладнання та програмних засобів, відповідних технічних завдань на проєктування;
результатів публічних закупівель, цінових (комерційних) пропозицій (прайсів) виробників або їх офіційних представників в Україні із зазначенням каталожних номерів відповідного обладнання та програмного забезпечення;
технічного завдання на впровадження та модернізацію автоматизованої системи комерційного обліку електричної енергії ОСП, а також програму модернізації вузлів обліку електричної енергії по точках комерційного обліку всіх типів, по яких ОСП є стороною, відповідальною за точку комерційного обліку, які погоджені Адміністратором комерційного обліку.
2.15. Заходи, що передбачають закупівлю та впровадження програмного забезпечення (далі - ПЗ), придбання прав (ліцензій) на користування ПЗ можуть бути включені до ІП за умови, якщо:
платіж за використання ПЗ (прав користування ним) є одноразовим, а ліцензія є безстроковою або довгостроковою (строк використання не менше 1 року) та враховується як нематеріальний актив або у складі вартості основних засобів;
на вже використовуване ПЗ встановлюється за доплату оновлена версія ПЗ або здійснюється його поліпшення (модернізація) за умови збільшення його капіталізації;
закупівля ПЗ здійснюється як невід’ємна складова частина обладнання;
строк (термін) корисного використання програми (ліцензії) становить не менше одного операційного циклу (1 року) (за виключенням заходів кібербезпеки) та програма (ліцензія) враховується як нематеріальний актив або у складі вартості основних засобів;
впровадження нового ПЗ взамін існуючого ПЗ здійснюється не частіше ніж 1 раз на 5 років за виключенням випадків припинення підтримки ПЗ виробником.
До ІП ОСП не можуть бути включені такі заходи: хмарні рішення (послуги), консалтингові послуги, технічна підтримка, послуги інтернету, послуги з оренди каналів зв’язку, підтримка доменного імені, ремонтні роботи для обслуговування обчислювальних потужностей, комплектуючі для ремонту існуючої техніки, послуги підписки на використання ПЗ (за виключенням заходів кібербезпеки), обмінний фонд тощо.
2.16. На титульній сторінці всіх примірників схваленої ІП ОСП зазначає реквізити:
документа(ів), яким(и) ІП затверджена відповідно до статуту ОСП;
постанови Регулятора, якою схвалено ІП.
Зазначені відмітки з реквізитами підписує керівник ОСП або уповноважена ним особа та скріплює відповідною печаткою (за наявності).
2.17. Матеріали, що подає ОСП як обґрунтування ІП, у тому числі в електронній формі, повинні бути оформлені та затверджені належним чином відповідно до вимог чинного законодавства.
3. Порядок розгляду та схвалення ІП
3.1. ОСП затверджує ІП у порядку, встановленому його установчими документами.
3.2. ОСП подає Регулятору ІП та відповідні обґрунтовуючі матеріали, оформлені з урахуванням вимог цього Порядку, для опрацювання в електронній формі (у форматах Word, Excel тощо) із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника ОСП у системі електронної взаємодії (СЕВ) (з урахуванням технічних можливостей СЕВ) та на офіційну електронну адресу Регулятора, а також на електронну адресу Регулятора energo1@nerc.gov.ua.
3.3. Регулятор розглядає ІП на предмет її відповідності вимогам цього Порядку.
У разі встановлення Регулятором невідповідності ІП вимогам цього Порядку в частині оформлення, затвердження та відповідного обґрунтування вона до розгляду не приймається та повертається на доопрацювання ОСП.
У разі наявності зауважень та пропозицій до поданої ІП Регулятор інформує про це ОСП.
Зокрема, у разі надання ОСП недостовірної інформації щодо обґрунтування заходу ІП захід на вимогу Регулятора має бути виключений.
3.4. Подані ОСП протягом 10 робочих днів відповідні пропозиції, додаткові пояснення та обґрунтування до ІП, з урахуванням наданих Регулятором зауважень та пропозицій, повторно розглядаються Регулятором.
3.5. У разі встановлення Регулятором відповідності ІП вимогам цього Порядку питання про її схвалення виноситься на засідання Регулятора, що проводиться у формі відкритого слухання, у порядку, визначеному Регламентом Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженим постановою НКРЕКП від 06 грудня 2016 року № 2133.
3.6. Після прийняття рішення про схвалення ІП обґрунтовуючі матеріали до неї, подані ОСП, а також робочі примірники ІП повертаються ОСП та зберігаються в нього не менше 3 років після закінчення строку дії відповідної ІП та мають бути надані Регулятору на його запит для виконання покладених на нього завдань.
3.7. Якщо під час розгляду Регулятором ІП виникають питання, що потребують проведення експертизи, розгляд ІП призупиняється на період, необхідний для проведення такої експертизи, про що Регулятор письмово повідомляє ОСП протягом 5 днів з дня прийняття Регулятором рішення щодо проведення такої експертизи.
За результатами експертизи спірні питання розглядаються на засіданні Регулятора, що проводиться у формі відкритого слухання.
3.8. У разі визнання на засіданні Регулятора, що проводиться у формі відкритого слухання, заходів ІП необґрунтованими ці заходи ОСП пропонується виключити, а кошти, передбачені на їх фінансування, можуть бути за пропозицією Регулятора виключені зі структури тарифу або перерозподілені ОСП між іншими розділами ІП.
3.9. ОСП забезпечує достовірність інформації, наданої Регулятору у складі ІП, звітів щодо виконання ІП, обґрунтовуючих матеріалів до ІП, а також інформації, що надається у відповідь на окремі запити Регулятора тощо.
3.10. Протягом 10 календарних днів з дня прийняття Регулятором рішення про схвалення ІП ОСП подає схвалену Регулятором ІП в електронній формі (у форматах Word, Excel) із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника ОСП у системі електронної взаємодії (СЕВ) (з урахуванням технічних можливостей СЕВ) та на офіційну електронну адресу центрального апарату Регулятора, а також на електронну адресу Регулятора energo1@nerc.gov.ua.
Електронну форму схваленої Регулятором ІП ОСП оприлюднює шляхом розміщення на своєму офіційному вебсайті в мережі Інтернет протягом 5 робочих днів з дня прийняття Регулятором рішення про схвалення ІП та зберігає на ньому протягом строку дії ІП та не менше 3 років після його закінчення.
3.11. При виникненні потреби у виконанні робіт у зв'язку з особливими обставинами, яких ОСП не міг передбачити, у тому числі робіт, пов'язаних з ліквідацією наслідків надзвичайних ситуацій, ОСП має право за власної ініціативи, як правило, протягом місяця за підсумками першого та другого кварталу та/або не пізніше 30 вересня прогнозного періоду звернутися до Регулятора з пропозицією щодо внесення змін до схваленої ІП, оформленої та обґрунтованої відповідно до вимог цього Порядку.
Регулятор розглядає зміни до ІП на загальних підставах відповідно до визначеної цим Порядком процедури розгляду та схвалення ІП. Пояснювальна записка до запропонованих змін, зокрема, повинна містити обґрунтування необхідності коригування заходів, виключення та включення додаткових заходів до схваленої ІП.
Питання про внесення змін до ІП Регулятор розглядає на засіданнях, які проводяться у формі відкритих слухань.
4. Виконання ІП
4.1. ОСП зобов'язаний виконувати схвалену Регулятором ІП у повному обсязі відповідно до запланованих етапів, обсягів робіт у кількісному вираженні, джерел та обсягів фінансування у вартісному вираженні, у тому числі для заходів, які мають перехідний характер.
4.2. Виконаними вважаються заходи ІП, щодо яких здійснено повне фінансування та активи по яких введені в експлуатацію у термін до 31 грудня прогнозного періоду відповідної ІП, що підтверджено такими документами:
- 1) для матеріальних активів (у тому числі інших необоротних матеріальних активів):
акт введення в експлуатацію основних засобів;
акт готовності об’єкта електроенергетики до експлуатації технічно переоснащених або замінених складових частин об'єктів електричних мереж;
- 2) для нематеріальних активів:
акт введення в господарський оборот об'єкта права інтелектуальної власності у складі нематеріальних активів.
Заходи з розроблення проєктно-кошторисної документації та проєктів землеустрою вважаються виконаними протягом прогнозованого періоду, якщо за результатами їх виконання складено акт приймання-передачі виконаної проєктної документації на об’єкт у термін до 31 грудня цього періоду та щодо яких здійснено повне фінансування.
До заходів із закупівлі транспортних засобів або спеціалізованої техніки на заміну існуючих ОСП додатково до документів, визначених у підпункті 1 цього пункту, оформлює відповідні акти списання транспортних засобів, що підлягають заміні.
ОСП має виконувати заходи ІП з дотриманням вимог чинного законодавства у сфері регулювання містобудівної діяльності.
Перехідні заходи ІП вважаються виконаними протягом прогнозного періоду, якщо за результатами їх виконання складено акти виконаних робіт та/або акти приймання-передачі, здійснено оплату відповідно до цих актів на умовах, передбачених схваленою ІП.
4.3. При неповному виконанні ІП за звітний період ОСП надалі першочергово здійснює фінансування заходів з нового будівництва, технічного переоснащення і реконструкції електричних мереж та обладнання.
4.4. При зміні (збільшенні або зменшенні) вартості виконання заходів, передбачених схваленою ІП, до 5% ОСП може самостійно зробити перерозподіл фінансування між цими заходами в межах одного розділу за умови незмінності фізичних обсягів цих заходів.
4.5. У випадку фактичного збільшення надходження коштів відповідно до визначених джерел фінансування ІП або наявності інших додаткових джерел ОСП має ініціювати процедуру внесення відповідних змін до ІП згідно з цим Порядком у частині збільшення джерел фінансування та доповнення запланованих заходів.
4.6. Профінансованими вважаються заходи ІП, щодо яких здійснено фактичну оплату грошовими коштами.
4.7. У разі недофінансування заходів ІП базового періоду з причин, незалежних від ОСП, він може продовжити фінансування цих заходів до 20 числа місяця, наступного після закінчення періоду дії цієї ІП, за рахунок коштів, отриманих як джерело фінансування ІП базового періоду.
4.8. Об'єкти (заходи), що були профінансовані ОСП, але не передбачені схваленою ІП або передбачені схваленою ІП у меншій кількості, не враховуються як виконання ІП.
4.9. ОСП при виконанні ІП зобов'язаний проводити закупівлю нового сучасного високотехнологічного обладнання, виконаного із якісних матеріалів, що не було у використанні та щодо якого надаються гарантійні зобов'язання виробників або їх офіційних представників, крім випадків придбання цілісних майнових комплексів об'єктів електроенергетики при наданні належного обґрунтування.
4.10. ОСП при виконанні ІП зобов'язаний проводити закупівлю обладнання, матеріалів, що мають технічні та якісні параметри і характеристики, що відповідають (або перевищують) визначеним в ІП та відповідних обґрунтовуючих матеріалах до неї, та з урахуванням Закону України «Про публічні закупівлі».
5. Порядок подання звітів щодо виконання ІП
5.1. ОСП формує звіт щодо виконання ІП згідно з додатком 14 до Кодексу і подає його в електронній формі (у форматах Word, Excel) із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника ОСП у системі електронної взаємодії (СЕВ) та на офіційну електронну адресу центрального апарату Регулятора, а також на електронну адресу Регулятора energo1@nerc.gov.ua щокварталу не пізніше 28 числа місяця, наступного за звітним періодом, та за підсумками року не пізніше 25 лютого року, наступного за звітним періодом.
У звіті щодо виконання ІП ОСП до кожного заходу зазначає відповідний ідентифікатор закупівлі у вигляді гіперпосилання, що має містити інформацію відповідно до пункту 6.11 глави 6 розділу II Кодексу.
До звіту щодо виконання ІП ОСП додає детальну пояснювальну записку до кожного заходу ІП із зазначенням інформації щодо фізичних обсягів робіт/закупівель, що були виконані протягом прогнозного періоду, у тому числі інформації щодо проведення відповідних процедур закупівель.
5.2. У разі неповного виконання ІП ОСП додає до пояснювальної записки до звіту детальну інформацію щодо причин неповного виконання по кожному невиконаному заходу, зокрема у частині проведення процедури закупівлі.
5.3. Відповідальність за недостовірність даних, наданих у документах, зокрема щодо обґрунтування заходів ІП та звітів щодо її виконання, несе ОСП.
Якщо ОСП виявив у поданих звітах щодо виконання ІП помилку, він має письмово проінформувати про це Регулятора.
Указана інформація буде перевірена Регулятором під час здійснення відповідного заходу державного контролю дотримання ОСП ліцензійних умов провадження господарської діяльності з передачі електричної енергії. У разі підтвердження такої інформації за результатами перевірки Регулятор у межах компетенції приймає відповідне рішення, а ОСП зобов'язаний подати уточнений звіт.
Подання уточнених звітів в іншому випадку не допускається.
5.4. ОСП оприлюднює електронну форму звіту щодо виконання ІП шляхом розміщення на своєму офіційному вебсайті в мережі Інтернет не пізніше 28 числа місяця, наступного за звітним періодом, та за підсумками року не пізніше 25 лютого року, наступного за звітним періодом, та зберігає на ньому не менше 3 років.
5.5. Центральний апарат Регулятора та територіальні органи Регулятора у відповідному регіоні здійснюють контроль за виконанням ОСП ІП шляхом аналізу звітів щодо виконання ІП і проведення планових та позапланових перевірок діяльності ОСП.
Директор Департаменту
із регулювання відносин
у сфері енергетики
А. Огньов
Кодекс доповнено новим Додатком 12 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 281 від 13.02.2024
Додаток 13
до Кодексу системи передачі
ІНВЕСТИЦІЙНА ПРОГРАМА
оператора системи передачі
Кодекс доповнено новим Додатком 13 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 281 від 13.02.2024
Додаток 14
до Кодексу системи передачі
ЗВІТ
щодо виконання Інвестиційної програми оператора системи передачі
Кодекс доповнено новим Додатком 14 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 281 від 13.02.2024
Додаток 15
до Кодексу системи передачі
ВИСНОВОК
щодо відповідності Плану розвитку системи розподілу (далі – ПРСР) вимогам нормативно-правових та нормативно-технічних документів
Кодекс доповнено новим Додатком 15 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 678 від 06.05.2025
Додаток 16
до Кодексу системи передачі
ЗАЯВА
про бронювання потужності (типова форма)
Кодекс доповнено новим додатком 16 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Додаток 17
до Кодексу системи передачі
ДОГОВІР
про бронювання потужності
Кодекс доповнено новим додатком 17 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025
Додаток 18
до Кодексу системи передачі
ТЕХНІЧНЕ РІШЕННЯ
щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності (типова форма)
Кодекс доповнено новим додатком 18 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025