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
№ 1120 від 21.06.2019
№ 2267 від 05.11.2019
№ 360 від 07.02.2020
№ 1070 від 03.06.2020
№ 1724 від 16.09.2020
№ 333 від 03.03.2021
№ 1546 від 16.09.2021
№ 1680 від 29.09.2021
№ 2027 від 10.11.2021
№ 2992 від 29.12.2021
№ 493 від 17.05.2022
№ 1234 від 30.09.2022
№ 1305 від 11.10.2022
№ 1318 від 18.10.2022
№ 1848 від 27.12.2022
№ 68 від 17.01.2023
№ 642 від 11.04.2023
№ 1763 від 29.09.2023
№ 2649 від 29.12.2023
№ 281 від 13.02.2024
№ 1036 від 28.05.2024
№ 677 від 06.05.2025
№ 678 від 06.05.2025
№ 1053 від 15.07.2025
№ 1144 від 29.07.2025
№ 2061 від 09.12.2025
№ 1462 від 16.09.2025
№ 982 від 30.06.2026}
{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/P max - 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 (P max.відб. ) - максимальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відбір електричної енергії;
108) максимальна потужність відпуску УЗЕ (P max.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 (P max ) - 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/P max 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 (P min.відб. ) - мінімальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відбір електричної енергії;
121) мінімальна потужність відпуску УЗЕ (P min.вп. ) - мінімальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск електричної енергії;
122) мінімальна пропускна здатність ПСВН за активною потужністю (P min ) - 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;
124) 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 (P nom ) – 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:
1) АСЕ - помилка області регулювання;
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 P nom 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
P max , P min - максимальний, мінімальний технічний рівень потужності генеруючої одиниці; P поточ - поточний рівень потужності; f Rmax - 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 f Rmin 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 P max 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
P max , P min - максимальний, мінімальний технічний рівень потужності генеруючої одиниці; P поточ - поточний рівень потужності. f Rmin , f Rmax - мінімальне, максимальне значення зони нечутливості по частоті; f min , f max 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
P ref - базова активна потужність, до якої відноситься Δ P; Δ P - зміна вихідної активної потужності генеруючої одиниці; fn - номінальна частота (50 Гц) у мережі; Δ f - відхилення від номінальної частоти в мережі.
Таблиця 5
Параметри для реакції активної потужності на відхилення частоти у режимі FSM
Параметри
Діапазони
діапазон зміни активної потужності відносно номінальної потужності: | Δ P 1 | / P ном
1,5-10%
нечутливість частотної характеристики
Δ f1
≤ 10 мГц
Δ f1
f n
≤ 0,02%
мертва зона частотної характеристики
0-200 мГц
статизм s 1
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
P max - максимальна потужність, до якої відноситься Δ P; Δ P - зміна вихідної активної потужності генеруючої одиниці. Генеруюча одиниця має забезпечувати вихідну активну потужність Δ P до точки Δ P 1 відповідно до інтервалів часу t 1 і t 2 зі значеннями Δ P 1 , t 1 і t 2 , визначених ОСП відповідно до таблиці 6; t 1 - початкова затримка; t 2 - 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: | Δ P 1 | / P ном
1,5-10%
максимальна допустима початкова затримка t 1 для генеруючих одиниць (з інерцією)
2 секунди
максимальна допустима початкова затримка t 1 для генеруючих одиниць (без інерції)
500 мс
максимальний допустимий вибір часу повної активації t 2
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 % P max /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. U ret - залишкова напруга в точці приєднання впродовж КЗ, t clear - момент ліквідації КЗ. U rec1 , U rec2 , tr ec1 , t rec2 і t rec3 - 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
U ret
0,05-0,3
t clear
0,14-0,15 (або 0,14-0,25, якщо захист системи і безпечна експлуатація цього вимагають)
U clear
0,7-0,9
t rec1
t clear
U rec1
U clear
t rec2
t rec1 - 0,7
U rec2
0,85-0,9 і => U clear
t rec3
t rec2 - 1,5
Таблиця 8
Параметри для одиниць енергоцентрів
Параметри напруги, в. о.
Параметри часу, секунд
U ret
0,05 - 0,15
t clear
0,14-0,15 (або 0,14-0,25, якщо захист системи і безпечна експлуатація цього вимагають)
U clear
U ret - 0,15
t rec1
t clear
U rec1
U clear
t rec2
t rec1
U rec2
0,85
t rec3
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
U ret
0
t clear
0,14-0,25
U clear
0,25
t rec1
t clear - 0,45
U rec1
0,5-0,7
t rec2
t rec1 - 0,7
U rec2
0,85-0,9
t rec3
t rec2 - 1,5
Таблиця 10
Параметри для одиниць енергоцентрів приєднаних на рівні напруги 110 кВ або вище
Параметри напруги, в. о.
Параметри часу, секунд
U ret
0
t clear
0,14-0,25
U clear
U ret
t rec1
t clear
U rec1
U clear
t rec2
t rec1
U rec2
0,85
t rec3
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/P max , вказаного на рисунку 6;
діапазон Q/P max 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/P max 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 (P max ).
Таблиця 11
Параметри для обвідної (див. рис. 6) для синхронних генеруючих одиниць
Максимальна різниця між граничними значеннями Q/P max
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/P max
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). Δ P - зміна вихідної активної потужності системи ПСВН. f n - цільова частота в мережі ЗС, де надається послуга FSM, а Δ f - відхилення частоти в мережі ЗС, де надається послуга FSM.
Таблиця 19
Параметри для реакції активної потужності на відхилення частоти у режимі FSM
Параметри
Діапазони
Мертва зона частотної характеристики
0-200 мГц
Статизм s 1 (регулювання на збільшення)
Мінімум 0,1 %
Статизм s 2 (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
Δ P - зміна активної потужності, ініційованої ступінчастою зміною частоти.
Таблиця 20
Параметри повної активації реакції активної потужності на відхилення частоти внаслідок зміни сходинки частоти
Параметри
Час
Максимальна допустима початкова затримка t 1
0,5 секунди
Максимальний допустимий вибір часу повної активації t 2
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 f 1 між 50,2 Гц і 50,5 Гц, включно, зі статизмом s 3 , 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
Δ P - зміна вихідної активної потужності системи ПСВН і залежно від робочих режимів зменшення імпортованої потужності або збільшення експортованої потужності. f n - номінальна частота мережі або мереж ЗС, до яких приєднана система ПСВН, а Δ f - зміна частоти в мережі або мережах ЗС, до яких приєднана система ПСВН. За підвищених частот, коли f перевищує f 1 , 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 f 2 між 49,8 Гц і 49,5 Гц, включно, зі статизмом s 4 , 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
Δ P - зміна вихідної активної потужності системи ПСВН і залежно від робочих режимів зменшення імпортованої потужності або збільшення експортованої потужності. f n - номінальна частота в мережі або мережах ЗС, до яких приєднана система ПСВН, а Δ f - зміна частоти в мережі або мережах ЗС, до яких приєднана система ПСВН. За знижених частот, коли f нижче f 2 , система ПСВН повинна збільшувати вихідну активну потужність відповідно до уставки статизму s 4 .
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
U ret - залишкова напруга в точці приєднання під час пошкодження, t clear - момент, коли пошкодження ліквідовано, U rec1 і t rec1 вказують точку більш низьких меж відновлення напруги після ліквідації пошкодження. U block - блокувальна напруга в точці приєднання. Згадувані значення часу вимірюються від t fault .
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
U ret
0,00 - 0,30
t clear
0,14 - 0,25
U rec1
0,25 - 0,85
t rec1
1,5 - 2,5
U rec2
0,85 - 0,90
t rec2
t rec1 - 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/P max ;
2) графік U-Q/P max не має виходити за межі прямокутника (див. рис. 12), параметри якого встановлені в таблиці 24;
Рисунок 12
Вимоги до графіка U-Q/P max
Діаграма відображає межі графіка U-Q/P max з напругою U у точках приєднання, вираженою співвідношенням її фактичного значення до його опорного значення в 1 в. о., а також співвідношення Q/P max 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/P max
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/P max 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 P max.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 P max.вп .до 1 МВт включно, крім тих, що відносяться до класу А1;
3) тип В - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і P max.вп .від 1 МВт до 20 МВт включно;
4) тип С - точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і P max.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 P max.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
P поточ
-
поточний рівень потужності;
f min , f max
-
мінімальна, максимальна допустима частота роботи УЗЕ;
f 1
-
мінімальне значення зони нечутливості по частоті;
f 2
-
максимальне значення зони нечутливості по частоті;
f 0
-
номінальна частота;
зона нечутливості по частоті f 2 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 f 1 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;