Про затвердження Кодексу системи передачі

ОСП повинен ураховувати час, необхідний для переходу УЗЕ з режиму відпуску активної потужності в режим відбору електричної енергії або навпаки, що статизм у режимі відбору та в режимі відпуску може бути різним, а також обмеження по повній енергоємності УЗЕ (якщо це технологічно можливо);

УЗЕ, що не може досягти режиму відпуску до задіяння автоматичної схеми відключення відбору за низької частоти, повинна відключитися. Відключення допускається лише у випадку, коли режим відпуску не може бути досягнутий до порогу частоти 49 Гц;

5) режим нормованого ППЧ (частотно чутливий режим FSM):

УЗЕ мають бути здатними змінювати активну потужність при відхиленні частоти відповідно до параметрів, установлених ОСП (див. рис. 14 та 15), у межах діапазонів, зазначених у таблиці 27.

Рисунок 14

На діаграмі відображена здатність УЗЕ до реакції активної потужності на відхилення частоти в режимі FSM, що ілюструє випадок нульової мертвої зони і нечутливість, де P ref відповідає номінальній потужності УЗЕ (P nom. ).

Рисунок 15

На діаграмі відображена зона роботи та реакція УЗЕ у режимі FSM зі стандартними налаштуваннями для регулювання частоти (FSM/РПЧ),

де

f min

47,5 Гц;

f max

51,5 Гц;

f 0

50,0 Гц;

f 1

49,8 Гц;

f 2

50,2 Гц;

параметри для реакції активної потужності на відхилення частоти в режимі FSM для УЗЕ наведено в таблиці 27.

Таблиця 27

№

з/п

Параметри

Діапазони

мінімальний діапазон зміни активної потужності відносно Р ref : | Δ P 1 | / P ref

10 %

максимальна нечутливість первинного регулятора

Δ f 1

10 мГц

Δ f 1 /f n

0,02 %

мертва зона частотної характеристики

0-200 мГц

статизм s 1

0,1 % - 12 %

{Таблиця 27 підпункту 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 }

У випадку підвищення частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується потужністю P поточ .- Δ P, що має бути меншою або дорівнювати максимальній потужності відбору Pmax.відб.

У випадку зниження частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується потужністю P поточ. + Δ P, що має бути меншою або дорівнювати максимальній потужності відпуску P max.вп.

У разі стрибкоподібної зміни частоти УЗЕ мають бути здатними змінювати активну потужність при відхиленні частоти по лінії, як зазначено на рисунку 16, або вище неї (з метою уникнення коливань активної потужності) з відповідними параметрами, наведеними в таблиці 28.

Рисунок 16

На діаграмі зображено здатність змінювати активну потужність при відхиленні частоти,

де

P nom.

номінальна потужність, до якої відноситься Δ P;

Δ P

зміна вихідної активної потужності УЗЕ. УЗЕ 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 2 , визначеними ОСП відповідно до таблиці 28;

t 1

початкова затримка;

t 2

час повної активації;

параметри повної зміни активної потужності на відхилення частоти внаслідок стрибкоподібної зміни частоти наведено в таблиці 28;

Таблиця 28

№

з/п

Параметри

Діапазони або значення

максимальна допустима початкова затримка t 1

500 мс

максимальний допустимий вибір часу повної активації t 2

до 30 секунд

у всіх режимах системи передачі по частоті УЗЕ, що надають послуги з РПЧ, повинні забезпечувати видачу належного обсягу РПЧ відповідно до фактичного відхилення частоти в енергосистемі протягом усього часу надання послуги з РПЧ безперервно, що не може бути меншим ніж розрахунковий період надання послуги з РПЧ;

{Абзац двадцятий підпункту 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 }

після повернення системи передачі в нормальний режим по частоті обмежена по енергоємності УЗЕ, що надає послугу з РПЧ, повинна забезпечити якнайшвидше відновлення енергоємності. Таке відновлення здійснюється протягом 2 годин перебування системи передачі в нормальному режимі по частоті. УЗЕ, що надає послугу з РПЧ та перебуває в режимі відновлення енергоємності, повинна видавати обсяги РПЧ, які відповідають нормальному режиму системи передачі по частоті. Під час такого відновлення енергоємності УЗЕ, що надає послугу з РПЧ, може не забезпечувати видачу необхідних обсягів РПЧ, які відповідають передаварійному та аварійному режимам системи передачі по частоті;

6) дистанційне відключення/включення:

УЗЕ мають бути обладнані вхідним портом, щоб припиняти відпуск активної потужності або її відбір до 0 впродовж 5 секунд після отримання команди на вхідному порті. Відповідний Оператор має право зазначати вимоги до обладнання для забезпечення дистанційного керування УЗЕ;

7) керованість активною потужністю:

УЗЕ мають бути обладнані інтерфейсом (вхідним портом), щоб мати змогу змінювати вихідну активну потужність за час до 10 секунд після отримання команди на вхідному порті. ОСП має право вказувати вимоги до обладнання, щоб мати змогу дистанційно регулювати вихідну активну потужність;

8) регулювання активної потужності:

система регулювання УЗЕ має бути здатною до налаштування уставки активної потужності згідно з керуючими діями/командами, отриманими від ОСП дистанційно;

ОСП встановлює час, у межах якого має бути досягнута уставка активної потужності, та допустиме відхилення для нового завдання;

у випадку виведення УЗЕ з-під управління САРЧП ОСП забезпечує управління цією УЗЕ в ручному режимі, повідомивши невідкладно власника УЗЕ про час такого переведення. ОСП повинен повідомляти Регулятора шляхом щомісячного звітування про час, необхідний для досягнення завдання, та допустиме відхилення по активній потужності;

УЗЕ повинна забезпечувати функціональні можливості, що стосуються участі у ПВЧ та відповідають вимогам підпунктів 18 - 20 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V цього Кодексу;

{Абзац п'ятий підпункту 8 пункту 6.3 глави 6 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

9) автоматичне приєднання:

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

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

Якщо інші умови не узгоджені між ОСП, власником УЗЕ та відповідним ОСР, умовами автоматичного приєднання є:

діапазон частоти 49,9 - 50,1 Гц;

діапазон напруги 0,9 - 1,1 в.о.;

мінімальний час затримки 60 секунд;

максимальний градієнт збільшення вихідної активної потужності ≤ 20 % P nom ./хв.

Сигнал, який дозволяє УЗЕ повторно приєднатися, визначений підпунктом 3 пункту 6.6 цієї глави;

10) штучна інерція:

УЗЕ мають бути здатними забезпечувати штучну інерцію під час дуже швидких відхилень частоти;

принципи роботи систем управління, встановлені для забезпечення штучної інерції, та відповідні параметри визначаються ОСП.

6.4. Технічні вимоги щодо надійності УЗЕ:

1) здатність нести задане навантаження:

УЗЕ мають бути здатними нести навантаження на заданому рівні активної потужності незалежно від зміни частоти в межах порогової частоти, зазначеної в підпункті 1 пункту 6.3 цієї глави;

2) стійкість до КЗ:

УЗЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та продовжувати стабільну роботу під час КЗ та після його усунення релейним захистом при зміні напруги за кривою (див. рис. 17), параметри якої задаються ОСП у межах діапазонів, що зазначені в таблицях 29 та 30.

Рисунок 17

На графіку напруги УЗЕ під час проходження КЗ без відключення від мережі зображена нижня межа кривої напруги в залежності від часу для напруги в точці приєднання, вираженої як відношення її фактичного значення до її опорного значення у відносних одиницях: до, упродовж і після пошкодження,

де

U ret

залишкова напруга в точці приєднання впродовж КЗ;

t clear

момент ліквідації КЗ;

U rec1 , U rec2 ,

t rec1 , t rec2 і t rec3

вказують на певні точки нижніх меж відновлення напруги після ліквідації КЗ.

Часові інтервали роботи УЗЕ без відключення від мережі при КЗ для вказаних рівнів напруги (див. рис. 17), приєднаних на рівні напруги нижче 110 кВ, наведені в таблиці 29.

Таблиця 29

№ з/п

Параметри напруги, в.о.

Параметри часу, секунд

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

Часові інтервали роботи УЗЕ без відключення від мережі при КЗ для вказаних рівнів напруги (див. рис. 17), приєднаних на рівні напруги 110 кВ або вище, наведені в таблиці 30.

Таблиця 30

№ з/п

Параметри напруги, в.о.

Параметри часу, секунд

U ret

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

Для забезпечення можливості роботи УЗЕ без відімкнення від мережі при КЗ ОСП на вимогу власника УЗЕ повинен надати йому значення мінімальної та максимальної потужності КЗ у точці приєднання та вказати передаварійні робочі параметри УЗЕ, виражені як вихідні активна і реактивна потужності в точці приєднання та напруга в точці приєднання.

УЗЕ мають бути здатними продовжувати стабільну роботу, коли фактичні значення лінійних напруг відносно рівня напруги мережі в точці приєднання під час КЗ, ураховуючи вищенаведені передаварійні та післяаварійні режими, залишаються вище межі, вказаної на рисунку 17, якщо схема захисту для внутрішніх електричних пошкоджень не вимагає від’єднання УЗЕ від мережі. Схеми захисту та уставки для внутрішніх електричних пошкоджень не повинні ставити під загрозу характеристики здатності залишатися в роботі без відімкнення від мережі при КЗ.

Захист від зниження напруги (здатність залишатися в роботі без відімкнення від мережі при КЗ чи мінімальне значення, вказане для напруги в точці приєднання) встановлюється власником УЗЕ відповідно до її максимальних технічних можливостей, якщо ОСП не встановлює вимоги згідно з підпунктом 2 пункту 2.6 глави 2 цього розділу. Уставки мають бути обґрунтовані власником УЗЕ відповідно до цього принципу;

3) відновлення виробництва активної енергії після КЗ:

УЗЕ повинні відновлювати виробництво активної енергії після КЗ. ОСП визначає величину та час відновлення виробництва активної енергії;

мінімальні вимоги до відновлення виробництва активної енергії після КЗ:

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

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

мінімальний рівень потужності активної енергії - 90 % потужності активної енергії на час виникнення КЗ;

4) статична стійкість:

у разі відхилень потужності УЗЕ повинні зберігати статичну стійкість, працюючи в будь-якій робочій точці характеристики P-Q;

УЗЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та працювати без зниження потужності, поки напруга та частота залишаються в указаних межах згідно з вимогами, встановленими в цьому розділі, у межах технічної спроможності.

6.5. Технічні вимоги щодо стабільності напруги:

1) УЗЕ повинні бути здатними виробляти реактивну потужність, якщо така вимога встановлена ОСП, у межах технічної спроможності;

2) УЗЕ на вимогу ОСП мають бути здатними забезпечувати швидке підживлення КЗ струмом у точці приєднання під час симетричних (трифазних) пошкоджень.

ОСП повинен установити вимоги щодо роботи УЗЕ без відключення від електричної мережі під час нормативних пошкоджень;

3) УЗЕ, які підключені через інверторне обладнання, повинні бути обладнані постійною системою автоматичного регулювання напруги, що може забезпечувати постійну напругу на затискачах інвертора змінного струму на рівні вибраної уставки без нестабільності в усьому робочому діапазоні УЗЕ.

УЗЕ, які підключені через синхронні машини, мають бути обладнані системою АРЗ, що має включати також функцію PSS для демпфірування коливань потужності;

4) УЗЕ дозволяється автоматичне від’єднання, коли напруга в контрольній точці приєднання виходить за межі, встановлені ОСП;

5) УЗЕ мають бути здатними на вимогу ОСП використовувати всі резерви реактивної потужності аж до аварійних перевантажень згідно з вимогами ГКД 34.20.507 «Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила», затвердженого наказом Міністерства палива та енергетики України від 13 червня 2003 року № 296 (далі - ГКД 34.20.507);

6) УЗЕ мають бути здатними забезпечувати вироблення/споживання реактивної потужності у випадках коливань напруги з урахуванням того, що:

УЗЕ, які приєднані через синхронні машини, мають бути здатними забезпечувати вироблення/споживання реактивної потужності на її максимальному рівні в межах графіка U-Q/P max , вказаного на рисунку 6;

діапазон Q/P max та діапазон напруг для УЗЕ повинні перебувати в межах значень, наведених у таблиці 12;

повний діапазон реактивної потужності не може бути наявним в усьому діапазоні напруг в усталеному режимі;

УЗЕ, які приєднані через інверторне обладнання, мають бути здатними до переміщення в будь-яку робочу точку в межах свого профілю U-Q/P max у відповідних часових рамках до значень, встановлених ОСП;

7) УЗЕ мають відповідати таким вимогам щодо режимів регулювання реактивної потужності:

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

для забезпечення режиму регулювання напруги мають бути здатними до сприяння регулюванню напруги в точці приєднання через забезпечення обміну реактивною потужністю з мережею з уставкою напруги, що охоплює від 0,95 до 1,05 відносних одиниць з кроками не більше ніж 0,01 відносних одиниць, з крутизною характеристики у діапазоні принаймні 2 - 7 % і кроками не більше ніж 0,5 %;

вихідна реактивна потужність має бути нульовою, коли значення напруги мережі в точці приєднання дорівнюватиме уставці напруги;

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

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

для забезпечення режиму регулювання реактивної потужності мають бути здатними до встановлення уставки реактивної потужності де завгодно у діапазоні реактивної потужності, визначеному в підпункті 2 цього підпункту, з уставкою кроку не більшою ніж 5 % наявної реактивної потужності;

бути здатними регулювати коефіцієнт потужності в точці приєднання в межах необхідного діапазону реактивної потужності згідно з вимогами, встановленими підпунктом 2 цього підпункту, з кроками цільового коефіцієнта потужності не більше ніж 0,01;

УЗЕ, які підключені через інверторне обладнання, мають бути здатними забезпечувати вироблення/споживання реактивної потужності на її максимальному рівні в межах графіка U-Q/ Pmax , зазначеного на рисунку 12;

діапазон Q/P max і діапазон напруг для УЗЕ повинні перебувати в межах значень, зазначених у таблиці 24;

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

УЗЕ, які підключені через інверторне обладнання, мають бути здатними до переміщення в будь-яку робочу точку в межах графіка U-Q/P max й у часових рамках, зазначених ОСП;

УЗЕ, які підключені через інверторне обладнання, мають відповідати таким вимогам:

бути здатними працювати в будь-якому з трьох наведених нижче режимів регулювання:

режим регулювання напруги,

режим регулювання реактивної потужності,

режим регулювання коефіцієнта потужності;

забезпечувати регулювальні характеристики:

змінювати задані рівні напруги в точці приєднання відповідно до команд ОСП;

змінювати зону нечутливості навколо заданого рівня напруги в діапазоні ± 5 %;

УЗЕ мають бути здатними регулювати коефіцієнт потужності в точці приєднання;

8) УЗЕ мають бути здатними демпфірувати коливання потужності. Характеристики регулювання напруги та реактивної потужності УЗЕ не повинні чинити негативний вплив на демпфірування коливань потужності;

Одиниці УЗЕ повинні мати функцію POD, яка є обов’язковою для УЗЕ типу С та D.

{Підпункт 8 пункту 6.5 глави 6 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

Уставки налаштування функції POD вибираються згідно з методикою виробника даної системи. Частоти налаштування повинні відповідати заданим ОСП значенням.

Виконання заходів з налаштування функції POD повинно бути виконано власниками УЗЕ у строк не більше трьох місяців після отримання відповідного оперативного розпорядження ОСП;

9) з урахуванням вимог підпункту 2 пункту 6.4 цієї глави УЗЕ мають бути здатними залишатися приєднаними до мережі та працювати в межах діапазонів напруги в точці приєднання, виражених напругою в точці приєднання у вигляді опорного значення 1 відносна одиниця, та для періодів часу, зазначених у таблиці 31 (для класів напруги до 330 кВ включно).

Таблиця 31

№ з/п

Діапазон напруг

Робочий період часу

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

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

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

6.6. Технічні вимоги щодо управління системою передачі:

1) схеми управління та параметри налаштування

Схеми, принцип дії, алгоритми роботи станційних систем управління, АСУ ТП УЗЕ (у частині регулювання частоти, потужності та напруги), які необхідні для забезпечення стабільності системи передачі та вжиття протиаварійних заходів, мають бути погоджені відповідним Оператором у частині технічних вимог до побудови АСУ ТП у складі інформаційно-технологічної системи диспетчерського управління ОЕС України, визначених згідно з додатком 8 до цього Кодексу. Внесення будь-яких змін до схем та алгоритмів роботи без погодження з відповідним Оператором забороняється;

{Абзац другий підпункту 1 пункту 6.6 глави 6 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

2) релейний захист, протиаварійна автоматика та параметри налаштування УЗЕ повинні відповідати вимогам підпункту 2 пункту 2.6 глави 2 цього розділу;

{Підпункт 2 пункту 6.6 глави 6 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

3) обмін інформацією

УЗЕ мають бути здатними до обміну технологічною інформацією з ОСП у режимі реального часу згідно з вимогами глави 6 розділу X цього Кодексу з міткою часу.

{Абзац другий підпункту 3 пункту 6.6 глави 6 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

Організація обміну інформацією здійснюється згідно з додатками 8 та 9 до цього Кодексу та технічними вимогами;

{Абзац третій підпункту 3 пункту 6.6 глави 6 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

4) динамічна стійкість

УЗЕ мають бути динамічно стійкими та здатними до від’єднання від мережі автоматично, щоб запобігти порушенню стійкості енергосистеми або пошкодженню УЗЕ.

Власники УЗЕ і ОСП повинні узгодити умови (критерії) забезпечення динамічної стійкості або збереження керованості;

5) контрольно-вимірювальна апаратура

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

напругу;

активну потужність;

реактивну потужність;

частоту.

ОСП має право встановлювати параметри апаратури реєстрації аварійних подій, зокрема критерії запуску і частоту дискретизації, та визначати вимоги до моніторингу динамічної поведінки енергосистеми, зокрема до процедури виявлення та сигналізації слабо затухаючих коливань потужності (WAMS).

Системи моніторингу якості електропостачання та динамічної поведінки енергосистеми мають включати засоби доступу до інформації для власника УЗЕ та ОСП.

Протоколи обміну зареєстрованими даними повинні бути узгоджені між власником УЗЕ та ОСП.

У разі обґрунтованої необхідності ОСП може висунути вимоги щодо необхідності встановлення додаткових пристроїв РЗА та ПА у схемі приєднання УЗЕ з метою попередження аварійних ситуацій в енергосистемі;

6) імітаційні (математичні, комп’ютерні) моделі

На вимогу ОСП власники УЗЕ повинні надати імітаційні моделі, які належним чином відображають поведінку УЗЕ як в усталеному режимі, так і в електромеханічному та електромагнітному перехідних процесах.

Власники УЗЕ повинні забезпечити верифікацію наданих моделей відповідними результатами випробувань після проведення пусконалагоджувальних робіт згідно з вимогами цього Кодексу та надавати результати випробувань ОСП.

Моделі, надані власниками УЗЕ, які моделюються як віртуальний синхронний генератор, мають містити такі складові залежно від існування окремих компонентів:

генератор змінного струму та первинний двигун;

регулювання частоти обертання та потужності;

регулювання напруги, включаючи функцію стабілізатора енергосистеми (PSS) та систему регулювання збудження, за наявності;

моделі захистів УЗЕ;

моделі перетворювачів (за наявності).

ОСП визначає:

формат, у якому мають надаватися моделі;

обсяг документації про структуру та блок-схеми моделі;

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

7) швидкість зміни активної потужності

ОСП з метою забезпечення можливості змінювати активну потужність УЗЕ відповідно до її планового графіка може встановлювати мінімальну та максимальну межі для швидкості зміни вихідної активної потужності, ураховуючи тип обладнання;

8) заземлення нейтралі

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

9) засоби синхронізації

УЗЕ мають бути обладнані необхідними засобами синхронізації для під’єднання до мережі (інвертор).

Синхронізація УЗЕ має бути можливою для частот у межах діапазонів, зазначених у таблиці 26.

Параметри пристроїв синхронізації повинні бути погоджені ОСП та власником УЗЕ на етапі проєктування, а саме:

напруга;

частота;

діапазон фазового кута;

послідовність чергування фаз.

6.7. Технічні вимоги щодо відновлення системи передачі:

1) автоматичне повторне приєднання

УЗЕ мають бути здатними до повторного підключення до мережі після випадкового відключення, викликаного порушенням мережі, відповідно до умов, установлених ОСП. ОСП повинен визначити необхідність встановлення систем автоматичного повторного підключення та їх параметрів для кожної УЗЕ на основі розрахунків електричних режимів.

Сигнал, який дозволяє повторно приєднатися, визначений у підпункті 3 пункту 6.6 цієї глави. У разі автоматичного приєднання або повторного приєднання повинно бути можливим встановити градієнт збільшення активної потужності в режимах заряджання або розряджання цілим числом між мінімальним і максимальним значеннями (виражені у відсотках від Р max ) згідно з таблицею 32;

Таблиця 32

№ з/п

Тип

А1, A2

Minimum [%]

Maximum [%]

Maximum [MВт/хв]

2) автономний пуск

Здатність до автономного пуску не є обов’язковою для будь-яких типів УЗЕ, за виключенням випадків, коли ОСП вважає, що безпека енергосистеми піддається ризику через дефіцит в енергосистемі здатності до автономного пуску. У такому випадку ОСП може звернутися до власників УЗЕ з проханням надати комерційну пропозицію щодо забезпечення здатності до автономного пуску.

УЗЕ з автономним пуском мають бути здатними:

до пуску з повністю знеструмленого стану мережі без будь-якої зовнішньої подачі електричної енергії в межах часового інтервалу, встановленого ОСП;

до автоматичної підтримки напруги при приєднанні навантаження;

регулювати частоту та потужність у виділеному енергорайоні;

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

паралельно працювати з декількома генеруючими одиницями у складі одного острова;

автоматично регулювати напругу у процесі відновлення енергосистеми.

УЗЕ зі здатністю до автономного пуску мають синхронізуватися в межах частоти, зазначеної в таблиці 26, та в межах напруги, визначеної підпунктом 9 пункту 6.5 цієї глави, якщо це застосовується;

3) участь в острівному режимі роботи

УЗЕ мають бути здатними брати участь в острівному режимі роботи з такими межами:

межі частоти для острівного режиму роботи встановлені в таблиці 26;

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

УЗЕ мають бути здатними працювати в режимі нормованого ППЧ (FSM) під час острівного режиму роботи згідно з вимогами підпункту 5 пункту 6.3 цієї глави. У разі надлишку потужності УЗЕ мають бути здатними до зниження вихідної активної потужності від попередньої робочої точки до будь-якої нової робочої точки в межах графіка P-Q. УЗЕ мають бути здатними до зниження вихідної активної потужності до технічного мінімуму.

{Абзац п'ятий підпункту 3 пункту 6.7 глави 6 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

ОСП та власником УЗЕ повинна бути погоджена процедура інформування про перехід УЗЕ від паралельної роботи з ОЕС України на роботу в острівному режимі та навпаки;

4) швидка повторна синхронізація

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

Якщо на повторну синхронізацію УЗЕ потрібно понад 15 хвилин, ОСП та відповідний ОСР спільно з власником УЗЕ повинні погодити схему виділення на живлення власних потреб та прилеглий енергорайон.

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

{Розділ III доповнено новою главою 6 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

7. Порядок організації приєднання до системи передачі

7.1. Процедура приєднання нових електроустановок Замовників до системи передачі.

Процедура приєднання нових електроустановок Замовників до системи передачі передбачає такі етапи:

подання Замовником ОСП заяви про приєднання;

визначення ОСП точки забезпечення потужності об'єкта Замовника. Цей етап може потребувати розроблення Замовником техніко-економічного обґрунтування згідно з пунктом 7.5 цієї глави;

підготовка ОСП та видача Замовнику проєкту договору про приєднання та технічних умов на приєднання, які є невід'ємним додатком до цього договору;

{Абзац п'ятий пункту 7.1 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

укладення договору про приєднання;

оплату Замовником частини вартості плати за приєднання у розмірі та в терміни, визначені Законом України «Про ринок електричної енергії» та договором про приєднання;

{Пункт 7.1 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом сьомим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

розроблення Замовником проєктної документації на будівництво електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів), реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника;

укладення додаткової угоди до договору про приєднання щодо вартості і порядку приєднання;

оплату Замовником вартості приєднання відповідно до умов договору про приєднання;

проведення процедури закупівлі товарів, робіт і послуг з будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення об’єктів електроенергетики;

укладення додаткової угоди до договору про приєднання щодо терміну/строку приєднання;

проведення будівельно-монтажних і пусконалагоджувальних робіт електроустановок зовнішнього електрозабезпечення;

укладення Замовником договору споживача про надання послуг з передачі електричної енергії, договору про надання послуг із забезпечення перетікань реактивної електричної енергії та договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління або внесення змін до існуючих договорів, а також укладення договору про постачання електричної енергії споживачу або внесення змін до існуючого договору Замовником, який є споживачем електричної енергії;

проведення випробувань електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів);

отримання довідки про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення згідно з підпунктом 7.10.1 пункту 7.10 цієї глави;

укладення договорів, що є обов’язковими для участі на ринку електричної енергії, або внесення змін до існуючих договорів Замовником, який має намір набути статусу учасника ринку електричної енергії;

отримання від ОСП дозволу на підключення;

підключення електроустановок Замовника, або їх черг будівництва (пускових комплексів) до електричної мережі.

ОСП забезпечує на власному вебсайті в мережі Інтернет безперервну роботу сервісу «Особистий кабінет замовника послуги з приєднання» (далі - сервіс «Особистий кабінет замовника») згідно з вимогами пункту 7.15 цієї глави.

{ Абзац двадцятий пункту 7.1 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

{Пункт 7.1 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.2. Подання заяви про приєднання

7.2.1. Замовник звертається до ОСП щодо наміру приєднатися до електричних мереж або збільшити потужність існуючих електроустановок, приєднаних до цих мереж, із заявою про приєднання, типова форма якої наведена в додатку 1 до цього Кодексу.

{ Абзац перший підпункту 7.2.1 пункту 7.2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

Заява про приєднання може також подаватися Замовником поштовим рекомендованим відправленням або в електронному вигляді на електронну адресу, зазначену на власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет, або через сервіс «Особистий кабінет замовника».

{ Абзац другий підпункту 7.2.1 пункту 7.2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.2.2. До заяви про приєднання додаються:

{ Абзац перший підпункту 7.2.2 пункту 7.2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

1) ситуаційний план та викопіювання з топографо-геодезичного плану в масштабі 1:2000, або 1:1000, або 1:500 із зазначенням місця розташування об’єкта (об’єктів) Замовника, земельної ділянки Замовника або прогнозованої точки приєднання (для об’єктів, які приєднуються до електричних мереж уперше);

{Абзац другий підпункту 7.2.2 пункту 7.2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

{Підпункт 2 підпункту 6.2.2 пункту 6.2 глави 6 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

2) копія документа, який підтверджує право власності чи користування цим об’єктом, або, за відсутності об’єкта, право власності чи користування земельною ділянкою із зазначенням кадастрового номера. У разі відсутності кадастрового номера у свідоцтві на земельну ділянку - викопіювання з топографо-геодезичного плану або плану забудови території із зазначенням місця розташування земельної ділянки;

{Підпункт 2 підпункту 7.2.2 пункту 7.2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 493 від 17.05.2022 , № 1144 від 29.07.2025 }

3) копія витягу з Реєстру платників єдиного податку або копію свідоцтва платника податку на додану вартість;

4) копія паспорта або належним чином оформлена довіреність чи інший документ на право укладати та підписувати договір про приєднання;

5) ТЕО, якщо його подання є обов’язковим відповідно до цього Кодексу. ТЕО повторно не надається у разі, якщо технічне рішення підготовлене відповідно до чинного договору про бронювання потужності;

{Абзац шостий підпункту 7.2.2 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

6) технічне рішення підготовлене відповідно до чинного договору про бронювання потужності (за наявності).

Замовник зобов’язаний надати ОСП разом із заявою про приєднання актуальні документи та зазначити достовірні дані у заяві про приєднання та додатках до неї.

У разі неналежно оформленої Замовником заяви про приєднання (незаповнення колонки(нок) заяви про приєднання або неправильне наповнення колонки(нок)) та/або додатків до неї, ОСП протягом двох робочих днів повідомляє про це Замовника на електронну адресу, сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної відмітки - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням, з посиланням на вимоги цього Кодексу, які не дотримані. Замовник протягом п’яти робочих днів усуває виявлені зауваження та повідомляє ОСП. У цьому випадку заява про приєднання вважається поданою після надання Замовником до ОСП належно оформленої заяви про приєднання та всіх додатків, що визначені цим Кодексом. У разі порушення Замовником строку, визначеного у цьому пункті на усунення зауважень, Замовник повторно звертається до ОСП у порядку, визначеному цим Кодексом.

{Абзац підпункту 7.2.2 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.2.3. У разі приєднання індустріального парку до заяви про приєднання додатково додаються:

1) копія документа про право власності чи користування земельною ділянкою, кадастрові номери земельних ділянок, на яких створено індустріальний парк;

2) копія витягу з Реєстру індустріальних (промислових) парків або інформація про рішення Кабінету Міністрів України про включення індустріального парку до Реєстру індустріальних (промислових) парків;

{Підпункт 2 підпункту 7.2.3 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

3) копія договору про створення та функціонування індустріального парку.

{Пункт 7.2 глави 7 розділу III доповнено новим підпунктом 7.2.3 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 493 від 17.05.2022 }

7.2.4. ОСП має розробити та оприлюднити на власному вебсайті в мережі Інтернет порядок подання заяви про приєднання та додатків до неї в електронному вигляді та через сервіс «Особистий кабінет замовника».

{ Підпункт 7.2.4 пункту 7.2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.2.5. Заява про приєднання вважається поданою у разі її належного оформлення та наявності повного комплекту належно оформлених документів, визначених у підпункті 7.2.2 цього пункту. ОСП присвоює поданій заяві про приєднання реєстраційний номер в такі строки:

у разі подання заяви про приєднання особисто ОСП - у день подання;

у разі направлення заяви про приєднання рекомендованим поштовим відправленням - не пізніше одного робочого дня з моменту отримання документів;

у разі направлення заяви про приєднання через сервіс «Особистий кабінет замовника» - протягом 1 години поточного дня після подання замовником заяви про приєднання;

у разі направлення заяви в електронному вигляді - не пізніше одного робочого дня з моменту отримання документів.

У разі подання Замовником заяви про приєднання особисто, направлення рекомендованим поштовим відправленням або в електронному вигляді ОСП зобов’язаний відкрити такому Замовнику «Особистий кабінет замовника» та разом із проєктом договору про приєднання та технічних умов повідомити Замовнику логін та пароль для входу в сервіс «Особистий кабінет замовника».

Реєстраційний номер заяви про приєднання повідомляється Замовнику через сервіс «Особистий кабінет замовника», на електронну адресу та за усним запитом Замовника засобами телефонного/мобільного зв’язку тощо. У разі направлення заяви через вебсайт та/або сервіс «Особистий кабінет замовника» ОСП протягом 1 години поточного дня після подання Замовником заяви про приєднання має направити замовнику на його електронну адресу підтвердження щодо надходження заяви про приєднання та зазначити її реєстраційний номер.

{ Підпункт 7.2.5 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.2.6. У разі відсутності повного комплекту документів, передбачених підпунктом 7.2.2 цього пункту, або неналежного оформлення документів, що додаються до заяви, та/або неналежно заповненої Замовником заяви про приєднання ОСП приймає частину належним чином оформлених документів, вносить відповідну інформацію до реєстру заяв із присвоєнням їй реєстраційного номера та протягом 2 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації заяви про приєднання, інформує Замовника у спосіб, указаний ним у заяві, про виявлені зауваження щодо невідповідностей (повнота та належне оформлення документів, неналежне заповнення заяви (незаповнення колонки(-нок) заяви або неправильне наповнення колонки) з посиланням на вимоги цього Кодексу та вносить відповідну інформацію до реєстру заяв із присвоєнням заяві реєстраційного номера.

Зауваження до неналежного заповнення заяви мають містити назву колонки, яка неправильно заповнена Замовником, та детальний опис зауваження із посиланням на положення цього Кодексу.

Якщо Замовник не усунув зазначені зауваження протягом 30 днів, починаючи з наступного дня від дати отримання зауважень від ОСП, заява вважається анульованою.

Процедура надання послуги з приєднання розпочинається після отримання ОСП усіх документів, вичерпний перелік яких передбачений підпунктом 7.2.2 цього пункту, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації заяви про приєднання або дати надання Замовником повного комплекту документів, та/або усунення зауважень щодо належного оформлення документів, що додаються до заяви, та/або усунення зауважень щодо заповнення заяви про приєднання.

{Підпункт 7.2.6 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.2.7. ОСП протягом 2 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації заяви про приєднання, перевіряє відповідність об’єктів електроенергетики/електроустановок об’єктів електроенергетики, заявлених до приєднання, критеріям приєднання до системи передачі, установленим у пункті 1.1 глави 1 цього розділу, та у разі виявлення їх невідповідності відхиляє подану заяву про приєднання та повідомляє про це Замовника на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням із зазначенням та обґрунтуванням причин її відхилення.

{Підпункт 7.2.7 пункту 7.2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.2.8. Наданій Замовником заяві з додатками до неї ОСП присвоює реєстраційний номер, який автоматично формується системою моніторингу надання оператором системи передачі та операторами систем розподілу послуг з приєднань до електричних мереж (далі – система моніторингу приєднань) згідно з вимогами Кодексу систем розподілу після внесення відповідної інформації із заяви та переходу запису про приєднання у статус «подано заяву про приєднання», за формою, наведеною в Кодексі систем розподілу, та у строки, визначені у підпункті 7.2.5 цього пункту.

Реєстраційний номер заяви повідомляється Замовнику на електронну адресу та/або через особистий кабінет замовника, та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної відмітки – на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням).

{Підпункт 7.2.8 пункту 7.2 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

7.3. Визначення точки забезпечення потужності

На підставі заяви Замовника про приєднання електроустановки певної потужності та наданих до неї відповідно до підпункту 2 підпункту 7.2.2 пункту 7.2 цієї глави документів ОСП визначає точку забезпечення потужності.

{Абзац другий пункту 7.3 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

Точка забезпечення потужності визначається виходячи з конфігурації мереж і навантаження у зоні можливого приєднання. ОСП готує технічне обґрунтування такого вибору і технічні умови на приєднання відповідно до вимог пункту 7.4 цієї глави.

{Абзац третій пункту 7.3 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

Якщо при визначенні точки приєднання ОСП вважає, що запропоновані для приєднання електроустановки об’єктів електроенергетики несприятливо впливатимуть на якість електричної енергії та надійність електропостачання в цій чи інших точках приєднання, то при підготовці технічних умов він має встановити відповідні вимоги до параметрів електроустановки, які повинні бути забезпечені Замовником.

7.4. Розроблення та надання Замовнику технічних умов на приєднання

7.4.1. ОСП забезпечує безоплатну видачу технічних умов на приєднання, які містять вимоги щодо проєктування та будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника), а також щодо проєктування електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (у межах земельної ділянки Замовника), безпеки електропостачання та влаштування вузла обліку електричної енергії.

7.4.2. Вимоги щодо проєктування електричних мереж внутрішнього забезпечення та вимоги до електроустановок щодо безпеки електропостачання визначаються ОСП згідно з технічними вимогами, установленими в главах 2 та 6 цього розділу, відповідно до типу установки.

{Підпункт 7.4.2 пункту 7.4 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

7.4.3. Технічні умови на приєднання є невід’ємною частиною договору про приєднання та викладаються у вигляді єдиного документа, типова форма якого наведена в додатку 4 до цього Кодексу.

Під час розроблення технічних умов на приєднання ОСП має керуватися такими принципами:

надійності електрозабезпечення струмоприймачів Замовника згідно з чинним законодавством України з урахуванням категорії надійності електропостачання, яку було зазначено в заяві про приєднання;

забезпечення належної якості електричної енергії в точці приєднання;

не погіршення параметрів надійності та якості електричної енергії для інших Користувачів;

оптимальності з економічної і технічної точки зору схеми електрозабезпечення.

Технічні умови на приєднання розробляються ОСП з урахуванням детальних планів території та схем розвитку системи передачі, чинних технічних умов та чинних технічних рішень щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності.

{Абзац сьомий підпункту 7.4.3 пункту 7.1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

Технічні умови на приєднання мають передбачати вимоги щодо встановлення у точці приєднання електроустановок Замовника до електричних мереж технічних засобів контролю, у тому числі автоматики, для недопущення користувачем відпуску та/або відбору електричної енергії до (з) мереж ОСП потужністю, що перевищує відповідну величину дозволеної (договірної) потужності в точці приєднання.

{Абзац восьмий підпункту 7.4.3 пункту 7.1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

Технічні умови на приєднання викладаються у вигляді єдиного документа та мають містити ідентифікатор, яким є унікальний набір даних (послідовність символів), що присвоюється автоматично системою моніторингу приєднань згідно з вимогами Кодексу систем розподілу після внесення відповідної інформації та переходу запису про приєднання у статус «технічні умови видано», за формою, наведеною в Кодексі систем розподілу.

{ Підпункт 7.4.3 пункту 7.4 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом дев'ятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

Технічні умови на приєднання, підписані ОСП, разом з проєктом договору про приєднання надсилаються Замовнику не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації заяви про приєднання, на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної відмітки - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням.

{Абзац підпункту 7.4.3 пункту 7.1 розділу III в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 , № 2061 від 09.12.2025 }

ОСП при підготовці технічних умов на приєднання зобов’язаний врахувати технічне рішення, підготовлене ОСП за результатом погодження проєктної документації, розробленої Замовником у відповідності до договору про бронювання потужності, у разі якщо Замовник надав таке рішення, як додаток до Заяви про приєднання.

{Абзац підпункту 7.4.3 пункту 7.1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

У разі відсутності ТЕО на приєднання електроустановок, призначених для виробництва або розподілу електричної енергії, або зберігання енергії, та незгоди Замовника з визначеною ОСП точкою забезпечення потужності та/або схемою приєднання цих електроустановок нові технічні умови на приєднання разом з проєктом договору про приєднання розробляються ОСП і надаються Замовнику не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати отримання від Замовника ТЕО.

{Абзац підпункту 7.4.3 пункту 7.4 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 , № 2061 від 09.12.2025 }

{Абзац підпункту 7.4.3 пункту 7.4 глави 7 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

За письмовим зверненням Замовника центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, надає висновок щодо технічної обґрунтованості вимог технічних умов на приєднання на відповідність чинним стандартам, нормам та правилам.

Термін дії технічних умов на приєднання визначається відповідно до Закону України «Про ринок електричної енергії».

{Підпункт 7.4.3 пункту 7.4 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 ; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 , № 1144 від 29.07.2025 }

7.4.4. У разі зміни Замовника (сторони договору) до технічних умов на приєднання (та всіх додатків до договору про приєднання) вносяться лише ті зміни, що стосуються зміни Замовника, за умови, що він підтвердив ОСП листом-повідомленням незмінність технічних параметрів та вимог до категорії з надійності електропостачання об'єкта будівництва, визначених у технічних умовах на приєднання.

У випадку зміни (за ініціативою Замовника) комплексу умов та вимог до інженерного забезпечення об'єкта Замовника, визначених у технічних умовах на приєднання, а саме типу електроустановки (споживання електричної енергії/виробництва електричної енергії/зберігання енергії, зміна первинного джерела енергії), точки приєднання, рівня напруги в точці приєднання та замовленої потужності (якщо зміна потужності призводить до зміни точки забезпечення потужності) у встановленому законодавством порядку відбувається розірвання існуючого договору про приєднання у порядку, визначеному підпунктом 7.6.8 пункту 7.6 цієї глави, та після звернення Замовника із заявою про приєднання у порядку, встановленому пунктом 7.2 цієї глави, укладається новий договір про приєднання за цим об'єктом.

{Пункт 7.4 глави 7 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

7.5. Техніко-економічне обґрунтування схеми приєднання

7.5.1. Розроблення ТЕО схеми приєднання здійснюється Замовником:

у разі незгоди із запропонованою ОСП точкою забезпечення потужності та/або схемою приєднання;

у випадках, визначених у пункті 1.1 глави 1 цього розділу.

{Абзац третій підпункту 7.5.1 пункту 7.5 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

Розроблення ТЕО схеми приєднання здійснюється проєктною організацією за рахунок Замовника.

{ Абзац четвертий підпункту 7.5.1 пункту 7.5 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

ТЕО схеми приєднання має відповідати чинним нормативно-технічним документам.

{ Абзац п'ятий підпункту 7.5.1 пункту 7.5 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.5.2. Будь-яка фізична або юридична особа має право отримати безоплатно від ОСП вихідні дані для розроблення ТЕО вибору схеми приєднання своїх електроустановок до системи передачі з метою оцінки бізнесових та виробничих ризиків.

Вихідні дані для розроблення ТЕО схеми приєднання надаються ОСП на підставі заяви, типова форма якої наведена в додатку 2 до цього Кодексу, протягом 10 робочих днів від дня, наступного за днем отримання відповідної заяви. ОСП забезпечує заявнику через сервіс «Особистий кабінет замовника» можливість подачі заяви на отримання вихідних даних для розроблення техніко-економічного обґрунтування схеми приєднання об’єкта.

{ Абзац другий підпункту 7.5.2 пункту 7.5 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.5.3. На підставі розробленого ТЕО схеми приєднання Замовник може запропонувати ОСП свій варіант точки забезпечення потужності (схеми приєднання).

ОСП опрацьовує наданий Замовником варіант точки забезпечення потужності (схеми приєднання) та не пізніше ніж через 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації звернення, після отримання ТЕО приймає пропозиції Замовника або письмово обґрунтовує пріоритетність іншого варіанта схеми приєднання, ніж передбачено ТЕО, про що інформує Замовника на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання або заяві на отримання вихідних даних для розроблення ТЕО схеми приєднання об’єкта відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням.

{ Абзац другий підпункту 7.5.3 пункту 7.5 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

Якщо Замовник не погоджується з пропозицією ОСП щодо іншого варіанта схеми приєднання ніж передбачено ТЕО, він має право не підписувати договір про приєднання та ініціювати врегулювання спірних питань відповідно до порядку, установленого у главі 5 розділу I цього Кодексу.

7.5.4. Технічні рішення погодженого ТЕО враховуються ОСП при підготовці технічних умов на приєднання у разі, якщо на момент звернення Замовника з заявою про приєднання не було змінено вихідні дані, що видавалися для розроблення такого ТЕО.

{Пункт 7.5 глави 7 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

7.6. Укладення договору про приєднання

7.6.1. Договір про приєднання визначає організаційні, технічні та фінансові умови, на яких здійснюється приєднання електроустановок Замовника до системи передачі, та регулює правовідносини між ОСП та Замовником у період здійснення заходів з приєднання.

Договір про приєднання укладається за типовою формою, яка наведена в додатку 3 до цього Кодексу. Внесення сторонами змін та доповнень до Договору про приєднання, не передбачених вимогами Закону України «Про ринок електричної енергії» та цього Кодексу, крім конкретизації його умов, не допускається.

{Абзац другий підпункту 7.6.1 пункту 7.6 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

Невід’ємними додатками до договору про приєднання є:

{Абзац третій підпункту 7.6.1 пункту 7.6 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

технічні умови на приєднання;

погоджена проєктно-кошторисна документація;

розрахунок вартості приєднання;

графіки виконання робіт.

Строк дії договору про приєднання визначається в такому договорі ОСП з урахуванням чинності технічних умов на приєднання, а також строку, необхідного для повного виконання сторонами зобов’язань, визначених таким договором.

{Підпункт 7.6.1 пункту 7.6 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

Граничний строк дії договору про приєднання та технічних умов на приєднання становить три роки з дати укладення такого договору та може бути продовжений один раз на такий же строк з підстав та у порядку, визначеному Законом України «Про ринок електричної енергії» та цим Кодексом.

Продовження строку дії договору про приєднання здійснюється шляхом укладення сторонами додаткової угоди.

Продовження строку дії договору про приєднання з підстав та на період, що не передбачені вимогами Закону України «Про ринок електричної енергії» та цього Кодексу, забороняється.

Договір про приєднання та додаткові угоди до нього можуть укладатися в електронній формі з використанням електронного підпису уповноваженої особи згідно з вимогами чинного законодавства.

Замовник та ОСП зобов’язані повідомляти один одного про зміну контактних даних, зазначених у договорі про приєднання.

Усі повідомлення щодо реалізації договору про приєднання вважаються отриманими належним чином, якщо надіслані ініціатором на адреси, зазначені у договорі про приєднання, за умови, що ініціатором підтверджено факт надсилання таких повідомлень.

7.6.2. Якщо об’єкт (земельна ділянка) Замовника перебуває у власності (користуванні) декількох осіб, ОСП укладає договір про приєднання з одним із співвласників (Замовників) за умови наявності письмової згоди всіх інших співвласників (Замовників), про що робиться відповідна відмітка в договорі.

7.6.3. ОСП направляє Замовнику два примірники підписаного ним, у тому числі за допомогою електронного цифрового підпису, договору про приєднання у терміни, визначені в абзацах восьмому та дев'ятому підпункту 7.4.3 пункту 7.4 цієї глави на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної відмітки - два примірники на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням.

Замовник, який одержав примірник підписаного ОСП договору про приєднання, у разі згоди з його умовами підписує договір у визначений законодавством термін та у разі одержання примірників на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням, повертає один примірник ОСП.

ОСП забезпечує замовнику через сервіс «Особистий кабінет замовника» можливість підписання проєкту договору про приєднання та всіх додатків до нього за допомогою електронного цифрового підпису.

{Підпункт 7.6.3 пункту 7.6 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.6.4. Термін виконання договору про приєднання встановлюється сторонами з урахуванням часу, необхідного для нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення електричних мереж, пов’язаних з приєднанням електроустановок Замовника, та в межах терміну дії технічних умов на приєднання.

{Абзац перший підпункту 7.6.4 пункту 7.6 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

Під час дії договору про приєднання виконання технічних умов на приєднання до системи передачі є обов’язковим для всіх сторін договору.

7.6.5. Спірні питання, що виникають між сторонами під час дії договору про приєднання, вирішуються у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

7.6.6. Укладення договору про приєднання зобов’язує ОСП враховувати технічні рішення, передбачені в цьому договорі, у плані розвитку системи передачі та при підготовці звіту з оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей.

7.6.7. Плата за приєднання електроустановок до електричних мереж визначається відповідно до методики, затвердженої Регулятором.

7.6.8. У разі наміру Замовника розірвати договір про приєднання він може письмово звернутися до ОСП з пропозицією розірвати договір та визнати технічні умови на приєднання такими, що втратили чинність.

ОСП протягом 20 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідного звернення, має надати письмове обґрунтування щодо погодження (або відмови у погодженні) пропозиції припинити дію договору та направити Замовнику додаткову угоду до договору щодо припинення його дії. Серед умов, у разі погодження з пропозицією припинення договору, ОСП має право зазначити необхідність компенсації йому витрат, понесених у зв’язку з виконанням ОСП зобов’язань, визначених договором про приєднання. Розмір витрат має бути розрахований ОСП на основі підтверджувальних документів щодо витрат ОСП на такі послуги та такий розрахунок має бути наданий Замовнику як додаток до додаткової угоди про припинення дії договору. На письмову вимогу Замовника ОСП має надати для ознайомлення оригінали підтверджувальних документів.

{ Абзац другий підпункту 7.6.8 пункту 7.6 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

{Пункт 7.6 глави 7 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

7.7. Розроблення проєктної документації на електроустановки зовнішнього електрозабезпечення

7.7.1. Приєднання електроустановок Замовника здійснюється згідно з проєктною документацією на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника та згідно з виконавчою документацією будівельних/монтажних робіт цього об’єкта.

Погодження проєктної документації відбувається шляхом застосування механізму «Єдиного вікна», визначеного у порядку, встановленому законодавством. ОСП забезпечує замовнику через сервіс «Особистий кабінет замовника» можливість подати запит про отримання вихідних даних для проєктування, звернення щодо погодження проєктної документації.

{Підпункт 7.7.1 пункту 7.7 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.7.2. Розроблення проєктної документації на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника здійснюється Замовником відповідно до умов договору про приєднання. Завдання на проєктування має враховувати вимоги технічних умов на приєднання. Для підготовки проєктної документації ОСП на запит Замовника або проєктної організації Замовника має надавати всі необхідні для проєктування дані, власником яких є ОСП, протягом 10 робочих днів з дня, наступного за днем надходження відповідного запиту. Замовник має право звернутися до ОСП із відповідним запитом через сервіс «Особистий кабінет замовника». Розроблена Замовником та погоджена ОСП проєктна документація на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника є додатком до договору про приєднання, що оформлюється відповідною додатковою угодою.

{Підпункт 7.7.2 пункту 7.7 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 , № 2061 від 09.12.2025 }

7.7.3. Проєктна документація має визначити достатність замовленої до приєднання потужності та категорії надійності електропостачання вимогам, які мають забезпечуватися у процесі експлуатації об’єкта Замовника. Ці вимоги розраховуються відносно потужності струмоприймачів з урахуванням коефіцієнта одночасності їх використання.

7.7.4. Проєктна документація має визначити точку приєднання на межі технологічного з’єднання електроустановок або частин однієї електроустановки. Проєктна документація розробляється окремими частинами (томами) для мереж Замовника та мереж ОСП відповідно до точки приєднання.

7.7.5. Замовник до початку будівельно-монтажних робіт, пов’язаних з виконанням договору про приєднання, має подати на погодження ОСП проєктну документацію. Замовник має право подати на погодження ОСП проєктну документацію через сервіс «Особистий кабінет замовника». ОСП не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня, від дати підписання акта приймання-передачі проєктної документації надає Замовнику два примірники підписаної ним додаткової угоди до договору про приєднання. Необхідна кількість примірників проєктної документації та формат надання її на електронних носіях визначається умовами договору про приєднання. Замовник, який одержав два примірники підписаної ОСП додаткової угоди до договору про приєднання, у разі згоди з її умовами підписує додаткову угоду у визначений законодавством термін та повертає один примірник ОСП.

ОСП забезпечує можливість подання Замовником проєктної документації через сервіс «Особистий кабінет замовника» та передбачає в договорі про приєднання можливість її подання через сервіс «Особистий кабінет замовника», публікує на власному вебсайті в мережі Інтернет порядок її подання через сервіс «Особистий кабінет замовника».

{ Підпункт 7.7.5 пункту 7.7 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

{Підпункт 7.7.5 пункту 7.7 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 , № 2061 від 09.12.2025 }

7.7.6. У разі обґрунтованої незгоди ОСП з вартістю реалізації технічних умов відповідно до проєктної документації на вимогу ОСП Замовник надає до проєктної документації письмовий звіт відповідної експертної організації, яка відповідає критеріям, визначеним Міністерством регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України. ОСП у щорічному звіті повідомляє Регулятора про вимогу щодо проведення експертизи з наданням її обґрунтування.

7.7.7. За результатами розгляду проєктної документації ОСП оформлює узагальнене технічне рішення щодо проєкту або надає зауваження до проєктної документації на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням. Строк розгляду проєктної документації, поданої ОСП на погодження, не може перевищувати 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідного звернення. Погодження проєктної документації здійснюється ОСП безоплатно.

{Підпункт 7.7.7 пункту 7.7 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.7.8. Строк доопрацювання проєктної документації - 30 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня з дня отримання Замовником зауважень до неї. Замовник може продовжити строк доопрацювання проєктної документації шляхом письмового повідомлення ОСП, направленого не пізніше ніж за 2 робочі дні до закінчення строку доопрацювання.

{ Підпункт 7.7.8 пункту 7.7 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.7.9. У разі отримання від ОСП зауважень до проєктної документації на будівництво та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника) приєднання розробник такої проєктної документації здійснює її коригування з урахуванням наданих зауважень та подає відкориговану проєктну документацію на повторне погодження.

Повторне погодження проєктної документації на будівництво та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника), що підлягає експертизі, здійснюється за бажанням Замовника такої проєктної документації.

Повторне погодження проєктної документації на будівництво та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника) здійснюється протягом 5 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідного супровідного листа про надання проєктної документації. Під час повторного погодження проєктної документації не дозволяється висувати нові зауваження, якщо вони не стосуються внесених змін до проєктної документації.

{ Абзац третій підпункту 7.7.9 пункту 7.7 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

{Підпункт 7.7.9 пункту 7.7 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.7.10. Погоджена проєктна документація разом з підписаною ОСП відповідною додатковою угодою до договору про приєднання повертається Замовнику.

7.7.11. Погоджена проєктна документація є чинною на весь час будівництва відповідних мереж. Зміни до узгодженої проєктної документації на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника, які призводять до зміни вартості реалізації проєкту, погоджуються шляхом внесення відповідних змін до договору про приєднання.

7.8. Проведення будівельно-монтажних і пусконалагоджувальних робіт електроустановок зовнішнього електрозабезпечення та подання напруги для проведення випробувань

7.8.1. Будівельно-монтажні та пусконалагоджувальні роботи з нового будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення електроустановок зовнішнього електрозабезпечення виконуються ОСП або залученими ним спеціалізованими організаціями та/або фізичними особами-підприємцями, які мають право на виконання цих робіт.

Виконавець комплексу робіт із будівництва електроустановок зовнішнього електрозабезпечення Замовника визначається на конкурсних засадах відповідно до чинного законодавства.

7.8.2. Терміни виконання будівельно-монтажних та пусконалагоджувальних робіт визначаються умовами договору про приєднання з урахуванням визначеної проєктом тривалості виконання робіт.

7.8.3. Після закінчення будівельно-монтажних і налагоджувальних робіт, перед прийманням в експлуатацію електроустановок зовнішнього електрозабезпечення, повинні бути проведені індивідуальні випробування обладнання та його окремих систем в обсягах, визначених СОУ-Н ЕЕ 20.302, які завершуються пробним пуском основного і допоміжного обладнання, а також комплексне випробування обладнання.

{Підпункт 7.8.3 пункту 7.8 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.8.4. Індивідуальні випробування електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів) та функціональні випробування окремих систем повинна виконувати будівельно-монтажна організація із залученням пусконалагоджувальних організацій і персоналу Замовника.

{Підпункт 7.8.4 пункту 7.8 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.8.5. Дефекти, виявлені в ході індивідуальних та функціональних випробувань, повинні бути усунуті будівельно-монтажними організаціями та заводами-виготовлювачами енергетичного обладнання до початку комплексних випробувань.

7.8.6. Введення в роботу нового обладнання з незадовільним технічним станом забороняється.

7.8.7. Електроустановки зовнішнього електрозабезпечення Замовника, збудовані, реконструйовані чи технічно переоснащені в системі передачі від точки забезпечення замовленої потужності до точки приєднання об’єкта Замовника, є власністю ОСП.

7.8.8. Подання робочої напруги для проведення комплексних випробувань та випробувань електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів) здійснюється на підставі заяви Замовника (уповноваженої ним особи), копії декларації (повідомлення) про початок виконання будівельних робіт або дозволу на виконання будівельних робіт та після надання ОСП укладених Замовником договорів (або внесення змін до діючих договорів) згідно з вимогами, встановленими на ринку електричної енергії на термін проведення випробувань.

ОСП забезпечує можливість подання Замовником через сервіс «Особистий кабінет замовника» заяви про подання робочої напруги для проведення комплексних випробувань та випробувань електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів).

{ Підпункт 7.8.8 пункту 7.8 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом другим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

Заява Замовника має містити дані про кількість електричної енергії, потужність (добові графіки навантаження) та терміни виконання випробувань. До заяви додається повідомлення про готовність електроустановок Замовника, або їх черг будівництва (пускових комплексів) до прийняття робочої напруги та програма випробувань.

{Підпункт 7.8.8 пункту 7.8 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.8.9. Подання робочої напруги для проведення випробувань електрообладнання здійснюється протягом 5 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідної заяви Замовника про подання робочої напруги, або 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідної заяви, якщо подання напруги потребує припинення електропостачання інших Користувачів.

{ Підпункт 7.8.9 пункту 7.8 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.8.10. Організація проведення випробувань здійснюється відповідно до порядку, викладеного у розділі IV цього Кодексу, та з виконанням технічних вимог, встановлених у главі 5 цього розділу, відповідно до типу установки.

7.9. Порядок отримання/надання дозволу на підключення до системи передачі

7.9.1. Для отримання дозволу на підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів), до системи передачі власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ повинен надати ОСП документи, що підтверджують введення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування, укласти з ОСП договір про надання послуг з передачі електричної енергії та договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління відповідно до вимог розділу XI цього Кодексу, а також укласти договір про врегулювання небалансів або договір про постачання електричної енергії споживачу, або внести зміни до раніше укладеного договору.

Для кожної електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) у межах об’єкта електроенергетики, УЗЕ подається окремий пакет документів.

На час тестування наступної черги будівництва (пускового комплексу) електроустановки Замовника попередні черги (пускові комплекси) вважаються такими, що проходять тестування, у зв'язку із збільшенням сумарного навантаження на електроустаткування діючого електрообладнання (кабельні та повітряні лінії, МТЗ, контроль напруги тощо).

{Підпункт пункту глави розділу III в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 , № 1234 від 30.09.2022 }

7.9.2. ОСП оприлюднює на власному вебсайті в мережі Інтернет перелік та зразки типових протоколів випробувань і наладки електрообладнання, що надаються власником об'єкта разом із документом, що підтверджує введення об'єкта електроенергетики в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування, за кожним типом об'єкта електроенергетики.

Змонтоване обладнання об’єкта електроенергетики, УЗЕ або його/її черг будівництва (пускових комплексів) має відповідати СОУ-Н ЕЕ 20.302.

Результати випробувань, оформлені у вигляді протоколів випробувань і наладки електрообладнання, надаються власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ разом із документом, що підтверджує введення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування, за кожним типом об’єкта електроенергетики, УЗЕ.

7.9.3. ОСП упродовж 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації звернення про виконання власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ вимог, зазначених у підпункті 7.9.1 цього пункту, повинен надати на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням власнику об’єкта електроенергетики, УЗЕ документ (наряд) про дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) та про дозвіл на подачу напруги.

{Підпункт пункту глави розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 , № 2061 від 09.12.2025 }

7.9.4. Документ (наряд) про дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі може включати:

тимчасовий дозвіл на підключення (ТДП);

остаточний дозвіл на підключення (ДПО);

обмежений дозвіл на підключення (ОДП).

{Підпункт 7.9.4 пункту 7.9 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.9.5. Тимчасовий дозвіл на підключення (ТДП) видається за таких умов:

1) ТДП видається ОСП з метою завершення процесу перевірки даних і аналізу відповідно до вимог цього Кодексу та надання документів, зазначених у підпунктах 7.9.1 і 7.9.2 цього пункту;

2) ТДП дає право власникам об’єктів електроенергетики, УЗЕ тимчасового доступу їх об’єктів до системи передачі та підключення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) упродовж обмеженого проміжку часу, визначеного у підпункті 4 цього підпункту, та проведення додаткової перевірки на відповідність, щоб забезпечити дотримання відповідних технічних умов і вимог;

3) у разі надання ТДП ОСП повинен вказати всі невідповідності та зауваження і встановити термін для їх усунення;

4) максимальний період, упродовж якого власники об’єктів електроенергетики, УЗЕ можуть підтримувати статус ТДП, становить 24 місяці. ОСП має право вказати коротший термін дії для ТДП. Пролонгація ТДП до досягнення максимального періоду надається лише, якщо власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ має значний прогрес у напрямку повної відповідності. Зауваження повинні бути чітко визначені в момент запиту пролонгації;

5) у разі неусунення власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ у встановлений термін невідповідностей та зауважень ОСП має право припинити дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі, як тільки ТДП перестане бути дійсним доти, доки власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ не усуне невідповідності та зауваження, і ОСП не переконається, що електроустановка або її черга будівництва (пусковий комплекс) відповідає вимогам цього Кодексу. У цьому випадку власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ може ініціювати врегулювання спірних питань у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

{Підпункт 7.9.5 пункту 7.9 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.9.6. Остаточний дозвіл на підключення (ДПО) видається за таких умов:

1) ДПО видається ОСП за умови попереднього усунення всіх невідповідностей, виявлених під час статусу ТДП, і належного завершення процесу розгляду даних і аналізу відповідно до вимог цього розділу;

2) ДПО дає право власникам об’єктів електроенергетики, УЗЕ доступу їх об’єктів електроенергетики, УЗЕ до системи передачі та підключення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) до системи передачі на необмежений проміжок часу;

3) для цілей проведення перевірки даних і аналізу, власники об’єктів електроенергетики, УЗЕ повинні надати ОСП:

деталізоване викладення декларації про відповідність;

оновлені технічні дані, звіти про випробування та імітаційні моделі і дослідження, зазначені у підпункті 7.9.2 цього пункту, включаючи використання фактичних значень, виміряних під час випробувань;

4) у разі виявлення невідповідності вимогам цього Кодексу, електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу), для якої вже виданий ДПО і не було отримано від власника об’єкта електроенергетики, УЗЕ звернення про надання статусу ОДП, ОСП має право припинити дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі доти, доки власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ не усуне невідповідність і ОСП не переконається, що електроустановка або її черга будівництва (пусковий комплекс) відповідає вимогам цього Кодексу. У цьому випадку власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ може ініціювати врегулювання спірних питань у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

{Підпункт 7.9.6 пункту 7.9 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.9.7. Обмежений дозвіл на підключення (ОДП) видається за таких умов:

1) власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ, для електроустановки або черги будівництва (пускового комплексу) якого/якої вже виданий ДПО, повинен негайно інформувати ОСП про наявність таких обставин:

електроустановка або черга будівництва (пусковий комплекс) його об’єкта електроенергетики, УЗЕ тимчасово втратила функціональність, що впливає на її характеристики та підлягає значній модифікації;

відмова обладнання, що призводить до недотримання однієї або декількох встановлених вимог;

2) власник об’єкта електроенергетики має зробити подання ОСП про надання статусу ОДП, якщо цей власник обґрунтовано очікує, що обставини, описані в підпункті 1 цього підпункту, зберігатимуться понад 3 місяці;

3) статус ОДП повинен бути наданий ОСП і має містити таку інформацію, яка може бути легко перевіреною:

зауваження, що зумовили надання статусу ОДП;

відповідальність та період для усунення зауважень, який не має перевищувати 12 місяців. Наданий початковий період може бути коротшим, з можливістю його пролонгації до максимального періоду, якщо ОСП представлено доказ, який демонструє значний прогрес у вирішенні проблемних питань;

4) для електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів), які отримали статус ОДП, статус ДПО має бути тимчасово зупинений упродовж терміну дії ОДП;

5) у разі неусунення власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ зауважень, що зумовили надання статусу ОДП ОСП має право припинити дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі, як тільки ОДП перестане бути дійсним доти, доки власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ не усуне невідповідність та зауваження і ОСП не переконається, що електроустановка або її черги будівництва (пусковий комплекс) відповідає вимогам цього Кодексу. У таких випадках ДПО автоматично стає недійсним, а власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ може ініціювати врегулювання спірних питань у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

{Підпункт 7.9.7 пункту 7.9 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.9.8. Разом з видачею ДПО або ТДП ОСП видає дозвіл на подачу напруги (ДПН), який дає право власнику об’єкта електроенергетики, УЗЕ на подачу напруги у його внутрішню мережу та на обладнання власних потреб у точці приєднання. ДПН видається ОСП за умови завершення підготовчих робіт, включаючи укладення договорів, вказаних у підпункті 7.9.1 цього пункту.

{Підпункт 7.9.8 пункту 7.9 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.10. Підключення електроустановок Замовника до електричної мережі

7.10.1. ОСП після завершення робіт з приєднання в частині зовнішнього електрозабезпечення та проведення комплексних випробувань повідомляє Замовника на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням, про готовність власних електричних мереж до підключення електроустановок Замовника, надає довідку про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення для підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів).

{Підпункт 7.10.1 пункту 7.10 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.10.2. Після отримання довідки про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення Замовник надає ОСП заяву на підключення.

ОСП забезпечує можливість подання Замовником через сервіс «Особистий кабінет замовника» заяви на підключення.

{ Підпункт 7.10.2 пункту 7.10 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.10.3. Підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів) до електричної мережі здійснюється ОСП за наявності документів (нарядів), виданих відповідно до вимог, викладених у пункті 7.9 цієї глави.

{Підпункт 7.10.3 пункту 7.10 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 , № 1234 від 30.09.2022 }

7.10.4. Підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів) до електричної мережі здійснюється протягом 5 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідної заяви Замовника, або 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідної заяви, якщо підключення потребує припинення електропостачання інших Користувачів.

{Підпункт 7.10.4 пункту 7.10 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.10.5. Після підключення електроустановок Замовника до електричної мережі ОСП послуга з приєднання, передбачена договором про приєднання, вважається наданою. Факт надання послуги з приєднання підтверджується відповідним актом, який підписується сторонами договору про приєднання.

{Абзац перший підпункту 7.10.5 пункту 7.10 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

Акт про надання ОСП послуги з приєднання має містити ідентифікатор за формою, наведеною в Кодексі систем розподілу, який є унікальним набором даних (послідовністю символів), що присвоюється автоматично системою моніторингу приєднань після внесення відповідної інформації та переходу запису про приєднання у статус «послугу з приєднання надано».

{Підпункт 7.10.5 пункту 7.10 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом другим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

До повного завершення надання послуги з приєднання, за зверненням Замовника, ОСП готує та протягом 5 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації відповідного звернення, надає на електронну адресу, через сервіс «Особистий кабінет замовника», та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної вимоги - на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням іншій стороні(-ам) підписаний ними примірний договір про приєднання та акт, що підтверджує факт надання послуги з приєднання відповідної черги будівництва (пускового комплексу) електроустановки Замовника після її підключення до системи передачі із проведенням повного розрахунку вартості робіт з приєднання з урахуванням понесених витрат на реалізацію послуги з приєднання відповідної черги будівництва (пускового комплексу).

{Підпункт 7.10.5 пункту 7.10 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.11. Оформлення меж балансової належності

7.11.1. ОСП має підготувати за узгодженням з Користувачем документ, який містить таблицю з детальним розподілом відповідальності та експлуатаційні схеми, які відображають погоджені межі балансової належності.

7.11.2. Установлення меж балансової належності здійснюється з урахуванням, що:

1) межа балансової належності активів між ОСП та електростанціями, включаючи атомні електростанції, повинна знаходитися на першій опорі після огородження обладнання електростанції;

2) межа балансової належності між магістральними та розподільними електричними мережами повинна знаходитися на першій опорі після огородження магістральної підстанції;

3) межа балансової належності активів між іншим Користувачем та ОСП повинна знаходитись у точці приєднання до електричних мереж ОСП.

7.11.3. Слід дотримуватися, наведених у підпункті 7.11.2 цього пункту, загальних правил, але кожний випадок буде залежати від конкретних умов приєднання об’єкта, компонування розподільного пристрою, типу обладнання Користувача тощо. У кожному випадку точку приєднання та межу балансової належності має бути описано в акті розмежування балансової належності та проілюстровано відповідними схемами.

{Підпункт 7.11.3 пункту 7.11 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

7.11.4. Користувач володіє (користується на правах оренди) всім обладнанням на стороні Користувача до межі його балансової належності та відповідає за безпечну експлуатацію та технічне обслуговування цих активів відповідно до законодавства України, цього Кодексу.

{Підпункт пункту глави розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 , № 1763 від 29.09.2023 }

7.11.5. ОСП володіє всім електротехнічним обладнанням на стороні електричних мереж від точки приєднання до межі його балансової належності. ОСП володіє, експлуатує та обслуговує підстанцію на об’єкті приєднання та все інше обладнання, яке може бути необхідним для приєднання до електричних мереж, відповідно до вимог цього Кодексу та положень договору про приєднання.

7.11.6. Усе електротехнічне обладнання Користувача в точці приєднання має бути докладно перелічене в акті розмежування балансової належності електричних мереж та експлуатаційної відповідальності сторін.

{Підпункт 7.11.6 пункту 7.11 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }

7.11.7. Зміни в домовленостях про межі балансової належності, запропоновані будь-якою стороною, повинні бути взаємоузгодженими перед тим, як вони наберуть чинності, після чого вносяться відповідні зміни щодо розподілу відповідальності і експлуатаційні схеми шляхом внесення змін до договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

{Підпункт 7.11.7 пункту 7.11 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }

7.12. Особливості приєднання (підключення) УЗЕ Користувачем

7.12.1. Користувач (крім ОСР) має право встановити та приєднати (підключити) УЗЕ до власних електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення за умови, що таке приєднання (підключення) не призведе до збільшення дозволеної (встановленої) до використання потужності електроустановки Користувача.

У разі приєднання (підключення) УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення споживача (крім активного споживача) такий споживач має забезпечити, щоб у будь-який період часу не здійснювався відпуск енергії раніше збереженої в УЗЕ в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання.

У разі приєднання (підключення) УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення активного споживача або споживача, який має намір набути статусу активного споживача, з метою відпуску раніше збереженої в УЗЕ електричної енергії в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання, або участі у ринку ДП, надання послуг з балансування та купівлі-продажу електричної енергії, яка використовується для зберігання енергії в УЗЕ, на організованих сегментах ринку електричної енергії самостійно або у складі агрегованих груп, такий Користувач (активний споживач) зобов’язаний забезпечити облік електричної енергії відповідно до вимог Кодексу комерційного обліку електричної енергії.

Активний споживач має право без отримання ліцензії на провадження господарської діяльності із зберігання енергії встановлювати та використовувати УЗЕ, встановлена потужність яких не перевищує величину дозволеної (договірної) потужності електроустановок такого споживача, призначених для споживання електричної енергії.

Активний споживач має право приєднувати до власних електричних мереж УЗЕ із встановленою потужністю, яка не перевищує величину дозволеної (договірної) потужності електроустановок такого споживача за мінусом величини встановленої потужності власних УЗЕ такого споживача відповідно, та за умови, що весь обсяг відбору/відпуску електричної енергії УЗЕ, що належать третім особам, купується/продається таким споживачем.

У разі приєднання (підключення) УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення виробника електричної енергії такий виробник має забезпечити, щоб у будь-який період часу сумарна потужність, з якою здійснюється відпуск електричної енергії з мереж такого виробника електричної енергії в ОЕС України, не перевищувала встановлену потужність електроустановок такого виробника електричної енергії в місці провадження ліцензованої діяльності відповідно до ліцензії на провадження господарської діяльності з виробництва електричної енергії.

УЗЕ, що приєднані (підключені) до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення користувача системи передачі/розподілу, повинні відповідати вимогам цього Кодексу, зокрема наведеним у главі 6 цього розділу.

{Підпункт 7.12.1 пункту 7.12 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

7.12.2. Якщо сумарна величина номінальної (встановленої) потужності P nom УЗЕ, що приєднуються до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення Користувача, менше 1 МВт, Користувач направляє ОСП повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ із зазначенням такої інформації за формою:

Сумарна величина номінальної (встановленої) потужності Pnom УЗЕ, МВт

Напруга, на якій здійснюється відпуск/відбір електричної енергії УЗЕ, кВ

Дата та номер документа, що підтверджує введення в експлуатацію УЗЕ, день/місяць/рік, №

Тип УЗЕ за видом енергії

{Таблиця підпункту 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

До повідомлення Користувач додає такі документи:

однолінійна схема з’єднань від точки приєднання електроустановок Користувача в мережі ОСП до УЗЕ;

акт проведення випробувань електрообладнання УЗЕ, пристроїв захисту та автоматики, контрольно-вимірювальних приладів і сигналізації;

для споживачів (крім активних споживачів) - матеріали, що підтверджують улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання раніше збереженої в УЗЕ енергії.

{Абзац шостий підпункту 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

Зазначене повідомлення разом із матеріалами надається не пізніше дня, наступного за днем підключення УЗЕ.

Користувач несе відповідальність за дотримання вимог щодо:

{Абзац восьмий підпункту 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

улаштування комерційного обліку електричної енергії;

улаштування технічних засобів для недопущення погіршення в точці приєднання Користувача до мережі системи передачі параметрів якості електричної енергії відповідно до визначених державних стандартів;

для споживачів (крім активних споживачів) - улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в електричну мережу системи передачі або мережі інших суб’єктів господарювання раніше збереженої в УЗЕ енергії.

{Абзац одинадцятий підпункту 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

У разі відсутності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та доданих документів ОСП протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня з дати реєстрації відповідного повідомлення Користувача, оформлює у порядку, визначеному Правилами роздрібного ринку електричної енергії (далі – ПРРЕЕ), у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник Користувачу.

{Абзац дванадцятий підпункту 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 , № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня з дати реєстрації відповідного повідомлення, повертає Користувачу повідомлення про встановлення УЗЕ та додані до нього документи, з описом виявлених зауважень.

{Підпункт 7.12.2 пункту 7.12 глави 7 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

7.12.3. Якщо сумарна величина номінальної (встановленої) потужності P nom УЗЕ, що приєднуються до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення електроустановок Користувача, більше 1 МВт, Користувач розробляє завдання на проєктування та надає його на погодження ОСП щодо:

вимог до комерційного обліку електричної енергії;

вимог до улаштування релейного захисту та протиаварійної автоматики;

вимог щодо розрахунку струмів КЗ та перевірки комутаційної здатності обладнання прилеглої мережі;

вимог щодо забезпечення параметрів якості електричної енергії відповідно до визначених державних стандартів.

Для виробника електричної енергії та активного споживача ОСП додатково погоджує завдання на проєктування щодо:

вимог до проведення розрахунків у частині забезпечення стійкості існуючих генеруючих об’єктів;

вимог щодо дослідження режимів роботи прилеглої мережі в разі, якщо підключення УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення електроустановок виробника електричної енергії або активного споживача може призводити до зміни графіка відпуску електричної енергії такого виробника або активного споживача в мережу системи передачі.

{Абзац восьмий підпункту 7.12.3 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

ОСП здійснює розгляд наданого завдання на проєктування у строк, що не перевищує 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації супровідного листа, яким надавалося завдання на проєктування, та надає обґрунтовану відповідь.

{ Абзац дев'ятий підпункту 7.12.3 пункту 7.12 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

ОСП узгоджує проєктну документацію в частині вимог, що були надані Користувачу при погодженні завдання на проєктування. При цьому строк розгляду проєктної документації не перевищує 15 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного супровідного листа, яким ця проєктна документація надавалася. За результатами розгляду проєктної документації ОСП надає узагальнене технічне рішення.

{ Абзац десятий підпункту 7.12.3 пункту 7.12 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

У разі необхідності Користувач доопрацьовує проєктну документацію та надає її на повторне погодження до ОСП. При цьому ОСП не може надати нові зауваження до проєктної документації у разі, якщо Користувач не змінював технічні рішення, що надавалися раніше.

Якщо за результатами виконання проєктної документації визначено необхідність виконання заходів у мережі ОСП, то виробник електричної енергії або активний споживач звертається до ОСП за отриманням технічних умов у частині зміни технічних параметрів (зміна схеми живлення) у порядку, визначеному цим Кодексом.

Після завершення будівельно-монтажних робіт із встановлення УЗЕ Користувач повинен звернутись до ОСП із повідомленням про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ, до якого додаються:

документи, що підтверджують введення УЗЕ в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування;

однолінійна схема з’єднань від точки приєднання електроустановок Користувача в мережі ОСП до УЗЕ;

акт проведення випробувань електрообладнання УЗЕ, пристроїв захисту та автоматики, контрольно-вимірювальних приладів і сигналізації, акт комплексних випробувань, акт готовності до введення УЗЕ в експлуатацію, оформлені за результатами проведення випробувань;

підтвердження про відповідність, яке має містити звіти про випробування та/або імітаційні моделі відповідно до вимог глави 5 цього розділу або підтвердження відповідності своїх електроустановок вимогам цього Кодексу сертифікатами відповідності обладнання виданими органом з оцінки відповідності;

документи, що підтверджують улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання раніше збереженої в УЗЕ енергії (для споживачів (крім активних споживачів та виробників електричної енергії).

Користувач повідомляє ОСП за 10 робочих днів про заплановану дату комплексних випробувань, у разі необхідності ОСП бере участь у комплексних випробуваннях. Про необхідність участі в комплексних випробуваннях ОСП повідомляє Користувача не пізніше 3 робочих днів до запланованої дати випробувань. У разі неповідомлення ОСП про участь у комплексних випробуваннях вважається, що ОСП відмовився від участі у таких випробуваннях.

У разі відсутності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та доданих документів ОСП протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного повідомлення Користувача, оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник Користувачу.

{Абзац двадцятий підпункту 7.12.3 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного повідомлення Користувача, повертає Користувачу повідомлення про встановлення УЗЕ та додані до нього документи, з описом виявлених зауважень.

{Абзац двадцять перший підпункту 7.12.3 пункту 7.12 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

{Підпункт 7.12.3 пункту 7.12 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

7.12.4. У випадку ініціювання Користувачем, що раніше здійснив приєднання (підключення) УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення, процедури отримання ліцензії на провадження господарської діяльності зі зберігання енергії, такий Користувач звертається до ОСП у порядку, визначеному цим Кодексом, за отриманням технічних умов на приєднання до системи передачі електроустановок, призначених для зберігання енергії, з метою приведення схеми електрозабезпечення УЗЕ як об'єкта будівництва, відповідно до вимог цього Кодексу.

{Главу 7 розділу III доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7.12.5. У разі втрати статусу «активний споживач» такий споживач має забезпечити, щоб у будь-який період часу не здійснювався відпуск електричної енергії раніше збереженої в УЗЕ такого споживача в ОЕС України або в мережі інших суб’єктів господарювання, або виконати вимогу підпункту 7.12.4 цього пункту.

{Пункт 7.12 глави 7 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

7.13. Особливості приєднання (підключення) генеруючих установок споживача у власних електричних мережах

7.13.1. Споживач має право встановити генеруючі установки на напрузі приєднання власних струмоприймачів без отримання ліцензії на провадження господарської діяльності з виробництва електричної енергії, якщо такий споживач у будь-який період часу не здійснює відпуск виробленої електричної енергії в ОЕС України або в мережі інших суб’єктів господарювання.

7.13.2. Активний споживач має право встановлювати генеруючі установки, призначені для виробництва електричної енергії, за умови, що встановлена потужність генеруючих установок такого активного споживача не перевищує величину, визначену Законом України «Про ринок електричної енергії», але не більше дозволеної до використання потужності споживання у точці приєднання.

7.13.3. Встановлення та приєднання (підключення) генеруючої установки споживачем, у тому числі активним споживачем, повинно здійснюватися у власних внутрішніх електричних мережах споживача до межі балансової належності та експлуатаційної відповідальності сторін.

Встановлення та приєднання (підключення) генеруючої установки споживачем, у тому числі активним споживачем, у власних електричних мережах здійснюється без отримання/надання послуги з приєднання.

7.13.4. Якщо сумарна величина номінальної (встановленої) потужності генеруючих установок, що приєднуються до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення споживача менше 1 МВт, споживач при встановленні генеруючої установки направляє ОСП повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючих установок із зазначенням такої інформації за формою:

Сумарна величина номінальної (встановленої) потужності генеруючих установок, МВт

Напруга, на якій здійснюється приєднання генеруючої установки, кВ

Дата та номер документа, що підтверджує введення в експлуатацію генеруючої установки, день/місяць/рік, №

Тип генеруючої установки за видом первинного джерела енергії

До такого повідомлення споживач додає:

однолінійну схему з’єднань від точки приєднання електроустановок споживача в мережі ОСП до генеруючої установки;

акт проведення випробувань електрообладнання генеруючої установки, пристроїв захисту та автоматики, контрольно-вимірювальних приладів і сигналізації;

для споживачів (крім активних споживачів) - матеріали, що підтверджують улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання електричної енергії, виробленої генеруючими установками такого споживача.

Зазначене повідомлення разом із матеріалами надається не пізніше дня, наступного за днем підключення генеруючої установки.

Споживач несе відповідальність за недотримання вимог щодо:

улаштування комерційного обліку електричної енергії;

улаштування технічних засобів для недопущення погіршення в точці приєднання споживача до мережі системи передачі параметрів якості електричної енергії відповідно до визначених державних стандартів;

улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в електричну мережу системи передачі або мережі інших суб’єктів господарювання електричної енергії, виробленої генеруючими установками (для споживачів, крім активних споживачів).

{Абзац одинадцятий підпункту 7.13.4 пункту 7.13 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

У разі відсутності зауважень до наданого споживачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та доданих документів ОСП протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного повідомлення Користувача, оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник споживачу.

{Абзац дванадцятий підпункту 7.13.4 пункту 7.13 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного повідомлення Користувача, повертає Користувачу повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та додані до нього документи, з описом виявлених зауважень.

{Абзац тринадцятий підпункту 7.13.4 пункту 7.13 глави 7 розділу III в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 , № 2061 від 09.12.2025 }

7.13.5. Якщо сумарна величина номінальної (встановленої) потужності генеруючих установок, що приєднуються до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення електроустановок споживача, більше 1 МВт, споживач розробляє завдання на проєктування та надає його на погодження ОСП щодо:

комерційного обліку електричної енергії;

улаштування релейного захисту та протиаварійної автоматики;

розрахунку струмів КЗ та перевірки комутаційної здатності обладнання прилеглої мережі;

забезпечення параметрів якості електричної енергії відповідно до визначених державних стандартів.

Для генеруючої установки активного споживача ОСП додатково погоджує завдання на проєктування щодо:

{Абзац шостий підпунктку 7.13.5 пункту 7.13 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

проведення розрахунків у частині забезпечення стійкості існуючих генеруючих об’єктів;

дослідження режимів роботи прилеглої мережі (область дослідження визначає ОСП на етапі отримання відповідних вихідних даних).

ОСП здійснює розгляд наданого завдання на проєктування у строк, що не перевищує 10 робочих днів, та надає обґрунтовану відповідь.

ОСП узгоджує проєктну документацію в частині вимог, що були надані споживачу при погодженні завдання на проєктування у строк, що не перевищує 15 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного супровідного листа, яким надавалася ця проєктна документація. За результатами розгляду проєктної документації ОСП надає узагальнене технічне рішення.

{ Абзац десятий підпункту 7.13.5 пункту 7.13 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

У разі необхідності споживач доопрацьовує проєктну документацію та надає її на повторне погодження до ОСП. Строк розгляду проєктної документації, поданої ОСП на повторне погодження, не може перевищувати 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного супровідного листа, яким надавалася ця проєктна документація. ОСП не має права надати нові зауваження до проєктної документації у разі, якщо споживач не змінював технічні рішення, що надавалися раніше.

{ Абзац одинадцятий підпункту 7.13.5 пункту 7.13 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

Якщо за результатами виконання проєктної документації визначено необхідність виконання заходів у мережі ОСП, то споживач звертається до ОСП за отриманням технічних умов у частині зміни технічних параметрів (зміна схеми живлення), у порядку, визначеному цим Кодексом.

Після завершення будівельно-монтажних робіт із встановлення генеруючої установки споживач повинен звернутись до ОСП із повідомленням про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки, до якого додаються:

документи, що підтверджують введення генеруючої установки в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування;

однолінійна схема з’єднань від точки приєднання електроустановок споживача в мережі ОСП до генеруючої установки;

акт проведення випробувань електрообладнання генеруючої установки, пристроїв захисту та автоматики, контрольно-вимірювальних приладів і сигналізації, акт комплексних випробувань, акт готовності до введення генеруючого об’єкта в експлуатацію, оформлені за результатами проведення випробувань;

документи, що підтверджують улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання електричної енергії, виробленої генеруючими установками такого споживача (для споживачів (крім активних споживачів).

Споживач повідомляє ОСП за 10 робочих днів про заплановану дату комплексних випробувань, у разі необхідності ОСП бере участь у комплексних випробуваннях. Про необхідність участі в комплексних випробуваннях ОСП повідомляє споживача не пізніше 3 робочих днів до запланованої дати випробувань. У разі неповідомлення ОСП про участь у комплексних випробуваннях вважається, що ОСП відмовився від участі у таких випробуваннях.

{Абзац двадцятий підпунктку 7.13.5 пункту 7.13 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

У разі наявності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та/або доданих документів ОСП не пізніше 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного повідомлення Користувача, повертає Користувачу повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) генеруючої установки та додані до нього документи з описом виявлених зауважень.

{Абзац двадцять перший підпунктку 7.13.5 пункту 7.13 глави 7 розділу III в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025, № 2061 від 09.12.2025 }

7.13.6. У випадку ініціювання споживачем, що раніше здійснив приєднання (підключення) генеруючих установок до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення, процедури отримання ліцензії на провадження господарської діяльності з виробництва електричної енергії, такий споживач звертається до ОСП у порядку, визначеному цим Кодексом, за отриманням технічних умов на приєднання до системи передачі електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, з метою приведення схеми електрозабезпечення генеруючих установок як об'єкта будівництва, відповідно до вимог цього Кодексу.

7.13.7. У разі втрати статусу «активний споживач» такий споживач має забезпечити, щоб у будь-який період часу не здійснювався відпуск електричної енергії, виробленої генеруючими установками такого споживача в ОЕС України або в мережі інших суб'єктів господарювання, або виконати вимогу підпункту 7.13.6 цього пункту.

{Підпункт 7.13.7 пункту 7.13 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

{Главу 7 розділу III доповнено новим пунктом 7.13 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

7.14. Особливості приєднання генеруючих установок замовника (що має намір стати субвиробником) до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення іншого виробника електричної енергії

7.14.1. Надання замовнику (що має намір стати субвиробником) послуги з приєднання генеруючих установок до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення іншого виробника електричної енергії здійснюється шляхом надання ОСП послуги з приєднання на основі тристороннього договору, що укладається між ОСП, виробником електричної енергії (що має намір стати основним виробником) та замовником послуги з приєднання (що має намір стати субвиробником). Точка приєднання електроустановок замовника (що має намір стати субвиробником) встановлюється у точці приєднання електроустановок виробника електричної енергії (що має намір стати основним виробником) до системи передачі.

Замовник (що має намір стати субвиробником) у разі необхідності приєднання його генеруючих електроустановок до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення іншого виробника (що має намір стати основним виробником) звертається до ОСП із заявою про приєднання у порядку, визначеному цим Кодексом.

ОСП протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації отриманої заяви про приєднання надає такому замовнику згідно з вимогами цього Кодексу проєкт тристороннього договору про приєднання та технічні умови на приєднання, що є невід’ємним додатком до договору про приєднання.

{ Абзац третій підпункту 7.14.1 пункту 7.14 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

Відповідно до вимог цього пункту до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення виробника (що має намір стати основним виробником), можуть приєднуватися лише генеруючі одиниці типу B, C, D замовника (що має намір стати субвиробником).

У цьому випадку технічні умови на приєднання мають передбачати, зокрема:

1) встановлення у точці приєднання електроустановок основного виробника технічних засобів контролю, у тому числі автоматики, для недопущення такими виробниками відпуску та/або відбору електричної енергії до (з) мереж ОСП потужністю, що перевищує відповідні величини дозволеної (договірної) потужності відпуску та/або відбору електричної енергії в точці приєднання основного виробника до електричних мереж ОСП.

Зазначені технічні засоби мають бути встановлені основним виробником у технологічних мережах внутрішнього електрозабезпечення основного виробника та передбачати автоматичне відключення електроустановок виробників або зниження навантаження до рівня величин відповідно дозволеної (договірної) потужності відпуску та/або відбору електричної енергії у разі перевищення відповідних величин дозволеної (договірної) потужності відпуску та/або відбору електричної енергії, з якою відповідно здійснюється відпуск чи відбір електричної енергії до (з) мереж ОСП згідно з паспортом точки передачі, що оформлений з основним виробником;

2) облаштування комерційного обліку електричної енергії відповідно до вимог Кодексу комерційного обліку електричної енергії основного виробника електричної енергії та субвиробника;

3) вимоги до генеруючих одиниць відповідного типу, визначених цим Кодексом.

ОСП у наданих замовнику (що має намір стати субвиробником) технічних умовах на приєднання передбачає технічні заходи, які необхідно виконати в електричних мережах ОСП за умови, що приєднання електроустановок замовника змінює характерний режим відпуску електричної енергії в мережу системи передачі, що був передбачений у відповідній проєктній документації розробленій у відповідності до технічних умов на приєднання електроустановок основного виробника та/або для генеруючих одиниць гарантованої потужності відповідно до нормальних тривалих режимів їх роботи.

При виконанні приєднання електроустановок замовника (що має намір стати субвиробником) до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення іншого виробника (що має намір стати основним виробником) мають виконуватися такі умови:

електроустановки, що приєднуються, не можуть погіршувати якість електропостачання інших Користувачів, приєднаних у цьому енерговузлі;

технологічні мережі внутрішнього електрозабезпечення замовника (що має намір стати субвиробником) не можуть виконувати функції транзитної установки для живлення та або забезпечення відпуску електричної енергії до (з) електричних мереж ОСП інших Користувачів.

Замовник (що має намір стати субвиробником) має погодити проєктну документацію на відповідність виданим ОСП технічним умовам на приєднання.

Основний виробник/субвиробник спільно з ОСП для завершення послуги з приєднання зобов'язані внести зміни та/або оформити паспорти точок передачі, у тому числі у частині внесення інформації про наявність в основного виробника електричної енергії приєднаного у його технологічних мережах внутрішнього електрозабезпечення електроустановок субвиробника та/або власних електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії з інших джерел.

Плата частини вартості плати за приєднання в розмірі 10 євро у гривневому еквіваленті на день виставлення рахунку, що визначається відповідно до офіційного курсу Національного банку України, за 1 кВт замовленої до приєднання потужності за надання ОСП послуги з приєднання електроустановок замовника (що має намір стати субвиробником) до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення основного виробника не стягується.

7.14.2. Для врегулювання взаємовідносин з питань транспортування електричної енергії субвиробника через технологічні мережі внутрішнього електрозабезпечення основного виробника до (з) мереж ОСП та спільного користування технологічними мережами внутрішнього електрозабезпечення основного виробника, між субвиробником та основним виробником укладається відповідний договір щодо користування субвиробником технологічними мережами внутрішнього електрозабезпечення основного виробника (далі – договір щодо користування мережами основного виробника).

Цей договір укладається сторонами на основі вільного волевиявлення сторін та має містити такі істотні умови:

надання права спільного користування технологічними мережами внутрішнього електрозабезпечення основного виробника;

визначення алгоритму розподілу дозволеної (договірної) потужності відпуску та відбору електричної енергії між основним виробником та субвиробником;

визначення порядку розрахунку балансу електричної енергії в технологічних мережах внутрішнього електрозабезпечення основного виробника згідно з Кодексом комерційного обліку електричної енергії;

визначення порядку узгодження графіків відпуску та відбору з дотриманням рівня дозволеної (договірної) потужності на межі балансової належності основного виробника в кожній окремій годині роботи електроустановок;

встановлення відповідальності за недотримання показників якості електричної енергії, за необґрунтоване припинення електроживлення електроустановок субвиробника та невиконання інших вимог договору;

визначення підстав та порядку припинення електроживлення електроустановок субвиробника, умов розірвання договору та припинення електроживлення електроустановок субвиробника у разі втрати права користування мережами.

Невід’ємними частинами договору щодо користування мережами основного виробника є:

акт про розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності сторін (оформляється після завершення процедури приєднання);

відомості про засоби комерційного обліку активної та реактивної електричної енергії (оформляється після завершення процедури приєднання);

однолінійна схема із зазначенням точок приєднання і ліній, що живлять електроустановки субвиробника;

порядок розрахунку втрат електричної енергії в технологічних мережах внутрішнього електрозабезпечення основного виробника (оформляється після завершення процедури приєднання).

Обсяги відпущеної/відібраної електричної енергії основного виробника та субвиробника, визначаються на межі балансової належності з оператором системи згідно з вимогами Кодексу комерційного обліку електричної енергії.

Паспорт точки передачі між субвиробником та ОСП оформляється після укладення між основним виробником та субвиробником договору щодо користування мережами основного виробника, копію якого субвиробник надає ОСП і повідомляє про внесені зміни до нього.

Для підтвердження досягнення домовленостей між сторонами зазначений договір також надається субвиробником ОСП під час укладення договору про приєднання до електричних мереж ОСП та під час оформлення паспортів точок передачі.

Умови договору щодо користування мережами основного виробника враховуються ОСП під час укладення інших договорів, передбачеих нормативо-правовими актами ринку електричної енергії.

Основний виробник несе відповідальність за перевищення у точці передачі електричної енергії величини дозволеної (договірної) потужності, відповідно з якою здійснюється відпуск та/або відбір електричної енергії до (з) мережі ОСП.

{Главу 7 розділу III доповнено новим пунктом 7.14 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

7.15. Порядок оприлюднення ОСП інформації щодо організаційних та технічних заходів, які здійснюються з метою надання послуги з приєднання

7.15.1. ОСП має забезпечити безперервну роботу сервісу «Особистий кабінет замовника» на власному вебсайті у мережі Інтернет.

На головній сторінці вебсайту ОСП у мережі Інтернет має бути забезпечено вхід до сервісу «Особистий кабінет замовника».

Сервіс «Особистий кабінет замовника» має містити, зокрема інформацію про:

вимоги щодо подання заяви про приєднання, встановлені цим Кодексом;

стан надання послуги з приєднання (запланований та фактичний термін реалізації етапу);

документи, які використовуються при наданні послуги з приєднання, передбачені цим Кодексом, зокрема, заява про приєднання з додатками, технічні умови на приєднання, договір про приєднання, розрахунок вартості плати за приєднання до електричних мереж та рахунок на оплату вартості плати за приєднання до електричних мереж, додаткові угоди до договору про приєднання тощо.

Сервіс «Особистий кабінет замовника» є ресурсом, який забезпечує комунікацію замовника послуги з приєднання, заявника та інших уповноважених сторін з ОСП щодо надання послуги з приєднання стосовно:

забезпечення відображення інформації про стан надання ОСП послуги з приєднання (виконано/на виконанні (із зазначенням очікуваних та граничних термінів виконання відповідних заходів));

відповідних організаційних та технічних заходів, які здійснюються ОСП для надання послуги з приєднання Замовнику,

отримання дозволу на виконання будівельно-монтажних робіт,

дати початку та дати завершення проведення тендерних процедур з метою придбання обладнання та матеріалів для виконання будівельно-монтажних робіт,

виготовлення та поставки обладнання та матеріалів,

виконання будівельно-монтажних робіт, пусконалагоджувальних і випробувальних робіт;

підключення електроустановок (об'єкта) Замовника.

7.15.2. Сервіс «Особистий кабінет замовника» має забезпечувати Замовнику, заявнику та/або іншим уповноваженим сторонам можливість:

подання в електронному вигляді заяви на отримання вихідних даних для розроблення ТЕО (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису) та отримання від ОСП усіх необхідних для розробки ТЕО вихідних даних;

подання в електронному вигляді заяви про приєднання та додатків до неї, передбачених цим Кодексом (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису);

отримання та підписання (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису) проєкту договору про приєднання, додатків до нього, у тому числі технічних умов на приєднання;

отримання рахунку на оплату Замовником послуги з приєднання та розрахунку вартості плати за приєднання;

завантаження квитанції про оплату вартості плати за приєднання до електричних мереж;

відображення інформації щодо оплати Замовником послуги з приєднання;

подання в електронному вигляді (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису) запиту про отримання вихідних даних для проєктування та отримання від ОСП усіх необхідних для проєктування даних;

подання на погодження ОСП проєктної документації та підписання акта приймання-передачі проєктної документації (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису);

відображення інформації щодо стану та результатів опрацювання заяви про приєднання, етапів надання послуги з приєднання із зазначенням запланованої та фактичної дати кожного з етапів надання послуги з приєднання;

отримання та підписання (з можливістю використання кваліфікованого електронного підпису) акта про надання послуги з приєднання (відповідної черги будівництва (пускового комплексу));

подання заяви про подання робочої напруги для проведення комплексних випробувань та випробувань електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів);

подання заяви на підключення та отримання дозволу на підключення електроустановки Замовника або її черги будівництва (пускового комплексу);

видачу ОСП повідомлення про готовність власних електричних мереж до підключення електроустановок Замовника, довідки про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення для підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів);

подання ОСР проєкту технічних умов на приєднання до мереж ОСР для отримання від ОСП вимог (технічних заходів), виконання яких необхідне в електричних мережах ОСП для забезпечення технічної можливості приєднання, у випадках, визначених Кодексом систем розподілу;

надання ОСП вимог (технічних заходів), виконання яких необхідне в електричних мережах ОСП для забезпечення технічної можливості приєднання, у випадках, визначених Кодексом систем розподілу, або інформування ОСР про їх відсутність;

подання ОСР та підписання сторонами багатостороннього договору про приєднання у випадках, визначених Кодексом систем розподілу;

подання/отримання іншої інформації, листів, додаткових угод, які використовуються при наданні послуги з приєднання тощо.

7.15.3. Уся інформація, документи, листування тощо вважається отриманою сторонами з дати завантаження її до сервісу «Особистий кабінет замовника». Опрацювання ОСП таких звернень здійснюється у строки, встановлені розділом III цього Кодексу.

Сервіс «Особистий кабінет замовника» має забезпечувати відображення дати та часу фактичного завантаження ОСП, Замовником, ОСР документів до нього.

7.15.4. Для забезпечення доступності сервісу «Особистий кабінет замовника» ОСП має забезпечити на офіційному вебсайті в мережі Інтернет докладну інструкцію, у тому числі у формі інфографіки, з вичерпними роз’ясненнями щодо роботи цього сервісу, у тому числі щодо кожного етапу подання заяви про приєднання через цей сервіс.

Кожне поле заяви про приєднання у сервісі «Особистий кабінет замовника» має містити опис-інструкцію про її заповнення, у тому числі форму введення даних (числовий, текстовий, розмір та розширення завантажених документів, вимоги до графічних матеріалів, короткий опис рекомендацій щодо інформації, що має бути занесена у рядку, тощо).

Завершальний етап подання Замовником заяви про приєднання через сервіс «Особистий кабінет замовника» має містити алгоритм перевірки заповнення необхідних полів заяви про приєднання, а також інформування Замовника про необхідність заповнити відповідні поля заяви про приєднання.

У разі наявності недоліків/неточностей при заповненні заяви про приєднання сервіс «Особистий кабінет замовника» не дозволяє Замовнику завершити етап її подання та інформує Замовника шляхом індикації (виділення) графи заяви, де введено некоректні дані із приміткою-поясненням щодо недоліків/неточностей.

7.15.5. ОСП протягом однієї години (поточного дня) після подання Замовником підписаної кваліфікованим цифровим підписом заяви про приєднання (через сервіс «Особистий кабінет замовника») має забезпечити інформування Замовника в сервісі «Особистий кабінет замовника» та на електронну пошту про успішність подачі з наданням реєстраційного номера заяви та зазначення обраного Замовником каналу отримання інформації про стадії опрацювання заяви та надання послуги.

7.15.6. У разі технічних збоїв у роботі сервісу «Особистий кабінет замовника» ОСП має на головній сторінці власного вебсайту в мережі Інтернет розмістити інформаційне повідомлення із зазначенням інформації про:

причини технічного збою;

функції, які не працюють;

час початку технічного збою;

орієнтовний час відновлення сервісу «Особистий кабінет замовника» в повному обсязі.

Протягом наступного робочого дня після настання технічного збою в роботі сервісу «Особистий кабінет замовника» ОСП має повідомити Регулятора про його настання із наданням знімку екрана із інформаційним повідомлення на головній сторінці власного вебсайту в мережі Інтернет, фактичного часу відновлення роботи сервісу та підтвердними документами щодо причин технічного збою.

7.15.7. Підтвердженням нефункціонування сервісу «Особистий кабінет замовника», некоректного його функціонування або окремих його функцій тощо, у випадках відсутності технічних збоїв у його роботі, може бути відповідний відеофайл або знімок з екрана, який має бути наданий заявником.

{ Главу 7 розділу III доповнено новим пунктом 7.15 з згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

8. Перелік та порядок надання ОСП інформації, необхідної для приєднання

8.1. З метою забезпечення можливості оцінити бізнесові та виробничі ризики будь-якого Замовника, який має намір приєднати електроустановки об’єктів електроенергетики до системи передачі відповідно до наявного резерву потужності на тій чи іншій підстанції, ОСП має оприлюднювати або за зверненням Замовника повинен надати таку інформацію:

перелік трансформаторних підстанцій, до яких можуть бути приєднані електроустановки об’єктів Замовника, та інформацію про їх технічні характеристики;

типові форми заяви про приєднання, договору про приєднання, технічних умов на приєднання;

перелік та обсяг документів, необхідних для отримання дозволу на приєднання до системи передачі;

рекомендації щодо оформлення зазначених документів, порядку їх подання та термінів розгляду;

порядок подання документів, необхідних для приєднання, в електронному вигляді;

методику розрахунку плати за приєднання електроустановок до системи передачі;

вимоги до електроустановок та об’єктів електроенергетики, які приєднуються до системи передачі або мають знаходитись в оперативному підпорядкуванні ОСП.

8.2. Інформація про технічні характеристики трансформаторних підстанцій має містити такі дані по кожній з них:

адреса знаходження, диспетчерська назва підстанції, тип, код, рівні напруги обмоток трансформаторів та номінальна потужність підстанції;

максимально допустима потужність підстанції;

приєднана потужність згідно з чинними договорами;

потужність, що приєднується за договорами про приєднання;

резерв потужності.

Ця інформація може використовуватись як вихідні дані для розроблення ТЕО вибору схеми приєднання електроустановок Замовника.

8.3. Будь-яка юридична особа, яка має намір приєднати електроустановки об’єктів електроенергетики до системи передачі має право звертатися до ОСП за роз’ясненнями щодо наданої інформації та отримувати відповідні роз’яснення.

8.4. Інформація, зазначена в пунктах 8.1 та 8.2 цієї глави, надається у відкритому доступі шляхом розміщення її на власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет. ОСП зобов’язаний підтримувати в актуальному стані зазначену інформацію шляхом її оновлення та доповнення упродовж 3 робочих днів після виникнення будь-яких обставин, які змінюють умови та/або порядок приєднання електроустановок Замовника до системи передачі.

{Пункт 8.4 глави 8 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

8.5. ОСП несе відповідальність за достовірність зазначеної інформації в установленому порядку.

9. Умови, за яких власникам об’єктів електроенергетики, УЗЕ може бути припинено дозвіл на підключення їх електроустановок до системи передачі

{Назва глави 9 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

9.1. Ураховуючи вимоги та положення цього розділу, власникам об’єктів електроенергетики, УЗЕ може бути припинено дозвіл на підключення їх електроустановок до системи передачі за будь-якої з таких умов:

{Абзац перший пункту 9.1 глави 9 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

1) несанкціоноване ОСП (самовільне) приєднання до системи передачі будь-яких електроустановок;

2) відмова Замовника послуги з приєднання до системи передачі від виконання умов Договору про приєднання та технічних умов на приєднання;

3) перевищення Замовником обсягів використання потужності, заявленої до приєднання, визначеної відповідним договором та технічними умовами на приєднання;

4) подання ОСП у заяві та/або у документах, що надаються до заяви, а також у документах з монтажу будь-яких завідомо недостовірних даних;

5) неусунення власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ у встановлений термін невідповідностей та зауважень, пов’язаних з наданням статусу ТДП або ОДП;

{Підпункт 5 пункту 9.1 глави 9 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

6) у разі виявлення невідповідності вимогам цього Кодексу електроустановки, для якої вже видане ДПО і не було отримано від власника об’єкта електроенергетики, УЗЕ звернення про надання статусу ОДП;

{Підпункт 6 пункту 9.1 глави 9 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

7) виведення з ладу (пошкодження, блокування роботи тощо) приладів контролю та обліку електричної енергії та потужності або підключення обладнання в обхід цих приладів;

8) перешкоджання діяльності або насильницькі дії до посадових осіб центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, або ОСП при виконанні ними службових обов’язків;

9) недотримання вимог цього Кодексу в частині підключення УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення Користувача.

{Пункт 9.1 глави 9 розділу III доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

9.2. У разі отримання від ОСП повідомлення про припинення дозволу на підключення електроустановок до системи передачі, власник об’єкта електроенергетики може ініціювати врегулювання спірних питань у порядку, установленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

9.3. Технічна реалізація припинення дозволу на підключення електроустановок до системи передачі здійснюється ОСП шляхом відключення електроустановок Користувача (повністю або частково) від електричних мереж системи передачі.

9.4. У разі виявлення умови згідно з пунктом 9.1 цієї глави, на підставі якої ОСП має прийняти рішення про припинення дозволу на підключення електроустановок Користувача до системи передачі, ОСП письмово повідомляє про це Користувача та надає звернення до центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики щодо підтвердження наявності умови для відключення електроустановок Користувача від системи передачі.

{Пункт 9.4 глави 9 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

9.5. Після підтвердження центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики, факту наявності умови для відключення електроустановок Користувача від системи передачі ОСП може здійснювати примусове відключення електроустановок Користувача, попередньо повідомивши його про прийняте рішення, про дату відключення та про заходи безпеки, яких Користувач має вжити у зв’язку з таким відключенням. Таке повідомлення має буди надане Користувачу за 10 робочих днів до визначеної в ньому дати відключення.

9.6. Повторне підключення електроустановок Користувача до системи передачі, які були відключені примусово, здійснюється ОСП після усунення Користувачем причин примусового відключення та компенсації ним витрат ОСП на здійснення заходів, пов’язаних з відключенням та повторним підключенням цих електроустановок.

{Розділ III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

10. Порядок бронювання потужності

10.1. Процедура бронювання потужності передбачає такі етапи:

подання замовником бронювання потужності ОСП заяви про бронювання потужності;

підготовку ОСП технічного рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності;

підготовка ОСП та укладання з замовником бронювання потужності договору про бронювання потужності;

сплата замовником бронювання потужності вартості плати за бронювання потужності;

видача ОСП замовнику бронювання потужності виключного переліку технічних даних, необхідних для визначення обсягу робіт для реалізації схеми приєднання (видачі потужності);

розроблення замовником бронювання потужності проєктної документації, передбаченої договором про бронювання потужності;

надання ОСП на запит замовника бронювання потужності додаткових вихідних даних для проєктування;

видача ОСП замовнику бронювання потужності технічного рішення щодо узгодження обсягу робіт у мережі ОСП.

10.2. Подання замовником бронювання потужності ОСП заяви про бронювання потужності

10.2.1. Замовник бронювання потужності звертається до ОСП щодо приєднання електроустановки для виробництва електричної енергії з енергії вітру встановленою потужністю 20 МВт і більше за механізмом бронювання потужності, із заявою про бронювання потужності, типова форма якої наведена в додатку 16 до цього Кодексу.

Заява про бронювання потужності має бути зареєстрована ОСП протягом одного робочого дня.

Заява вважається поданою у разі її належного оформлення та наявності повного комплекту належно оформлених документів, указаних у підпункті 10.2.2 цього пункту.

Реєстраційний номер заяви про бронювання потужності повідомляється замовнику бронювання потужності протягом одного робочого дня з дня її реєстрації ОСП. У разі направлення заяви рекомендованим поштовим відправленням або в електронному вигляді реєстраційний номер заяви про бронювання потужності повідомляється замовнику бронювання потужності на електронну адресу та/або через особистий кабінет замовника, та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної відмітки – на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням.

У разі відсутності повного комплекту документів, передбачених підпунктом 10.2.2 цього пункту, або неналежно заповненої замовником бронювання потужності заяви про бронювання потужності (незаповнення колонки(нок) заяви про бронювання потужності або неправильне наповнення колонки(нок)) та/або додатків до неї, ОСП протягом двох робочих днів повідомляє про це замовника бронювання потужності з дня реєстрації заяви на електронну адресу та/або через особистий кабінет замовника, та у разі наявності в заяві про приєднання відповідної відмітки – на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням, про виявлені зауваження щодо невідповідностей (повнота та належне оформлення документів, неналежне заповнення заяви (незаповнення колонки(-нок) заяви про бронювання потужності або неправильне наповнення колонки) з посиланням на вимоги цього Кодексу.

Замовник бронювання потужності протягом п’яти робочих днів усуває виявлені зауваження та повідомляє ОСП. У цьому випадку заява про бронювання потужності вважається поданою після надання замовником бронювання потужності до ОСП належно оформленої заяви та всіх додатків, що визначені цим Кодексом. У разі порушення замовником бронювання потужності строку, визначеного у цьому пункті на усунення зауважень, замовник бронювання потужності повторно звертається до ОСП у порядку визначеному цим Кодексом.

10.2.2. До заяви про бронювання потужності додаються:

графічні матеріали із зазначенням орієнтовного місця розташування об’єкта (район, область),

копія витягу з Реєстру платників єдиного податку або копія свідоцтва платника податку на додану вартість,

копія паспорта або належним чином оформлена довіреність чи інший документ на право укладати та підписувати договір про бронювання потужності,

погоджене ОСП ТЕО, що було розроблене відповідно до пункту 7.5 глави 7 розділу III цього Кодексу (за наявності).

Рішення погодженого ТЕО мають враховуватися ОСП у разі, якщо на момент звернення з заявою про бронювання потужності не було змінено вихідні дані, що видавалися для розроблення такого ТЕО.

10.2.3. ОСП має розробити та оприлюднити на власному вебсайті в мережі Інтернет порядок подання заяви про бронювання потужності в електронному вигляді.

10.3. Договір про бронювання потужності

10.3.1. Договір про бронювання потужності визначає:

1) технічні рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності;

2) виключний перелік технічних даних, необхідних для визначення обсягу робіт для реалізації схеми приєднання (видачі потужності);

3) порядок проведення розрахунків за договором, зокрема порядок зарахування плати за бронювання потужності як плати за договором про бронювання потужності, та порядок повернення такої плати;

4) зобов’язання сторін договору про бронювання потужності щодо дотримання вимог законодавства;

5) інші права та обов’язки, відповідальність сторін;

6) строк дії договору про бронювання потужності, підстави та порядок його дострокового припинення.

10.3.2. Договір про бронювання потужності укладається за типовою формою, наведеною в додатку 17 до цього Кодексу.

10.3.3. ОСП надає замовнику бронювання потужності два примірники підписаного ним договору про бронювання потужності протягом 10 робочих днів, що рахуються з дня, наступного за днем реєстрації заяви про бронювання потужності.

Договір про бронювання потужності та додаткові угоди до нього можуть укладатися в електронній формі із застосуванням використання кваліфікованого електронного цифрового підпису уповноваженої особи.

Замовник бронювання потужності та ОСП зобов’язані повідомляти один одного про зміну контактних даних, зазначених у договорі про бронювання потужності.

Усі повідомлення щодо реалізації договору про бронювання потужності вважаються отриманими належним чином, якщо надіслані ініціатором на адреси, зазначені у договорі про бронювання потужності, за умови, що ініціатором підтверджено факт надсилання таких повідомлень.

10.3.4. Замовник бронювання потужності, який одержав два примірники підписаного ОСП договору про бронювання потужності, у разі згоди з його умовами, протягом 5 робочих днів з дня його одержання підписує договір про бронювання потужності та повертає один примірник ОСП.

ОСП реєструє договір про бронювання потужності в день його надходження. Дата реєстрації договору є датою укладення сторонами договору про бронювання потужності.

10.3.5. Протягом 20 календарних днів з дня укладення договору про бронювання потужності замовник бронювання потужності надає ОСП на електронну чи поштову адресу, визначену в договорі про бронювання потужності, підтвердження внесення на рахунок умовного зберігання (ескроу), відкритого ним у будь-якому з банків, визначених ОСП, вартість плати за бронювання потужності в розмірі відповідно до чинного законодавства та в порядку, визначеному Методикою (порядком) формування плати за приєднання до системи передачі та системи розподілу, затвердженою постановою НКРЕКП від 18 грудня 2018 року № 1965.

У разі несплати замовником бронювання потужності вартості плати за бронювання потужності протягом зазначеного строку договір про бронювання потужності припиняється.

10.3.6. У разі зміни замовника бронювання потужності (сторони договору) до такого договору про бронювання потужності та додатків до нього вносяться лише ті зміни, що стосуються зміни замовника бронювання потужності.

10.3.7. Протягом одного місяця з дати укладення договору про бронювання потужності замовник бронювання потужності має право ініціювати перегляд технічних рішень щодо схеми приєднання його генеруючих установок, визначених ОСП у договорі про бронювання потужності.

10.3.8. Замовник бронювання потужності з метою перегляду технічних рішень щодо схеми приєднання його генеруючих установок або з метою визначення остаточного обсягу робіт, необхідних для реалізації схеми видачі потужності, може ініціювати зменшення величини заброньованої потужності.

Зменшення величини заброньованої потужності за ініціативою замовника бронювання потужності не є підставою для повернення коштів чи частини коштів з рахунку умовного зберігання (ескроу).

10.4. Розроблення замовником бронювання потужності проєктної документації

10.4.1. ОСП не пізніше ніж на 10 робочий день, починаючи з наступного робочого дня після дати реєстрації отриманого від замовника послуги бронювання потужності підписаного з його сторони примірника договору про бронювання потужності видає технічні дані, які необхідні для визначення обсягу робіт для реалізації схеми приєднання (видачі потужності).

{ Абзац перший підпункту 10.4.1 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

ОСП публікує на власному вебсайті в мережі Інтернет перелік технічних даних, які в обов’язковому порядку будуть ним надаватися замовнику бронювання потужності після реєстрації договору про бронювання потужності.

Замовник бронювання потужності разом з підписаним договором про бронювання потужності може звернутися до ОСП із зверненням щодо надання додаткових вихідних даних для проєктування, а ОСП має їх надати протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації відповідного звернення.

{ Абзац третій підпункту 10.4.1 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

ОСП не відповідає за ненадання запитуваних вихідних даних у разі, якщо ОСП не є власником таких вихідних даних.

Замовник бронювання потужності має право самостійно отримати необхідні вихідні дані для проєктування в інших суб’єктів господарювання (крім ОСП).

10.4.2. Замовник бронювання потужності подає ОСП письмове або електронне звернення з обґрунтуванням необхідності перегляду технічного рішення. ОСП зобов’язаний розглянути звернення протягом 10 робочих днів з дня, наступного за днем реєстрації отриманого звернення, та надати відповідь про погодження змін до технічного рішення з наданням замовнику бронювання потужності оновленого технічного рішення, що оформлюється шляхом підписання додаткової угоди до договору про бронювання потужності; або відмову в погодженні таких змін з урахуванням положень, викладених у цьому пункті.

{ Абзац перший підпункту 10.4.2 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

ОСП не погоджує запропоновані замовником бронювання потужності технічні рішення в разі, якщо такі рішення:

можуть призвести до необхідності внесення змін до вже виданих технічних умов на приєднання, у тому числі щодо схеми приєднання генеруючих установок за діючим договором про бронювання потужності;

не відповідають вимогам чинних нормативно-технічних документів, що регламентують розвиток та проєктування електричних мереж;

погіршують надійність мережі системи передачі та/або систем розподілу або призводять до збільшення витрат по відношенню до заходів, затверджених у Плані розвитку системи передачі.

Про непогодження технічних рішень ОСП повідомляє замовника бронювання потужності на електронну адресу та/або через особистий кабінет замовника, та у разі наявності в заяві про бронювання потужності відповідної відмітки – на поштову адресу рекомендованим поштовим відправленням, з посиланням на підстави, зазначені у цьому пункті.

Замовник бронювання потужності може звернутися до центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, для отримання висновку щодо обґрунтованості таких технічних рішень.

10.4.3. ОСП публікує на власному вебсайті виключний обсяг проєктування та вимоги до оформлення проєктної документації, що має бути здійснений замовником бронювання потужності з метою визначення остаточного обсягу робіт, необхідних для реалізації схеми видачі потужності, для можливості виконання ОСП:

математичного моделювання характерних усталених режимів роботи мережі з дослідженням впливу електроустановки для виробництва електричної енергії з енергії вітру на елементи електричної мережі системи передачі та мережі систем розподілу;

розрахунків відповідності перспективним струмам короткого замикання обладнання елементів електричної мережі системи передачі та систем розподілу;

розрахунків впливу на динамічну стійкість існуючих електростанцій та тих, на які видані технічні умови на приєднання, та тих, для яких видано технічні рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок за діючими договорами про бронювання потужності (потреба виконання розрахунків визначається ОСП відповідно до енергорайону, у якому здійснюється бронювання потужності);

розрахунків впливу на статичну стійкість мережі системи передачі та схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності (потреба виконання розрахунків визначається ОСП відповідно до енергорайону, у якому здійснюється бронювання потужності).

Під проєктною документацією для реалізації договору про бронювання потужності мається на увазі обсяг проєктних напрацювань, оформлений у вигляді єдиного документа, що відповідає обсягу, передбаченому цим пунктом.

Проєктна документація має відповідати вимогам щодо оформлення, які опубліковані на власному вебсайті ОСП.

10.4.4. За результатами розгляду проєктної документації ОСП оформлює технічне рішення щодо проєкту або надає зауваження до проєктної документації. Зауваження до проєктної документації мають містити технічне та/або нормативне обґрунтування та бути оформлені письмово із посиланням на відповідні вимоги нормативно-правових актів та/або технічних регламентів.

Строк розгляду отриманої проєктної документації, поданої ОСП на погодження, не може перевищувати 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після її реєстрації. Погодження проєктної документації здійснюється ОСП безоплатно.

{ Абзац другий підпункту 10.4.4 пункту 10.4 глави 10 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

10.4.5. У разі отримання від ОСП зауважень до проєктної документації замовник бронювання потужності здійснює її коригування з урахуванням наданих зауважень та подає відкориговану проєктну документацію на повторне погодження.

Повторне погодження проєктної документації здійснюється протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати її повторного подання. Під час повторного погодження проєктної документації не дозволяється висувати нові зауваження, якщо вони не стосуються внесених змін до проєктної документації.

{ Абзац другий підпункту 10.4.5 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

10.4.6. Замовник бронювання потужності може звертатися до ОСП щодо узгодження окремих технічних рішень, що виникають у процесі розроблення проєктної документації. Таке звернення розглядається протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після його реєстрації. ОСП може подовжити розгляд такого звернення до 20 робочих днів, надавши замовнику бронювання потужності лист з відповідною аргументацією.

{ Абзац перший підпункту 10.4.6 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

Результати погоджених рішень оформлюються письмово та враховуються у складі проєктної документації, яка подається на погодження відповідно до пункту 10.5.4 цієї глави, і не можуть бути підставою для відмови у погодженні проєктної документації.

10.4.7. За результатом погодження проєктної документації щодо визначення остаточного обсягу робіт, необхідного для реалізації схеми видачі потужності генеруючої установки, ОСП протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації отриманої проєктної документації готує технічне рішення та надає його у вигляді листа замовнику бронювання потужності.

{ Підпункт 10.4.7 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

10.4.8. Технічне рішення щодо погодження проєктної документації з визначення остаточного обсягу робіт, необхідного для реалізації схеми видачі потужності генеруючої установки, має містити опис:

схеми видачі потужності генеруючої установки від точки забезпечення потужності до точки приєднання в мережі системи передачі;

необхідних заходів з будівництва/реконструкції об’єктів мережі системи передачі;

заходів з реконструкції пристроїв релейного захисту та/або протиаварійної автоматики, та/або впровадження нової протиаварійної автоматики.

Замовник бронювання потужності після отримання технічних умов на приєднання, виданих на підставі технічного рішення у порядку, визначеному цим Кодексом, здійснює розроблення проєктної документації на будівництво/реконструкцію електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок генеруючої установки.

10.4.9. Технічне рішення щодо погодження проєктної документації з визначення остаточного обсягу робіт, необхідного для реалізації схеми видачі потужності генеруючої установки, діє до закінчення строку дії договору про бронювання потужності або до моменту набуття чинності договором про приєднання об’єкта замовника, щодо якого було укладено договір про бронювання потужності (залежно від того, що настане раніше).

10.4.10. Замовник бронювання потужності протягом 10 робочих днів, але не пізніше ніж за 20 робочих днів до дати завершення договору про бронювання потужності може направити зауваження до отриманого технічного рішення щодо погодження проєктної документації з визначення остаточного обсягу робіт, необхідного для реалізації схеми видачі потужності генеруючої установки.

У такому разі ОСП розглядає пропозиції замовника бронювання потужності та протягом 10 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня після реєстрації отриманого звернення надає скориговане технічне рішення або направляє лист у спосіб, визначений цим Кодексом, з обґрунтуванням причин відмови у його наданні з посиланням на вимоги нормативно-технічних документів.

{ Абзац другий підпункту 10.4.10 пункту 10.4 глави 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

10.5. Підготовка ОСП технічного рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності

10.5.1. ОСП забезпечує безоплатну видачу технічного рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності, типова форма якого наведена у додатку 18 до цього Кодексу, яке містить вимоги щодо рівня напруги приєднання, орієнтовний обсяг робіт, необхідний для виконання в мережі ОСП для приєднання потужності, зазначеної в заяві про бронювання потужності.

10.5.2. ОСП при підготовці технічного рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності керується принципами аналогічними щодо підготовки технічних умов на приєднання, визначеними цим Кодексом.

Технічне рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника бронювання потужності є чинним протягом терміну дії договору про бронювання потужності.

За письмовим зверненням замовника бронювання потужності центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, надає висновок щодо технічної обґрунтованості технічного рішення на відповідність чинним стандартам, нормам та правилам.

10.5.3 Вимоги щодо проєктування технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення можуть бути опрацьовані замовником бронювання потужності та погоджені ОСП для врахування при підготовці технічного рішення.

ОСП може надати замовнику бронювання потужності протягом десяти робочих днів з дня надходження проєкту технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення зауваження до цього проєкту із посилання на вимоги законодавства, нормативно-технічних документів.

Обсяг деталізації технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення визначає замовник бронювання потужності, але не менше ніж це необхідно для визначення остаточного обсягу робіт у мережі ОСП.

При цьому повний обсяг проєктування технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення здійснюється вже на етапі реалізації договору про бронювання потужності.

Погоджений ОСП проєкт технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення є невід’ємною частиною технічного рішення та підлягає врахуванню ОСП під час підготовки технічних умов на приєднання у разі подання замовником бронювання потужності заяви про приєднання у порядку, визначеному цим Кодексом.

{Розділ III доповнено новою главою 10 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

IV. Експлуатація системи передачі та електроустановок користувачів системи передачі

1. Організація технічних і технологічних систем експлуатації та управління цими системами

1.1. На всіх об’єктах ОСП та Користувачів мають бути створені технічні та технологічні системи експлуатації електроустановок, а також структура управління цими системами.

1.2. До складу технічних систем експлуатації електроустановок ОСП та Користувачів входять (але не обмежуються ними) такі групи обладнання (далі - електротехнічне обладнання, електрообладнання, обладнання):

силове устаткування;

обладнання власних електричних потреб енергооб’єктів, яке забезпечує роботу цих об’єктів;

пристрої релейного захисту та протиаварійної автоматики;

пристрої системної протиаварійної автоматики;

обладнання та пристрої робочого та захисного заземлення;

пристрої та канали зв’язку, технічні засоби автоматизованого диспетчерського управління та оперативно-технологічного управління;

обладнання захисту від перенапруг;

пристрої та обладнання комерційного обліку електричної енергії, засоби вимірювальної техніки для контролю якості електричної енергії та оперативно-технологічного обміну інформацією;

освітлення;

обладнання компенсації реактивної енергії;

обладнання і пристрої вимірювання, відображення і збереження (архівації) інформації про технологічні процеси та характеристики обладнання;

допоміжне обладнання - будівлі та споруди, в яких встановлене вищезазначене енергетичне обладнання, системи водопостачання і водовідведення, пожежної сигналізації і пожежогасіння, стиснутого повітря тощо;

інші електротехнічні пристрої в залежності від структури об’єкта.

1.3. До складу технологічних систем експлуатації електроустановок ОСП та Користувачів входять (але не обмежуються ними) такі системи:

диспетчерського (оперативно-технологічного) управління;

технічного обслуговування та ремонтів;

контролю та нагляду за технічною експлуатацією;

обліку та контролю виконання нормативно-технічних документів;

розслідування та обліку технологічних порушень;

перспективного розвитку: капітальне будівництво, реконструкція та технічне переоснащення;

роботи з персоналом;

безпечної експлуатації та охорони праці;

техногенної, пожежної та екологічної безпеки;

матеріального, транспортного та іншого забезпечення;

охорони енергетичних об’єктів.

2. Принципи організації експлуатації

2.1. Електротехнічне обладнання електроустановок, прийняте в експлуатацію, має перебувати в одному з таких оперативних станів: у роботі, у резерві, у ремонті (плановому або аварійному) або у стані консервації.

2.2. Технічне обслуговування обладнання (включаючи діагностування його технічного стану) - це комплекс робіт, спрямованих на підтримання роботоспроможності та запобігання передчасному спрацюванню елементів обладнання під час використання його за призначенням, перебування в резерві чи зберіганні, а також під час транспортування.

2.3. Види, обсяги, способи та періодичність проведення технічного обслуговування обладнання визначаються на підставі нормативно-технічної документації, інструкцій заводів-виробників, досвіду експлуатації та технічного обслуговування обладнання за попередній період, а також за технічним станом та затверджуються керівником або технічним керівником об’єкта електроенергетики.

2.4. Ремонт електротехнічного обладнання включає комплекс робіт, спрямованих на підтримання або відновлення початкових експлуатаційних характеристик електроустановок об’єктів або їх складових.

2.5. ОСП та Користувачі при експлуатації електроустановок системи передачі організовують функціонування таких систем ремонтів:

планово-попереджувальна (з фіксованою періодичністю ремонтів відповідно до вимог нормативно-технічних документів та заводської документації);

планово-діагностична (за технічним станом, виходячи з результатів технічного діагностування).

2.6. Система технічного обслуговування і ремонту обладнання, яка запроваджується на об’єктах ОСП та Користувачів, має передбачати:

створення розпорядчої, нормативної та методичної бази з організації і технології виконання технічного обслуговування і ремонтів;

створення структури управління, видів і методів, періодичності, обсягів і тривалості технічного обслуговування і ремонтів;

критерії безпечного і надійного технічного стану обладнання та ефективності його роботи;

узгодженість планів (графіків) технічного обслуговування і ремонту в порядку, установленому цим Кодексом та іншими нормативно-технічними документами;

належне забезпечення фінансовими, матеріальними і людськими ресурсами;

підтримання належної кваліфікації персоналу, який виконує експлуатаційне і технічне обслуговування обладнання та його ремонт;

дотримання процедур планування, погодження, затвердження і коригування планів (графіків) технічного обслуговування і ремонту обладнання відповідно до вимог цього Кодексу та інших нормативно-технічних документів.

2.7. Види, періодичність, обсяги і терміни ремонтів електроустановок об’єкта електроенергетики системи передачі визначаються відповідно до тієї системи ремонтів, до якої вони віднесені рішенням керівника або технічного керівника цього об’єкта.

2.8. Тривалість ремонтів визначається виходячи із запланованих обсягів робіт з урахуванням оптимізації витрат на їх проведення та можливих економічних наслідків від простою обладнання в ремонті, а в умовах обмежених можливостей щодо виведення цього обладнання в ремонт - з урахуванням вимог розділу VI цього Кодексу.

2.9. Порядок організації технічного обслуговування, порядок приймання і оцінка стану відремонтованих електроустановок об’єктів мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

2.10. Виведення з роботи і резерву електротехнічного обладнання, яке перебуває в оперативному управлінні або в оперативному віданні диспетчерського персоналу ОСП, для проведення його технічного обслуговування і ремонту здійснюється на підставі річного та місячних графіків виведення з роботи обладнання.

Планування та координація виведення з роботи і резерву такого обладнання здійснюється відповідно до розділу VI цього Кодексу.

2.11. На об’єктах системи передачі необхідно здійснювати технічне переоснащення (модернізацію) обладнання для поліпшення його техніко-економічних показників та підвищення надійності роботи ОЕС України.

2.12. Технічне переоснащення (модернізація) обладнання системи передачі має проводитись відповідно до перспективного плану її розвитку, вимоги щодо розроблення якого визначаються у розділі II цього Кодексу.

3. Організація вимірювання параметрів роботи обладнання системи передачі та електроустановок, приєднаних до неї

3.1. Вимірювання контрольованих параметрів роботи обладнання об’єктів ОСП та Користувачів (далі - вимірювання) здійснюється для виконання таких функцій:

технічного обслуговування обладнання;

планування та управління режимами роботи обладнання і енергосистеми в цілому;

роботи систем і засобів автоматизації технологічних процесів та пристроїв захисту;

комерційного та технічного обліку електричної енергії та вимірювання потужності;

контролю якості електричної енергії;

побудови інформаційно-технологічної системи управління системою передачі.

3.2. Вимірювання здійснюється засобами вимірювальної техніки за такими, але не виключно, видами вимірювань:

електричні та магнітні величини;

тиск, вакуумні вимірювання;

температурні та теплофізичні вимірювання;

радіотехнічні та радіоелектронні вимірювання;

геометричні та механічні величини;

час і частота;

параметри потоку, витрат, рівня, об’єму речовин;

фізико-хімічний склад та властивості речовин;

акустичні, оптико-фізичні вимірювання;

вимірювання характеристик іонізуючого випромінювання та ядерних констант.

3.3. Метрологічні, технічні та експлуатаційні характеристики засобів вимірювальної техніки (діапазон вимірювання, клас точності, чутливість, похибка, швидкодія, надійність тощо), періодичність та обсяги їх технічного обслуговування та повірки мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів та нормативно-правових актів для кожного виду вимірювання і функцій, які виконуються на основі результатів відповідного вимірювання.

Перелік цих нормативно-технічних документів та нормативно-правових актів оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

3.4. Системи фіксації, обробки, зберігання та передачі даних засобів вимірювальної техніки, які встановлені на обладнанні об’єктів системи передачі та електроустановок, приєднаних до неї, та задіяні в побудові інформаційно-технологічної системи управління системою передачі та ОЕС України, а також системи зв’язку між зазначеними об’єктами мають бути сумісними між собою та відповідати принципам і вимогам, викладеним у розділі X цього Кодексу.

4. Організація контролю та нагляду за експлуатацією

4.1. На об’єктах ОСП та Користувачів повинна функціонувати технологічна система контролю за експлуатацією, що передбачає виконання власником електроустановок наступного:

контроль за технічним станом об’єктів;

організацію розроблення та обліку виконання заходів, які забезпечують технічну і екологічну безпеку обладнання, а також підтримання належних показників надійності його роботи;

розслідування та облік технологічних порушень у роботі обладнання;

контроль за дотриманням вимог нормативно-технічних документів з експлуатації електроустановок.

5. Організація виконання вимог нормативно-технічних документів, їх обліку та контролю

5.1. Експлуатація обладнання об’єктів ОСП та Користувачів повинна здійснюватися з виконанням вимог щодо безпечного стану обладнання, його технічних характеристик, показників надійності і екологічної безпеки, а також щодо організації експлуатації та організації роботи з персоналом, які встановлено відповідними нормативно-технічними документами.

5.2. Під час експлуатації основного обладнання, крім загальних вимог, повинні виконуватися вимоги щодо окремих видів обладнання, встановлені відповідними інструкціями заводів-виробників, місцевими інструкціями та циркулярами з експлуатації обладнання.

5.3. Система обліку та контролю виконання нормативно-технічних документів має включати:

визначення вичерпного переліку норм, правил, стандартів, інструкцій, а також циркулярів, виконання яких є обов’язковим під час експлуатації даного об’єкта/обладнання;

своєчасний перегляд такого переліку, внесення в нього відповідних змін;

розроблення заходів щодо виконання вимог нормативно-технічних документів і нормативних-правових актів, контроль їх виконання.

5.4. Моніторинг (система безперервних спостережень та комплекс робіт з контролю) за дотриманням стандартів операційної безпеки мережі та безпеки постачання електричної енергії, якістю і рівнем експлуатації та технічного обслуговування електроустановок здійснюється відповідно до чинного законодавства України.

6. Організація розслідувань та обліку технологічних порушень

6.1. Технологічні порушення в роботі об’єктів ОСП та Користувачів розслідуються, класифікуються, оформлюються і обліковуються згідно з вимогами відповідних нормативно-технічних документів, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

6.2. Розслідуванню та обліку технологічних порушень у роботі об’єктів електроенергетики підлягають:

пошкодження електроустановок або їх електротехнічного обладнання під час експлуатації, ремонту, резерву;

недопустиме відхилення параметрів роботи та/або технічного стану енергоустановок, що призвело або може призвести до виведення їх з ладу;

втрата стійкості ОЕС України та/або несанкціоноване її розділення на частини;

помилкові відключення енергоустановок, а також вимушені несанкціоновані відключення для усунення дефектів або пошкоджень їхніх окремих елементів;

будь-які події, не передбачені договором на надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, укладеного між ОСП та Користувачами, які призвели до відключення або зменшення потужності електростанцій, відключення окремих енергоустановок та/або споживачів електричної енергії;

незаплановане відхилення рівня міждержавного перетоку електричної енергії та/або потужності понад встановлене міждержавними угодами значення або його повне припинення;

порушення роботоспроможності каналів і засобів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, що призвело до втрати зв’язку диспетчера з керованим енергооб’єктом та/або втрати зв’язку між диспетчерами регіональних електроенергетичних систем тривалістю понад одну годину.

Інші порушення в роботі обладнання об’єкта електроенергетики, які не відносяться до вищезазначених та носять локальний характер, розслідуються та обліковуються за процедурою, затвердженою технічним керівником об’єкта електроенергетики.

6.3. Факт технологічного порушення має бути зафіксований, а інформація про його виникнення, розвиток та заходи, які вживаються щодо локалізації та усунення наслідків порушення, передана відповідним органам виконавчої влади, центральному органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики, органам адміністративного та оперативно-технологічного управління ОЕС України відповідно до вимог чинного законодавства України та галузевих нормативно-технічних документів.

В організації фіксації (виявлення) технологічних порушень суб’єкт господарювання, який здійснює експлуатацію електроустановок об’єктів електроенергетики, має впроваджувати та розвивати автоматизовані системи реєстрації аварійних подій та відхилень параметрів роботи електроустановок.

6.4. Організація розслідування та облік технологічних порушень на об’єктах електроенергетики мають включати:

функціонування постійно діючої комісії з розслідування технологічних порушень;

розпорядчі документи з організації розслідування технологічних порушень, їх класифікації та обліку;

контроль за дотриманням вимог нормативно-технічних документів з розслідування та обліку технологічних порушень;

встановлення причин і передумов виникнення та розвитку технологічних порушень;

оцінку технічних та економічних наслідків технологічних порушень;

складання актів та звітів з розслідування технологічних порушень;

розроблення організаційно-технічних і протиаварійних заходів за результатами розслідування порушень та контроль за їх виконанням;

підготовку пропозицій щодо вдосконалення технічної і технологічної систем експлуатації, технічного обслуговування та ремонту електротехнічного обладнання, а також нормативно-технічних документів з цих питань;

ведення обліку технологічних порушень.

6.5. Склад постійно діючої комісії з розслідування технологічних порушень може доповнюватися в залежності від характеру та складності конкретних порушень відповідно до вимог нормативно-технічних документів.

6.6. У разі виникнення технологічного порушення, яке характеризується відповідними нормативно-технічними документами як аварія або відмова I чи II категорії, до складу комісії включаються у разі їх згоди представники центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики.

6.7. До розслідування технологічних порушень, причинами яких можуть бути дефекти проєктування, виготовлення, будівництва, монтажу або ремонту можуть залучатися представники відповідних організацій, у тому числі заводів-виробників обладнання.

6.8. За результатами розслідування технологічних порушень на підставі аналізу причин і передумов їх виникнення та розвитку, оцінювання технічних і економічних наслідків розробляються заходи, спрямовані на:

виявлення елементів електроустановок, що знижують надійність їх експлуатації;

виявлення неефективних систем і методів управління технологічними процесами, які потребують удосконалення;

удосконалення технічного обслуговування і ремонту електроустановок;

забезпечення надійної роботи електроустановок об’єктів електроенергетики та дотримання стандартів операційної безпеки мережі та безпеки постачання електричної енергії;

удосконалення чинних та підготовку нових нормативно-технічних документів.

6.9. Розслідування технологічних порушень на об’єктах міждержавних електричних мереж здійснюється в порядку, установленому міждержавними угодами, договорами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, та цим Кодексом.

6.10. Договором про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, укладеного між ОСП та суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, має бути визначений порядок утворення, скликання та роботи комісії з розслідування технологічних порушень.

Факт технологічного порушення має право зафіксувати кожна із сторін договору.

Про технологічне порушення, зафіксоване стороною договору, уповноважена цією стороною особа має у визначений договором термін повідомити іншу сторону.

6.11. Розслідування технологічних порушень на об’єктах міждержавних електричних мереж здійснюється, як правило, комісією сторони, на території якої відбулося порушення.

Якщо інша сторона у встановлений договором термін має намір взяти участь у двосторонній комісії з розслідування, сторона, на території якої відбулося порушення, включає до складу двосторонньої комісії представників іншої сторони та організовує роботу з розслідування за узгодженою сторонами програмою.

6.12. ОСП визначає види технологічних порушень, повідомлення про які мають передаватися по ієрархічній структурі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та оприлюднюватися суб’єктами, які здійснюють експлуатацію об’єктів електроенергетики, на яких відбулися ці технологічні порушення.

6.13. Інформація щодо технологічних порушень, яка підлягає оприлюдненню, повинна включати, як мінімум, місце і час настання порушення та усунення його наслідків, кількість відключень та тривалість знеструмлення споживачів, важкість наслідків цих порушень.

6.14. Технічний керівник суб’єкта господарювання, у власності або користуванні якого перебуває об’єкт електроенергетики, на якому зафіксовані технологічні порушення та проводяться їх розслідування, зобов’язаний включити представника ОСП та Користувачів у склад комісії з розслідування на їх вимогу у випадках, зазначених в абзаці шостому пункту 6.2 цієї глави.

7. Права, обов’язки і відповідальність ОСП та Користувачів щодо технічної експлуатації електроустановок об’єктів електроенергетики

7.1. Права, обов’язки та відповідальність ОСП та Користувачів щодо технічної експлуатації електроустановок об’єктів електроенергетики регулюються цим Кодексом, іншими нормативно-технічними документами та/або договорами, укладеними між суб’єктами господарювання, у власності або користуванні яких знаходяться об’єкти електроенергетики.

7.2. ОСП та Користувачі мають право:

звертатися у встановленому законодавством України порядку до відповідних центральних органів виконавчої влади, центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики, та Регулятора щодо неналежної експлуатації електроустановок, вирішення спірних питань, у тому числі пов’язаних з технологічними порушеннями на об’єкті електроенергетики, яким володіє та/або експлуатує інша сторона;

отримувати інформацію щодо технологічних порушень та брати участь у розслідуванні технологічних порушень на будь-якій електроустановці об’єкта електроенергетики ОЕС України у разі, якщо це технологічне порушення призвело до порушення нормальної експлуатації на його енергооб’єкті, економічних втрат або невиконання ним договірних зобов’язань, у тому числі перед третьою стороною;

отримувати від інших Користувачів наявну інформацію про технічний та оперативний стан електроустановок та електротехнічного обладнання на їх об’єктах для оцінювання здатності суміжних енергооб’єктів підтримувати вимоги щодо нормальної експлуатації обладнання та належних показників надійності його роботи.

7.3. ОСП та Користувачі зобов’язані:

здійснювати постійний аналіз виконання вимог цього Кодексу та інших нормативно-технічних документів з питань технічної експлуатації електроустановок об’єктів електроенергетики, а також виконання заходів за результатами роботи центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики;

надавати за власною ініціативою або на запит іншого Користувача суміжних об’єктів електроенергетики інформацію щодо технологічних порушень, які сталися на їх об’єкті, а також щодо технічного та оперативного стану своїх електроустановок та електротехнічного обладнання.

7.4. Відповідальними за технічну експлуатацію об’єктів є керівники суб’єктів господарювання, у власності та/або користуванні яких перебувають ці об’єкти.

7.5. Відповідальність за шкоду будь-якій стороні, завдану внаслідок неналежної експлуатації чи технічного стану обладнання або технологічного порушення на об’єкті, несе суб’єкт господарювання, у власності та/або користуванні якого перебуває цей об’єкт.

7.6. Експлуатацію нових (реконструйованих) міждержавних ліній електропередачі, збудованих за рахунок інвестора, здійснює ОСП за договором із власником/інвестором.

8. Системні випробування та організація їх проведення

8.1. Системні випробування полягають у заздалегідь підготовленій і систематизованій реєстрації на певний період часу окремих змін параметрів у роботі обладнання електричних станцій (тиск, вібрація, швидкість, оберти тощо) та загальносистемних електричних параметрів (напруга, частота, потужність, фазові кути та швидкість їх зміни тощо) для нормального режиму та при контрольованому застосуванні аварійних збурень для аварійних режимів роботи об’єднаної енергетичної системи України або будь-якої її частини.

8.2. Залежно від цілей і завдань системні випробування розподіляються на такі категорії:

I категорія - випробування, метою яких є:

уточнення розрахункових значень параметрів статичної і динамічної стійкості енергосистеми, окремих зв’язків або групи зв’язків у різних контрольованих перетинах ОЕС України, у тому числі міждержавних;

перевірка достатності та правильності налагодження пристроїв систем протиаварійної автоматики;

перевірка вихідних даних, які використовуються під час розрахунків стійкості енергосистеми та вузлів навантаження;

II категорія - випробування, метою яких є визначення:

фактичних характеристик регулювання обладнання генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць навантаження, а також обладнання підстанцій, роботи пристроїв системної автоматики;

{Абзац сьомий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

участі генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць навантаження в регулюванні частоти та активної потужності, напруги та реактивної потужності у сталих, аварійних і післяаварійних режимах роботи ОЕС України;

{Абзац восьмий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

відповідності генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць енергоспоживання вимогам розділу III цього Кодексу та відповідним нормативно-технічним документам, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу

{Абзац дев'ятий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

До системних випробувань II категорії можуть також відноситися приймально-здавальні випробування електротехнічного обладнання електростанцій, УЗЕ та електричних мереж після його капітального ремонту або технічного переоснащення.

{Абзац десятий пункту 8.2 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

8.3. Ініціатором системних випробувань I категорії є ОСП з власної ініціативи або з ініціативи оператора енергосистеми іншої держави, з якою Україна працює паралельно (для проведення спільних випробувань).

8.4. Ініціатором проведення випробувань II категорії можуть бути ОСП, користувачі системи передачі/розподілу.

8.5. Випробування проводяться у такому порядку:

прийняття рішення керівником суб’єкта господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики за власною ініціативою за обґрунтованою вимогою ОСП як ініціатора проведення випробування, щодо визначення об’єкта та мети, з якою проводяться випробування;

призначення керівника, відповідального за проведення випробувань;

визначення посадових осіб та/або органу з оцінки відповідності, відповідальних за технологічну і оперативну частини випробувань;

{Абзац четвертий пункту 8.5 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

розроблення, погодження з ОСП (якщо суб’єктом господарювання виступає інша особа ніж ОСП) та затвердження програми випробувань;

призначення терміну початку та завершення виконання програми випробувань та погодження цього терміну з ОСП (якщо суб’єктом господарювання виступає інша особа ніж ОСП);

виконання заходів підготовчого етапу робіт;

виконання програми випробувань;

обробка даних випробувань і підготовка звітів та висновків.

8.6. Відповідальним виконавцем системних випробувань на об’єкті Користувача системи може бути орган з оцінки відповідності, обраний Користувачем системи.

{Пункт 8.6 глави 8 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

8.7. Програма випробування розробляється ініціатором випробувань з урахуванням вимог нормативно-технічних документів, вимог ОСП, технічної документації заводів-виробників і має визначати організаційно-технічні заходи та, зокрема, включати:

причини проведення випробувань;

визначення об’єкта і мети випробування;

дату і час початку та розрахункову тривалість випробування;

перелік посадових осіб та/або організацій, відповідальних за забезпечення та проведення технологічної і оперативної частини випробування за кожним етапом;

опис стану обладнання, на якому планується проведення випробування;

первинну схему електричних з’єднань об’єкта електроенергетики та прилеглої мережі, а також вимоги до діючого обладнання;

опис системних та/або технологічних обмежень, пов’язаних з виконанням програми;

обсяг підготовчих робіт, що передують випробуванню;

заходи щодо забезпечення виконання вимог правил безпечної експлуатації обладнання при проведенні випробування;

назву, послідовність виконання та загальну тривалість кожного етапу випробування (за потреби);

режими роботи випробовуваного і суміжного з ним обладнання підстанцій, електростанцій, ліній електропередачі на кожному етапі випробування, припустимі відхилення величин параметрів, визначених у процесі випробування, та їх граничні значення;

перелік, послідовність та виконавців технологічних операцій у первинній схемі, у пристроях релейного захисту та протиаварійної автоматики;

режими роботи обладнання, стан первинної схеми та релейного захисту після закінчення випробування;

дії персоналу у випадках настання позаштатних ситуацій;

повноваження відповідальних осіб щодо припинення або перенесення випробування чи його окремих етапів;

необхідні схеми, креслення тощо.

8.8. Суб’єкт господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики, зобов’язаний погодити з ОСП програму випробування у разі, якщо випробування має здійснюватися з метою:

підготовки та прийняття рішень стосовно оптимізації схем та режимів роботи об’єкта електроенергетики;

зміни схем та режимів роботи об’єкта електроенергетики;

оцінки статичної і динамічної стійкості об’єкта електроенергетики;

перевірки правильності налагодження систем протиаварійної автоматики та достатності її обсягів заданим режимам;

перевірки відповідності електроустановок користувачів системи передачі/розподілу вимогам ОСП щодо постачання допоміжних послуг.

8.9. Програма випробування, розроблена суб’єктом господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики, виконання якої передбачає зміни технологічних режимів або схем електрозабезпечення ОСП та/або інших Користувачів, має бути погоджена всіма учасниками випробування.

8.10. У разі відсутності згоди щодо погодження програми випробування будь-яким учасником випробування остаточне рішення щодо змісту програми випробування приймає центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики.

8.11. Процедура погодження та затвердження програми випробування, а також порядок проведення випробування регламентуються відповідними нормативно-технічними документами, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

8.12. Випробування електроустановок об’єктів міждержавних електричних мереж виконуються у порядку, установленому міждержавними угодами, договорами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, та цим Кодексом.

8.13. Залежно від мети і завдань системних випробувань ініціатор випробувань визначає режими, що підлягають експериментальній перевірці та, за необхідності, виконує розрахунок очікуваних параметрів. На підставі проведеного аналізу визначаються параметри, що підлягають контролю, і точки виміру, а також плануються основні етапи випробувань.

8.14. До початку розроблення технічної програми на проведення системних випробувань I категорії ОСП повинен виконати аналіз:

схеми електричної мережі;

значень параметрів за різних режимів електричної мережі;

зареєстрованих даних про технологічні порушення та аварійних ситуацій, що мали місце.

8.15. Ініціатор системних випробувань повинен надавати відповідальному виконавцеві (на його прохання) результати попередніх розрахунків режимів, за якими будуть проводитися випробування, та необхідну технічну документацію для розроблення робочих програм випробувань (проєктні схеми електричної мережі і її окремих вузлів, необхідні інструкції енергопідприємств, що беруть участь у випробуваннях тощо).

8.16. Якщо при підготовці та/або проведенні випробування ні в який спосіб неможливо уникнути системних та/або технологічних обмежень, ОСП повинен повідомити про них усіх користувачів системи передачі/розподілу, на яких впливає проведення випробувань, розробити та надати їм рекомендації щодо заходів, яких необхідно вжити для мінімізації негативних наслідків таких обмежень.

8.17. ОСП та інші учасники випробування не несуть відповідальності перед іншими користувачами системи передачі/розподілу за наслідки системних та/або технологічних обмежень, якщо випробування виконувалися згідно з затвердженою програмою з дотриманням інших вимог цього Кодексу та відповідних нормативно-технічних документів, за винятком настання технологічних порушень на об’єктах Користувачів внаслідок помилкових дій персоналу, який виконував випробування. При цьому до уваги приймається факт і повнота виконання Користувачами рекомендацій ОСП, зазначених у пункті 8.16 цієї глави.

8.18. Якщо на день запропонованого системного випробування в системі складуться такі умови експлуатації, що будь-яка з причетних сторін побажає затримати або скасувати початок чи продовження системного випробування, то вона має негайно поінформувати інші сторони про це рішення та його причини. У цьому разі ОСП або інший ініціатор цих випробувань за погодженням з ОСП має відстрочити чи скасувати або продовжити системне випробування залежно від обставин.

8.19. Після проведення випробувань відповідальний виконавець зобов’язаний:

відновити (якщо змінювалися) уставки пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики;

відключити засоби вимірювання і реєстрації, що були безпосередньо задіяні тільки для проведення цих випробувань;

сповістити про закінчення випробувань усіх учасників випробувань, а також інших користувачів системи передачі/розподілу, на режим роботи яких впливали випробування;

відновити режим роботи об’єкта випробування, передбачений планом.

8.20. Після проведення кожного експерименту (вимірювання) виконується попередня розшифровка зроблених записів процесів та обробка отриманих результатів для виявлення недостовірних даних, а також даних, що свідчать про можливості виникнення критичного стану для уникнення його під час проведення наступного етапу випробувань. Остаточне детальне оброблення результатів виконується після повного завершення випробувань.

8.21. Після завершення оброблення результатів випробувань відповідальний виконавець складає відповідні протоколи випробувань та технічний звіт і забезпечує його узгодження з організаціями, які визначено в технічній програмі, та затвердження звіту керівником суб’єкта господарювання, який володіє та/або експлуатує об’єкт електроенергетики, у тому числі УЗЕ.

{Пункт 8.21 глави 8 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 , № 2649 від 29.12.2023 }

8.22. Технічний звіт про результати проведеного випробування має містити:

мету і завдання випробування;

дані про виконану підготовку, умови проведення випробування, що забезпечили його виконання обраним методом;

інформацію про застосовані засоби вимірювань, засоби реєстрації подій та технологічних процесів;

хронологічний опис дій на об’єкті випробування, режимів роботи обладнання на окремих етапах виконання програми випробування;

результати вимірювань, отриманих за кожним етапом випробування, у тому числі даних приладів вимірювання параметрів технологічних процесів та фіксації подій;

результати випробування за кожним етапом у вигляді протоколів випробувань, з додатками у вигляді таблиць, графіків, схем, діаграм тощо;

висновки і рекомендації, що ґрунтуються на отриманих результатах.

Якщо висновки та рекомендації технічного звіту стосуються інших Користувачів, ОСП повинен направити їм ці висновки та рекомендації з посиланням на результати системних випробувань.

8.23. У разі проведення випробування з метою перевірки відповідності електроустановок Користувачів (ПДП, потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг технічний звіт також має містити висновок щодо підтвердженої даними випробування оцінки можливості надання допоміжних послуг, їх обсягу та якісних характеристик. Системні випробування з метою перевірки відповідності електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг викладені у Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу.

{Пункт 8.23 глави 8 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

9. Права та обов’язки учасників системних випробувань

9.1. Загальне та оперативне керівництво системними випробуваннями здійснює ОСП незалежно від того, хто є ініціатором випробування.

9.2. Керівництво забезпеченням та проведенням технологічної і оперативної частини випробування за кожним етапом здійснюють посадові особи учасників випробування, визначені програмою випробування.

9.3. Диспетчерський персонал ОСП має право припинити (перервати) системне випробування і повернути енергосистему до вихідного режиму з наступним повідомленням про це відповідальних осіб, визначених програмою випробування, у разі виникнення загрози порушення стійкості енергосистеми або іншої аварійної ситуації.

9.4. Усі учасники випробування мають право вимагати від диспетчерського персоналу ОСП та/або керівника випробуванням на об’єкті електроенергетики не розпочинати або призупинити випробування в разі:

загрози виходу з ладу та пошкодження устаткування користувачів системи передачі/розподілу;

порушення електропостачання споживачів електричної енергії (якщо це не передбачалося програмою та умовами проведення випробувань);

невідповідності стану енергосистеми та/або об’єкта електроенергетики, на якому проводиться випробування, розрахунковим вихідним умовам;

несприятливих погодних умов або виникнення інших об’єктивних причин.

9.5. Рішення про обґрунтованість скасування випробування або призупинення проведення окремих його етапів приймає ОСП.

Проведення (продовження) випробування у новий строк здійснюється після усунення причин скасування (призупинення) випробування та коригування, при необхідності, програми випробування з дотриманням вимог цього Кодексу у повному обсязі як для нового випробування.

10. Організаційно-технічні та кваліфікаційні вимоги до органів з оцінки відповідності

10.1. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути незалежними від втручання та не бути представниками зацікавлених осіб.

До переліку зацікавлених осіб належать: персонал Замовника, Користувача, ПДП/потенційного ПДП (у випадку проведення випробування електроустановок щодо надання ДП), особи, з якими у персоналу є родинний зв’язок, або підприємство, що є ПДП (потенційним ПДП), організації, що прямо або опосередковано залучені до виконання робіт з проєктування, виготовлення, монтажу, налаштування систем автоматичного управління основного обладнання у ПДП (потенційного ПДП), перевірка якого здійснюється.

Орган з оцінки відповідності та його персонал (адміністративний персонал та персонал, який безпосередньо виконує випробування) не мають права бути юридично чи організаційно прямо або опосередковано (через членів сім’ї або осіб, з якими є родинний зв’язок) пов'язаними з підприємством чи персоналом, які прямо або опосередковано відносяться, чи є афілійованими до постачальника ДП (потенційного ПДП).

10.2. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути професійно спроможними проводити всі етапи випробування електроустановок відповідно до вимог цього Кодексу.

Орган з оцінки відповідності повинен мати персонал, який має:

спеціальну вищу технічну освіту у галузі знань електричної інженерії;

досвід роботи з випробування основного обладнання, що використовується для регулювання частоти та потужності, напруги та реактивної потужності, автономного пуску та систем його управління.

10.3. Орган з оцінки відповідності та його персонал не має права здійснювати випробування обладнання електроустановок, стосовно якого роботи з проєктування, виготовлення, монтажу, налаштування обладнання ПДП (потенційного ПДП) здійснювались органом з оцінки відповідності після набрання чинності цим Кодексом.

{Пункт 10.3 глави 10 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2267 від 05.11.2019 }

{Розділ IV доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

V. Операційна безпека системи

1. Загальні положення

1.1. Для забезпечення операційної безпеки системи передачі при роботі в синхронному об’єднанні ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області визначає загальний мінімальний набір вимог до роботи системи передачі в синхронному енергооб’єднанні для взаємодії з суміжними енергосистемами, а також для використання відповідних можливостей підключених систем розподілу і Користувачів, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП. При цьому забезпечення операційної безпеки є найвищим пріоритетом для ОСП та користувачів системи передачі/розподілу.

1.2. ОСП повинен дотримуватись загальних мінімальних вимог щодо процедур необхідних для підготовки до роботи в режимі реального часу, розроблення індивідуальної (ОЕС України) та розширення загальної моделі мережі синхронної області, узгодженого та ефективного застосування коригувальних дій для підтримання операційної безпеки.

1.3. Вимірювання та контроль експлуатаційних параметрів для оцінювання режимів системи повинен здійснюватися ОСП узгодженим з усіма ОСП своєї синхронної області способом, що сприяє ефективній взаємодії з ОСП, а також з ОСР і Користувачами.

1.4. ОСП повинен застосовувати засоби регулювання частоти й активної потужності для підтримки загального балансу між генерацією та споживанням всієї синхронної області.

1.5. ОСП повинен застосовувати засоби регулювання напруги та реактивної потужності, щоб підтримувати напругу в межах операційної безпеки та забезпечувати резерви реактивної потужності.

1.6. ОСП повинен забезпечити розрахунки та аналіз струмів короткого замикання в межах своєї області регулювання для попередження перевищення значень струмів короткого замикання граничних значень струмів короткого замикання в системі передачі.

1.7. Мета управління перетоками потужності полягає в забезпеченні ефективного функціонування ринку електричної енергії та інтеграції ринків при одночасному підтриманні необхідного рівня операційної безпеки. Зазначені цілі досягаються відповідною координацією між ОСП синхронного енергооб’єднання, щоб контролювати та управляти перетіканнями потужності в усіх системах передачі, виявляти потенційні обмеження і в разі необхідності - визначати коригувальні дії.

1.8. З метою попередження аварійних ситуацій ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій. Аналіз аварійних ситуацій має проводитися під час оперативного планування і в режимі реального часу. Результати аналізу аварійних ситуацій дозволять визначати та реалізувати необхідні передаварійні чи післяаварійні коригувальні дії.

1.9. ОСП для забезпечення захисту системи передачі (скоординованого з дотриманням необхідних рівнів динамічної стійкості) має встановити концепцію побудови релейного захисту та протиаварійної автоматики і вибір типів пристроїв, необхідних для попередження та ліквідації пошкоджень і порушення режиму роботи ОЕС України.

1.10. З метою забезпечення надійного функціонування ОЕС України ОСП повинен забезпечити безперервне спостереження за елементами системи передачі, енергоустановками користувачів системи передачі/розподілу, які знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, а також аналіз технологічних порушень та аварійних ситуацій.

1.11. Для забезпечення операційної безпеки системи передачі ОСП, та користувачі системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, повинні забезпечити своєчасний та вичерпний обмін достовірними даними та інформацією (із заданою точністю, періодичністю та міткою часу) відповідно до вимог розділу X цього Кодексу.

1.12. Навчання, тренажерна підготовка та складання іспитів є обов’язковими для тих співробітників ОСП, які відповідають за роботу системи передачі та її операційну безпеку та мають проводитись відповідно до вимог розділу XII цього Кодексу.

1.13. ОСП з метою врегулювання взаємовідносин з ОСП його синхронної області, що стосуються питань операційної безпеки укладає з ними Операційну угоду синхронної області та Операційну угоду блоку РЧП.

{Пункт 1.13 глави 1 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

1.14. ОСП для участі в обміні резервами потужності або спільному використанні резервів потужності або у процесі неттінгу небалансів потужності впроваджує відповідні процеси транскордонної активації.

З цією метою ОСП повинен укласти Операційну угоду синхронної області, де визначаються ролі та обов’язки ОСП, які здійснюють процес неттінгу небалансів потужності, процес транскордонної активації РВЧ або процес транскордонної активації РЗ між областями РЧП різних блоків РЧП або різних синхронних областей.

{Главу 1 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

1.15. ОСП у разі участі з іншими ОСП в одному процесі неттінгу небалансів потужності, процесі транскордонної активації РВЧ або процесі транскордонної активації РЗ повинен укласти та дотримуватись положень відповідних угод, якими визначаються ролі та обов’язки таких ОСП, зокрема щодо:

надання всіх вхідних даних, необхідних для розрахунку обміну потужності відносно меж операційної безпеки та проведення аналізу операційної безпеки в реальному часі ОСП, які беруть участь, або причетними ОСП;

відповідальності за розрахунок обміну потужністю;

впровадження операційних процедур для забезпечення операційної безпеки.

ОСП, які беруть участь в одному процесі неттінгу небалансів потужності, процесі транскордонної активації РВЧ або процесі транскордонної активації РЗ, мають право визначити послідовний підхід до розрахунку обміну потужністю. Послідовний розрахунок обміну потужністю повинен дозволяти будь-якій групі ОСП, які управляють областями РЧП або блоками РЧП, з’єднаними міждержавними лініями електропередачі, обмінюватися потужністю при неттінгу небалансів потужності, відновленні частоти або заміщенні резервів між собою до обміну з іншими ОСП.

2. Режими системи передачі

2.1. Система передачі знаходиться у нормальному режимі, якщо одночасно виконуються такі умови:

напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;

усталені відхилення частоти знаходяться у діапазоні ± 50 мГц;

резерви активної та реактивної потужності достатні для регулювання в нормальному режимі та ліквідації аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу;

робота області регулювання, контрольованої ОСП, знаходиться в межах операційної безпеки навіть після аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу.

2.2. Система передачі знаходиться у передаварійному режимі, якщо напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу, але при цьому відбувається будь-яка з наведених нижче подій:

вимоги до резервів активної потужності не виконуються, дефіцит резервів становить понад 20 % від необхідних обсягів (визначених цим Кодексом) упродовж понад 30 хвилин і без засобів їх заміщення в режимі реального часу для будь-якого з типів резервів: РПЧ, РВЧ та РЗ;

{Абзац другий пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи знаходиться в межах 100 - 200 мГц протягом періоду часу, що не перевищує 15 хвилин;

{Абзац третій пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи в стабільному стані безперервно перевищує 50 % від максимального усталеного відхилення частоти протягом періоду часу, що перевищує час активації передаварійного режиму (15 хвилин), або стандартний діапазон частот протягом періоду часу, що перевищує час для відновлення частоти;

{Абзац пункту 2.2 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

принаймні одна аварійна ситуація з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу, може призвести до виходу за межі операційної безпеки навіть після проведення коригувальних дій.

2.3. Система передачі знаходиться в аварійному режимі, якщо наявна хоча б одна із умов:

{Абзац перший пункту 2.3 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

має місце будь-яке порушення меж операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;

абсолютне значення відхилення частоти перевищує 200 мГц;

принаймні один захід із Плану захисту енергосистеми є активованим;

порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв'язку, каналів передачі даних тривалістю більше 30 хвилин, що призводить до втрати функціоналу моніторингу стану системи передачі (включаючи задачі оцінки стану мережі та РЧП), керування обладнанням системи передачі, зв’язку з регіональними диспетчерськими центрами та інших ОСП, інструментарію для аналізу операційної безпеки, засобів, необхідних для забезпечення транскордонних ринкових операцій.

{Абзац п’ятий пункту 2.3 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

2.4. Система передачі знаходиться у режимі системної аварії (blackout state), якщо наявна хоча б одна із умов:

{Абзац перший пункту 2.4 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 , № 677 від 06.05.2025 }

втрата понад 50 % споживання в контрольованій ОСП області регулювання;

відсутність напруги впродовж 3 хвилин у контрольованій ОСП області регулювання, що призвела до запуску Плану відновлення.

2.5. Система передачі знаходиться у режимі відновлення, якщо після перебування системи передачі в аварійному режимі або у режимі системної аварії, ОСП розпочав активацію заходів Плану відновлення.

{Пункт 2.5 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

2.6. ОСП повинен в режимі реального часу визначати режим системи передачі на основі контролю в реальному часі таких параметрів всередині своєї області регулювання та беручи до уваги виміри в реальному часі, здійснювані в його області спостереження:

перетоки активної та реактивної потужності;

напруги на системах шин;

частота і помилка області регулювання;

{Абзац четвертий пункту 2.6 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

резерви активної та реактивної потужності;

генерація і споживання області регулювання.

2.7. Щоб визначити режим системи, ОСП повинен принаймні кожні 15 хвилин виконувати оцінку операційної безпеки у реальному часі шляхом моніторингу параметрів, визначених у пункті 2.6 цієї глави, на відповідність межам операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу, беручи до уваги вплив потенційних коригувальних дій та заходів із Плану захисту енергосистеми. Також ОСП повинен здійснювати моніторинг обсягів доступних резервів.

{Пункт 2.7 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

{Пункт 2.8 глави 2 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

2.8. Якщо система передачі не знаходиться у нормальному режимі і якщо режим системи характеризується як широкомасштабний стан, ОСП повинен:

інформувати суміжних ОСП про режим своєї системи передачі у спосіб, визначений укладеним між ОСП та суміжним ОСП відповідним договором;

надавати додаткову інформацію суміжним ОСП про елементи своєї системи передачі, які є частиною області спостереження таких ОСП.

{Главу 2 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

3. Коригувальні дії

3.1. ОСП повинен забезпечувати, щоб його система передачі постійно знаходилася в нормальному режимі, і повинен попереджувати та усувати порушення операційної безпеки, для чого ОСП повинен розробляти, готувати і застосовувати коригувальні дії з урахуванням їх доступності, достатності часу і ресурсів, необхідних для їх активації.

3.2. Коригувальні дії, що використовуються ОСП повинні бути узгоджені із коригувальними діями, які забезпечують достатню пропускну спроможність міждержавних перетинів.

У разі виявлення структурних перевантажень або інших значних фізичних перевантажень між торговими зонами ENTSO - E та всередині них з моменту підтвердженого виявлення таких перевантажень ОСП може розробити та застосовувати національний або міжнародний плани дій або виконати перегляд і зміну конфігурації своєї торгової зони.

{Пункт 3.2 глави 3 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

У разі розроблення національного або міжнародного плану дій проєкт такого плану надається ОСП на розгляд Регулятору.

ОСП враховує надані Регулятором пропозиції та зауваження до проєкту національного або міжнародного плану дій. У разі неврахування відповідних пропозицій та зауважень ОСП надає Регулятору разом з доопрацьованим проєктом плану обґрунтування такого неврахування.

3.3. ОСП повинен застосовувати такі принципи при активації і координації коригувальних дій:

{Абзац перший пункту 3.3 глави 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

при порушенні операційної безпеки, що не вимагають залучення інших ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії, визначені у главі 4 цього розділу, для повернення системи у нормальний режим і запобігати поширенню передаварійного або аварійного режиму за межі його області регулювання;

{Абзац другий пункту 3.3 глави 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

для порушень операційної безпеки, які потребують координації дій з іншими ОСП синхронної області для їх ліквідації, ОСП повинен розробляти, готувати та застосовувати коригувальні дії у координації з іншими ОСП синхронної області відповідно до методології підготовки коригувальних дій у координований спосіб, беручи до уваги їх транскордонне значення (із застосуванням координованої передиспетчеризації та зустрічної торгівлі) та з урахуванням рекомендацій РКЦ.

{Абзац третій пункту 3.3 глави 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

3.4. При виборі відповідних коригувальних дій ОСП повинен застосовувати такі критерії:

активувати найбільш ефективні та економічно доцільні коригувальні дії;

активувати коригувальні дії в режимі, якомога наближеному до реального часу, ураховуючи очікуваний час активації і терміновість ситуації, пов’язаної з експлуатацією системи, яку вони повинні врегулювати;

ураховувати ризики відмов при застосуванні доступних коригувальних дій та їх вплив на операційну безпеку, зокрема ризики:

відмов або перевантаження обладнання, а також помилкових дій оперативного персоналу при реалізації коригувальних дій та їх вплив на операційну безпеку;

відмов або КЗ внаслідок зміни топології мереж;

відключень, спричинених змінами активної та реактивної потужності генеруючих одиниць або об’єктів енергоспоживання;

несправності, спричинені поведінкою обладнання;

надавати перевагу коригувальним діям, що забезпечують найбільший обсяг пропускної спроможності міждержавних перетинів для цілей розподілу пропускної спроможності, забезпечуючи дотримання меж операційної безпеки.

{Пункт 3.4 глави 3 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

4. Типи коригувальних дій

4.1. ОСП має застосовувати такі типи коригувальних дій:

зміна тривалості планових відключень або повернення в роботу елементів системи передачі для забезпечення експлуатаційної готовності таких елементів системи передачі;

зміна положень РПН;

зміна положень ТПР;

зміна топології;

перемикання конденсаторів і реакторів;

застосування пристроїв управління напругою та реактивною потужністю на основі силової електроніки;

видача оперативної команди ОСР і значним користувачам, приєднаним до системи передачі, щодо блокування автоматичного регулювання напруги та реактивної потужності трансформаторів або щодо активації на їхніх об’єктах таких коригувальних дій, як зміна положень РПН, зміна положень ТПР або зміна топології, якщо погіршення напруги становить загрозу для операційної безпеки або може призвести до лавини напруги в системі передачі;

застосування вимоги щодо зміни реактивної потужності або заданого значення напруги, приєднаних до системи передачі генеруючих одиниць;

перерахунок на добу наперед та внутрішньодобово пропускної спроможності міждержавних перетинів відповідно до Порядку розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів;

перерахунок графіків навантажень одиниць постачання послуг з балансування в області регулювання ОСП;

передиспетчеризація користувачів, приєднаних до системи передачі або системи розподілу в межах області регулювання ОСП, між двома або декількома ОСП;

зустрічна торгівля між користувачами суміжних систем передач;

регулювання перетоків активної потужності системи ПСВН;

застосування процедур управління відхиленнями частоти (корекція синхронного часу, помилки області регулювання);

зменшення розподіленої пропускної спроможності міждержавних перетинів в ситуації, коли використання пропускної спроможності ставить під загрозу операційну безпеку, а передиспетчеризація або зустрічна торгівля неможлива;

у разі необхідності - аварійне розвантаження (ручне обмеження споживання) в нормальному та передаварійному режимі.

{Пункт 4.1 глави 4 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

4.2. У разі необхідності та обґрунтованості з метою забезпечення операційної безпеки ОСП може розробити та застосувати додаткові коригувальні дії. ОСП повинен обґрунтовувати ці випадки та звітувати Регулятору протягом 10 календарних днів після застосування додаткових коригувальних дій, але на рідше одного разу на рік. Відповідні звіти та обґрунтування також мають бути опубліковані на офіційному вебсайті ОСП протягом 30 днів після їх надання Регулятору.

{Главу 4 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

5. Підготовка, застосування та координація коригувальних дій

5.1. Для запобігання погіршенню режиму системи ОСП повинен готувати та застосовувати коригувальні дії відповідно до принципів, викладених у пункті 3.3 глави 3 цього розділу, на основі:

моніторингу і визначення режимів системи відповідно до вимог глави 2 цього розділу;

аналізу аварійних ситуацій у реальному часі;

аналізу потенційних аварійних ситуацій у процесі оперативного планування.

5.2. Під час підготовки і застосування коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми, які впливають на області регулювання інших ОСП синхронної області, ОСП проводить спільно із залученими ОСП синхронної області оцінювання впливу такої коригувальної дії або заходу з Плану захисту енергосистеми на його області регулювання або сусідні області регулювання та повинен надавати іншим залученим ОСП синхронної області всю інформацію про такий вплив.

5.3. Під час підготовки і здійснення коригувальних дій, які мають вплив на приєднані до системи передачі/розподілу електроустановки значних користувачів та ОСР, ОСП, у разі якщо система передачі перебуває у нормальному або передаварійному режимі, повинен оцінити вплив таких коригувальних дій спільно із відповідними ОСР та значними користувачами і вибирати коригувальні дії, які сприятимуть підтримці нормального режиму та безпечній роботі системи передачі, систем розподілу та електроустановок значних користувачів. Значний користувач та ОСР повинні надавати ОСП усю необхідну інформацію для підготовки коригувальних дій.

{Пункт 5.3 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

5.4. ОСП повинен забезпечити готовність, надійність і резервування засобів зв'язку та наведених нижче засобів, які необхідні для роботи системи передачі:

засоби моніторингу поточного режиму системи передачі, включно із засобами оцінювання стану та засобами автоматичного регулювання частоти та потужності;

засоби управління перемиканнями комутаційного обладнання, РПН трансформаторів та іншого обладнання, яке призначене для управління елементами системи передачі;

засоби зв'язку з диспетчерськими пунктами іншого ОСП синхронної області, ОСР, Користувачів та РКЦ;

програмно-технічні засоби аналізу операційної безпеки;

механізми та засоби взаємодії (зв'язку) з іншим ОСП синхронної області, які необхідні для забезпечення здійснення міждержавних ринкових операцій.

{Пункт 5.4 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

5.5. Якщо інструменти, засоби та обладнання ОСП, зазначені в пункті 5.4 цієї глави, впливають на ОСР або значних користувачів системи передачі, які беруть участь у наданні послуг з балансування, ДП, заходах захисту або відновлення системи, або наданні оперативних даних у режимі реального часу, ОСП, ОСР та такі значні користувачі повинні співпрацювати та координувати дії для визначення та забезпечення доступності, надійності та резервування таких інструментів, засобів та обладнання.

{ Абзац перший пункту 5.5 глави 5 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

ОСП приймає та принаймні щорічно переглядає свій план забезпечення безперервної роботи, у якому визначаються заходи реагування на втрату критичних інструментів, засобів та обладнання, а також вимоги щодо їх технічного обслуговування, заміни та розвитку, та оновлює його за необхідності, зокрема після будь-якої істотної зміни критичних інструментів, засобів та обладнання або відповідних умов експлуатації системи. ОСП повинен надавати частини плану забезпечення безперервної роботи, які впливають на ОСР і значних користувачів, відповідним ОСР та значним користувачам.

{Пункт глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

5.6. При підготовці та застосуванні коригувальних дій кожен ОСП повинен, якщо система передачі не знаходиться в нормальному режимі або в передаварійному режимі, у межах можливості координувати коригувальні дії із значними користувачами системи передачі та ОСР, які зазнають впливу, для забезпечення операційної безпеки і цілісності системи передачі.

Під час застосування ОСП коригувальних дій, кожен значний користувач системи передачі та OСР, які зазнають впливу, повинні виконувати оперативні команди, надані ОСП.

5.7. Якщо обмеження мають наслідки тільки для локального стану в області регулювання ОСП і порушення операційної безпеки не потребує скоординованого управління, ОСП, що відповідає за управління, може прийняти рішення не застосовувати коригувальні дії, які передбачають фінансові витрати ОСП для зняття цих обмежень.

6. Межі операційної безпеки

6.1. ОСП повинен визначати межі операційної безпеки для кожного елемента своєї системи передачі, зокрема для:

діапазонів напруги відповідно до пункту 9.3 глави 9 цього розділу;

діапазонів струмів короткого замикання відповідно до пункту 10.1 глави 10 цього розділу;

існуючих обмежень з точки зору теплових характеристик елементів, включаючи допустимі перевантаження.

6.2. Під час визначення меж операційної безпеки ОСП повинен враховувати можливості користувачів системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, для підтримання напруги й частоти у нормальному і передаварійному режимі в допустимих межах, які б не призводили до їхнього від’єднання.

6.3. У разі реконструкції або модернізації будь-якого обладнання або елемента системи передачі ОСП повинен виконати відповідні розрахунки та аналіз і, у разі необхідності, оновити межі операційної безпеки.

6.4. Для кожного міждержавного зв’язку ОСП повинен узгоджувати межі операційної безпеки з ОСП своєї синхронної області.

7. План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури ОСП

7.1. ОСП повинен скласти План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури ОСП, який містить ідентифікацію, відбір та визначення пріоритетності елементів критичної інфраструктури ОСП, якою володіє або управляє ОСП, оцінку ризику у забезпеченні її безпеки для критичного майна, яке знаходиться у володінні або експлуатації ОСП за основними сценаріями фізичної і кібернетичної загрози, а також План захисту енергосистеми в аварійних режимах.

7.2. ОСП при розробці Плану забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури ОСП співпрацює з відповідними національними органами влади (РНБО, КМУ, Регулятором, центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики тощо у межах компетенції кожного зазначеного державного органу) та операторами критичної інфраструктури в інших сферах (газ, нафта) для забезпечення комплексного підходу на національному рівні та із ОСП синхронної області для забезпечення захисту критичної інфраструктури ОСП у сфері електроенергетики на регіональному рівні.

7.3. У плані забезпечення безпеки має бути врахований потенційний вплив на системи передачі інших країн, що синхронно працюють в одній синхронній області, а також організаційні та фізичні заходи, спрямовані на пом'якшення виявлених ризиків.

ОСП повинен регулярно переглядати План забезпечення безпеки з метою врахування змін сценаріїв загроз та відображення розвитку системи передачі.

7.4. План забезпечення безпеки має перелік критичної інфраструктури ОСП та заходи безпеки. При ідентифікації, відборі та визначенні заходів із захисту розрізняють:

1) постійні заходи безпеки, які визначають необхідні інвестиції в безпеку і застосовуються постійно і які мають включати:

технічні заходи (включаючи встановлення засобів виявлення, розмежування доступу, захисту та профілактики);

організаційні (включаючи процедури оповіщення та управління кризовими ситуаціями);

заходи контролю та перевірки;

обмін інформацією;

підвищення обізнаності та навчання;

безпеку інформаційних систем;

2) періодичні заходи безпеки, які можуть бути активізовані відповідно до різного рівня ризику та загрози.

7.5. ОСП один раз на два роки звітує щодо видів ризику, загроз безпеці критичній інфраструктурі ОСП центральному органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, у рамках моніторингу безпеки постачання електричної енергії відповідно до Закону України «Про ринок електричної енергії».

{Глава 7 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8. Регулювання частоти та активної потужності

8.1. Загальні положення

8.1.1. Ця глава визначає мінімальні вимоги та принципи регулювання частоти та потужності та резервів, що є обов’язковими для ОСП та Користувачів, які надають резерви потужності.

8.1.2. Виконання вимог цієї глави забезпечує:

підтримання частоти на номінальному рівні та ефективне використання резервів для підтримання надійної роботи ОЕС України;

регулювання міждержавних перетоків потужності;

організацію взаємодії ОСП з Користувачами, які надають резерви потужності в реальному часі.

8.1.3. Вимоги, встановлені в цій главі, та їх застосування ґрунтуються на принципі недискримінації та прозорості, а також принципі оптимізації між найвищою загальною ефективністю та найнижчою загальною вартістю для ОСП.

8.1.4. Обґрунтовані витрати, пов’язані з зобов’язаннями, зазначеними в цій главі, які несе ОСП, підлягають відшкодуванню у тарифі на послуги із диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

8.1.5. ОСП та Користувачі повинні зберігати конфіденційність інформації та даних, наданих їм відповідно до цієї глави, і використовувати їх виключно відповідно до вимог, встановлених у цій главі.

8.1.6. Операційна угода синхронної області, укладена відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності, розробляється ОСП синхронної області відповідно до стандартів та правил ENTSO-E та повинна включати, зокрема:

правила визначення обсягів, розподілу та місць розміщення резервів потужності та їх характеристик;

розподіл обов’язків між ОСП синхронної області;

визначення параметрів якості частоти та цільові параметри якості частоти в синхронній області, а також цільові параметри помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) для кожного блока РЧП;

методологію оцінювання ризику та розвитку ризику виснаження РПЧ у синхронній області;

схему організації системи регулювання частоти та потужності;

положення щодо суб’єкта моніторингу роботи синхронної області;

розрахунки програм регулювання нетто-позиції області по змінному струму на основі спільного періоду зміни потужності для розрахунку ACE для синхронної області з більш ніж однією областю РЧП;

структуру РЧП;

методику щодо зменшення відхилення електричного часу;

операційні процедури у разі виснаження РПЧ;

вимоги щодо доступності, надійності та резервованості програмно-технічних засобів та засобів зв'язку для регулювання частоти та потужності;

правила роботи у нормальному та аварійному режимах;

операційні процедури для зменшення відхилення частоти системи для відновлення режиму системи до нормального режиму та обмеження ризику переходу в аварійний режим;

функції та обов’язки ОСП, які впроваджують процес неттінгу небалансів потужності, процес транскордонної активації РВЧ або процес транскордонної активації РЗ;

мінімальний період активації, який повинен бути забезпечений постачальниками РПЧ;

методології визначення обмежень обсягу спільного використання РПЧ між синхронними областями;

методології визначення обмежень обсягу обміну РВЧ, РЗ між синхронними областями та методології визначення обмежень обсягу спільного використання РВЧ, РЗ між синхронними областями.

{Підпункт 8.1.6 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8.1.7. Операційна угода блока РЧП, укладена відповідно до пункту 1.13 глави 1 цього розділу щодо регулювання частоти та потужності, має відповідати стандартам та правилам ENTSO-E та, крім вимог, встановлених у підпункті 8.1.6 цього пункту, включати:

цільові параметри помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) для кожної області РЧП, якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП;

визначення суб’єкта моніторингу блока РЧП;

обмеження швидкості зміни активної потужності у блоці РЧП;

розподіл відповідальності між ОСП блока РЧП;

операційні процедури у разі виснаження РВЧ або РЗ;

будь-які обмеження обміну РПЧ між різними областями РЧП у синхронній області та обміну РВЧ або РЗ між областями РЧП блока РЧП у синхронній області, що складається з більш ніж одного блока РЧП;

координацію дій та заходи щодо зменшення помилки регулювання відновлення частоти (FRCE) блока РЧП.

{Підпункт 8.1.7 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8.1.8. ОСП має право за необхідності укладати з іншими ОСП своєї синхронної області операційні угоди області РЧП, операційні угоди області моніторингу, угоди, що стосуються врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків, неттінгу небалансів потужності, транскордонної активації РВЧ та РЗ, спільного використання резервів потужності, обміну резервами потужності, а також інші угоди та методики, що вимагаються стандартами та правилами ENTSO-E.

{Підпункт 8.1.8 пункту 8.1 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 , № 677 від 06.05.2025 }

8.2. Показники якості частоти

8.2.1. Цільові показники частоти для ОЕС України:

номінальна частота 50 Гц;

нормальний діапазон відхилень частоти від номінальної ± 50 мГц;

максимальне миттєве (динамічне) відхилення частоти - 800 мГц;

максимальне усталене (квазістатичне) відхилення частоти - 200 мГц;

час відновлення частоти 15 хвилин;

витримка часу початку оповіщення інших ОСП синхронної області - 5 хвилин;

максимальна кількість хвилин за межами нормального діапазону частоти - 15000 на рік.

В операційній угоді синхронної області, до якої приєднався ОСП, можуть бути встановлені відмінні від зазначених у цьому підпункті цільові показники, після внесення відповідних змін до Кодексу.

{Підпункт 8.2.1 пункту 8.2 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8.2.2. ОСП повинен забезпечувати такі параметри ACE:

кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 200 мГц, повинна становити менше 30 % від кількості 15-хвилинних інтервалів на рік;

кількість 15-хвилинних інтервалів за рік, в яких частотна складова ACE перевищує відхилення ± 500 мГц, повинна становити менше 5 % від кількості 15 хвилинних інтервалів на рік.

8.2.3. Якщо ОСП входить у блок РЧП, який складається більше ніж з однієї області РЧП, він повинен зазначити в Операційній угоді блока РЧП значення цільових параметрів ПРВЧ (FRCE) для кожної області РЧП.

{Підпункт 8.2.3 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8.2.4. ОСП повинен щорічно перевіряти дотримання цільових параметрів ПРВЧ (FRCE).

{Пункт 8.2 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом 8.2.4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8.2.5. Оцінка якості частоти виконується на основі даних про миттєві значення частоти і миттєві значення відхилень частоти відповідно до критеріїв оцінки якості частоти. Точність вимірювання значень миттєвої частоти і миттєвих значень частотної складової ACE, що вимірюється у Гц, повинна бути не гіршою 1 мГц, а циклічність вимірювань та передачі значень не повинна перевищувати 1 секунду.

8.2.6. Критерії оцінки якості частоти повинні включати:

1) для синхронної області під час роботи в нормальному режимі або передаварійному режимі на місячній основі для даних про миттєву частоту:

середнє значення;

стандартне відхилення;

1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й та 99-й процентиль;

загальний час, протягом якого абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало стандартне відхилення частоти, окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти;

загальний час, протягом якого абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало максимальне миттєве відхилення частоти, окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти;

кількість випадків, коли абсолютне значення миттєвого відхилення частоти в синхронній області перевищувало 200 % від стандартного відхилення частоти і миттєве відхилення частоти не було повернуто до значення 50 % від стандартного відхилення частоти для синхронної області протягом часу відновлення частоти. Дані повинні визначатися окремо для від’ємних і додатних відхилень частоти;

2) для блока РЧП під час роботи в нормальному режимі або передаварійному режимі на місячній основі:

для набору даних, який містить середні значення FRCE для блока РЧП протягом часових інтервалів, які дорівнюють часу відновлення частоти:

середнє значення,

стандартне відхилення,

1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й та 99-й процентиль,

кількість часових інтервалів, коли середнє значення FRCE перебувало за межами діапазону ПРВЧ (FRCE) рівня 1, окремо для від’ємних і додатних значень FRCE;

кількість часових інтервалів, коли середнє значення FRCE перебувало за межами діапазону ПРВЧ (FRCE) рівня 2, окремо для від’ємних і додатних значень FRCE;

для набору даних, який містить середні значення FRCE для блока РЧП протягом часових інтервалів тривалістю одна хвилина: кількість випадків протягом місячного періоду, коли значення FRCE перевищувало 60 % резервної потужності РВЧ і не повернулося до 15 % резервної потужності РВЧ протягом часу відновлення частоти, окремо для додатних і від’ємних значень FRCE;

інтегральну тривалість знаходження частоти в певному діапазоні значень протягом доби, місяця (гістограми частоти);

кількість і тривалість корекції (поправок) частоти;

екстремуми (максимум і мінімум) частоти за минулу добу з фіксацією часу екстремумів;

відхилення синхронного (електричного) часу від астрономічного на поточний момент наростаючим підсумком за добу, місяць, рік.

{Підпункт 8.2.6 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8.2.7. ОСП синхронної області повинні визначити в Операційній угоді синхронної області спільну методологію оцінювання ризику та розвитку ризику виснаження РПЧ у синхронній області. Така методологія повинна використовуватися принаймні щорічно і повинна ґрунтуватися щонайменше на даних про миттєву частоту системи за минулий період тривалістю не менше одного року. ОСП синхронної області повинні надавати необхідні вхідні дані для такого оцінювання.

{Підпункт 8.2.7 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8.2.8. ОСП має визначати в Операційній угоді блока РЧП такі заходи для усунення АСЕ (зменшення до нуля) блока РЧП і зменшення відхилень частоти, беручи до уваги технологічні обмеження генеруючих одиниць, УЗЕ і одиниць споживання:

зобов'язання щодо швидкості зміни навантаження, а також щодо часу початку зміни навантаження;

координація зміни навантаження генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць споживання у блоці РЧП.

{Підпункт 8.2.8 пункту 8.2 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

{Підпункт пункту 8.2 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 , № 68 від 17.01.2023 }

8.3. Структура регулювання частоти та потужності, структура відповідальності за процес регулювання

8.3.1. РЧП в ОЕС України має бути забезпечене для таких режимів:

відокремленої роботи ОЕС України від енергосистем інших країн;

паралельної роботи ОЕС України з енергооб'єднанням ENTSO-E (ОЕС України може виконувати функцію області РЧП або, за укладеною угодою, блока РЧП в енергооб'єднанні).

8.3.2. Функціональну структуру побудови системи регулювання частоти та потужності в ОЕС України наведено на рисунку 18.

Рисунок 18

8.3.3. Заходи з регулювання здійснюються на різних послідовних етапах, кожний з яких має різні характеристики та якості, і всі вони є взаємозалежними:

надання РПЧ розпочинається протягом 0,1 - 2 секунд з урахуванням відповідних технічних вимог до електроустановок, визначених розділом III цього Кодексу, як спільна дія всіх учасників паралельної роботи;

аРВЧ вводиться в дію централізовано у блоці РЧП/синхронній області протягом декількох десятків секунд, вивільняє РПЧ, відновлює нормальні параметри частоти та сальдо зовнішніх перетоків;

рРВЧ та РЗ вводиться в дію у блоці РЧП/синхронній області і вивільняє аРВЧ централізованим переплануванням генерації/зовнішніх перетоків/споживання;

регулювання часу виправляє глобальні відхилення синхронного часу за тривалий період.

8.3.4. ОСП повинен забезпечити якісне регулювання частоти та потужності у своїй області РЧП (ОЕС України) з дотриманням планових значень міждержавних обмінів.

8.3.5. ОСП для свого блока РЧП повинен узгодити в Операційній угоді блока РЧП розподіл обов'язків між ОСП цього блока РЧП для дотримання зобов’язань, викладених у підпункті 8.3.28 цього пункту.

8.3.6. ОСП для своєї синхронної області повинен узгодити в Операційній угоді синхронної області розподіл обов'язків між ОСП цієї синхронної області для дотримання зобов’язань, викладених у підпункті 8.3.29 цього пункту.

8.3.7. Нормований ППЧ полягає в утриманні частоти та зменшення відхилень частоти від номінального значення за рахунок активації РПЧ. Цей процес починається автоматично протягом декількох секунд з моменту відхилення частоти від номінального значення та децентралізовано залучає РПЧ у синхронній області пропорційно величині відхилення частоти і діє аж до повернення частоти до номінального значення в результаті дії ПВЧ.

8.3.8. ПВЧ полягає у поверненні частоти до номінального значення при одночасному поверненні міждержавних обмінів до планових значень (при синхронній роботі з енергосистемами інших держав) шляхом зведення помилки області регулювання АСЕ до нуля протягом часу для відновлення частоти (не більше 15 хвилин), а також у відновленні активованого РПЧ шляхом активації РВЧ.

8.3.9. ПЗР полягає у поступовому відновлені активованих РПЧ та РВЧ шляхом активації РЗ. ПЗР може здійснюватися вручну відповідно до оперативних команд ОСП або автоматично.

8.3.10. Для зменшення кількості одночасних активацій РВЧ у різних напрямках різних областей РЧП ОСП може застосовувати процес неттінгу небалансів потужності шляхом обміну потужностями між ними.

8.3.11. ОСП має право здійснювати процес неттінгу небалансів потужності для областей РЧП в одному блоці РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди щодо неттінгу небалансів потужності.

8.3.12. ОСП повинен впроваджувати процес неттінгу небалансів потужності таким чином, щоб не впливати на:

стабільність регулювання частоти та потужності синхронної області або синхронних областей, залучених до процесу неттінгу небалансів потужності;

стабільність РВЧ і РЗ кожної області РЧП ОСП-учасникам або причетним ОСП;

операційну безпеку.

8.3.13. ОСП здійснює обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності між областями РЧП синхронної області принаймні одним з наступних шляхів:

шляхом визначення потоку активної потужності через віртуальну лінію зв’язку, що має бути частиною розрахунку FRCE;

шляхом регулювання потоків активної потужності через міждержавні лінії електропередачі ПСВН.

8.3.14. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності між областями РЧП різних синхронних областей шляхом регулювання перетоків активної потужності міждержавними лініями електропередачі ПСВН.

8.3.15. ОСП повинен здійснювати обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності в області РЧП таким чином, щоб не перевищувати фактичний обсяг активації РВЧ, необхідний для регулювання FRCE цієї області РЧП до нуля без обміну потужністю для неттінгу небалансів потужності.

8.3.16. ОСП, який бере участь у процесі неттінгу небалансів потужності, повинен забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужністю для неттінгу небалансів потужності дорівнювала нулю.

8.3.17. Процес неттінгу небалансів потужності повинен включати резервний механізм, який гарантує, що обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності в кожній області РЧП дорівнює нулю або обмежений значенням, для якого може бути гарантована операційна безпека.

8.3.18. Якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП та РВЧ, та РЗ розраховується на основі небалансів блока РЧП, усі ОСП одного і того ж блока РЧП здійснюють процес неттінгу небалансів потужності і обмінюються максимальним обсягом потужності неттінгу небалансів потужності, визначеним у підпункті 8.3.15 цього пункту, з іншими областями РЧП того ж блока РЧП.

8.3.19. Якщо процес неттінгу небалансів потужності здійснюється для областей РЧП різних синхронних областей, ОСП обмінюється максимальним обсягом потужності неттінгу небалансів потужності, визначеним у підпункті 8.3.15 цього пункту, з іншим ОСП тієї ж синхронної області, що бере участь у цьому процесі неттінгу небалансів потужності.

8.3.20. Якщо процес неттінгу небалансів потужності здійснюється для областей РЧП, які не є частиною одного блока РЧП, усі ОСП відповідних блоків РЧП повинні виконувати зобов'язання, передбачені угодами між блоками РЧП, незалежно від обміну потужністю для неттінгу небалансів потужності.

8.3.21. У разі якщо виникнення передаварійного, аварійного режиму роботи або режиму системної аварії та вичерпання резервів регулювання частоти та потужності в ОЕС України або системі передачі суміжного ОСП, ОСП має право використовувати аварійну допомогу від суміжного ОСП або надавати аварійну допомогу суміжному ОСП (за умови, що це не призведе до виникнення передаварійного, аварійного режиму роботи або режиму системної аварії та/або вичерпання резервів регулювання частоти та потужності в ОЕС України) відповідно до договорів, укладених з цим суміжним ОСП або з іншими суб'єктами господарювання, уповноваженими на підписання таких договорів відповідно до чинних нормативно-правових актів суміжних країн.

8.3.22. Допомога суміжному ОСП через міждержавні лінії електропередачі ПСВН надається з урахуванням технічних характеристик і здатності системи ПСВН щодо:

заходів з ручного регулювання передаваної активної потужності, щоб допомогти ОСП в аварійному режимі привести перетоки потужності до меж операційної безпеки або частоту суміжної синхронної області - до меж частоти у системі в передаварійному режимі;

автоматичного регулювання передаваної активної потужності;

автоматичного регулювання частоти в ізольованому (острівному) режимі роботи;

регулювання напруги та реактивної потужності;

будь-які інші доцільні дії.

8.3.23. При визначенні структури відповідальності за виконання процесу регулювання частоти та потужності ОСП для своєї синхронної області має враховувати принаймні такі критерії:

обсяг повної інерції синхронної області включно зі штучною інерцією;

структуру/топологію мережі;

поведінку навантаження, виробницва, УЗЕ та систем ПСВН.

8.3.24. ОСП має визначати в Операційній угоді синхронної області мінімальні вимоги до доступності, надійності та резервованості програмно-апаратних засобів та засобів зв'язку, зокрема:

точність, циклічність, доступність та резервованість телевимірів значень перетоків активної потужності по міждержавних лініях електропередач;

доступність і резервованість каналів передачі даних;

протоколи інформаційного обміну.

8.3.25. ОСП має визначити додаткові вимоги до готовності, надійності і резервованості технічної інфраструктури в Операційній угоді блока РЧП.

8.3.26. ОСП області РЧП повинен:

забезпечувати достатню якість і надійність здійснення розрахунку FRCE;

здійснювати моніторинг якості розрахунку FRCE в режимі реального часу;

вживати заходів у разі помилок при розрахунку FRCE;

не менше одного разу на рік виконувати постфактум моніторинг якості розрахунку FRCE шляхом порівняння фактичних значень сальдо перетоків з плановими (договірними) значеннями.

8.3.27. ОСП разом з іншим ОСП синхронної області бере участь у розробці загальної пропозиції, що стосується визначення блоків РЧП, які мають відповідати таким вимогам:

область моніторингу відповідає або є частиною тільки однієї області РЧП;

область РЧП відповідає або є частиною тільки одного блока РЧП;

блок РЧП відповідає або є частиною тільки однієї синхронної області;

кожен елемент мережі є частиною тільки однієї області моніторингу, тільки однієї області РЧП і тільки одного блока РЧП.

8.3.28. ОСП блока РЧП зобов'язаний:

забезпечувати виконання цільових параметрів ПРВЧ/FRCE в блоці РЧП, визначених в Операційній угоді блока РЧП відповідно до підпункту 8.2.3 пункту 8.2 цієї глави,

дотримуватися правил визначення обсягу РВЧ відповідно до підпункту 8.4.3 пункту 8.4 цієї глави та правил визначення обсягу РЗ відповідно до підпункту 8.4.4 пункту 8.4 цієї глави.

8.3.29. ОСП синхронної області зобов'язаний:

впроваджувати та експлуатувати ППЧ для синхронної області;

дотримуватися правил визначення обсягів РПЧ, відповідно до підпункту 8.4.2 пункту 8.4 цієї глави, та

забезпечувати виконання цільових параметрів якості частоти, визначених у підпункті 8.2.1 пункту 8.2 цієї глави.

8.3.30. ОСП разом з іншим ОСП декількох областей РЧП, об’єднаних міждержавними перетинами, мають право створювати блок РЧП, якщо дотримані вимоги до блока РПЧ, визначені в підпункті 8.3.28 цього пункту.

{Пункт 8.3 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8.4. Регулювання частоти та потужності

8.4.1. Режими системи, пов’язані з частотою системи

1) ОСП повинен:

здійснювати управління ОЕС України з достатніми резервами активної потужності на завантаження/розвантаження, які можуть включати спільне використання резервів або обмін резервами, для забезпечення балансу між виробництвом та споживанням у межах своєї області регулювання;

{Абзац другий підпункту 1 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

забезпечити якісне регулювання частоти в синхронній області у співпраці з усіма ОСП синхронної області;

забезпечити обмін даними в режимі реального часу з іншими ОСП синхронної області, які мають включати:

режим роботи системи передачі,

фактичні значення АСЕ блоку регулювання/синхронної області;

забезпечити заходи, за яких час існування АСЕ поза зоною нечутливості не перевищувала 15 хвилин;

2) ОСП повинен визначати в Операційній угоді синхронної області процедури управління для передаварійного режиму через порушення меж відхилення частоти системи. Процедури управління повинні бути спрямовані на зменшення відхилення частоти системи з метою відновлення режиму системи до нормального і обмеження ризику входження в аварійний режим. Процедури управління повинні передбачати право ОСП відхилятися від звичайного ПВЧ;

{Підпункт 2 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

3) якщо система працює в передаварійному режимі через недостатню кількість резервів активної потужності, ОСП повинен у тісній співпраці з іншим ОСП своєї синхронної області та ОСП інших синхронних областей вжити заходи для відновлення та заміни необхідних рівнів активних резервів потужності. Для цього ОСП блока регулювання частоти та потужності має право вимагати від користувачів системи передачі/розподілу зміни виробництва або споживання електричної енергії в межах своєї області регулювання, щоб зменшити або усунути порушення вимог до резерву активної потужності;

{Підпункт 3 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

4) ОСП має право вимагати внесення змін у виробництво або споживання активної потужності генеруючих одиниць і об'єктів енергоспоживання у відповідних областях, щоб зменшити ПРВЧ (FRCE), якщо:

1-хвилинна середня ПРВЧ (FRCE) блока РЧП перевищує діапазон ПРВЧ (FRCE) рівня 2, щонайменше, протягом часу, необхідного на відновлення частоти, і якщо ОСП блока РЧП не очікує, що ПРВЧ (FRCE) буде значно зменшена шляхом вживання заходів активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних);

ПРВЧ (FRCE) блока РЧП перевищує 25 % від еталонного інциденту синхронної області, протягом більше 30 хвилин поспіль, і якщо ОСП блока РЧП не очікує зменшення ПРВЧ (FRCE) у достатній мірі після вживання заходів активації наявних регулюючих резервів (у тому числі і транскордонних).

Суб’єкт моніторингу блока РЧП несе відповідальність за виявлення будь-якого порушення меж, зазначених у цьому підпункті, а також:

інформує іншого ОСП в блоці РЧП;

разом з ОСП блока РЧП виконує узгоджені дії для зменшення ПРВЧ (FRCE), які визначаються в Операційній угоді блока РЧП;

{Підпункт 4 підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

5) суб’єкт моніторингу синхронної області повинен визначати режим системи відносно частоти системи та забезпечувати інформування всіх ОСП у синхронній області, якщо відхилення частоти системи відповідатиме одному із критеріїв передаварійного режиму.

{Підпункт підпункту 8.4.1 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8.4.2. Вимоги до первинного регулювання частоти нормованого ППЧ та РПЧ:

{Абзац перший підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 , № 677 від 06.05.2025 }

1) розрізняють загальне первинне регулювання частоти і нормований ППЧ в ОЕС України.

{Абзац перший підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

Участь у загальному первинному регулюванні частоти є обов’язковою умовою для генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D, які працюють у складі ОЕС України.

{Абзац другий підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

Усі генеруючі одиниці типу В, С, D та УЗЕ типу А1, A2, В, С, D повинні постійно брати участь у загальному первинному регулюванні частоти.

{Абзац третій підпункту 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

Під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блока РЧП одиниці надання ДП, що мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ, повинні забезпечити надання ДП з РПЧ у повному обсязі (незалежно від того чи були продані ці обсяги на відповідних аукціонах на ДП) з урахуванням доведеного ОСП балансу потужності відповідно до програми системних випробувань на цей час та оперативних команд диспетчера ОСП;

{Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

{Підпункт 1 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 }

2) загальне первинне регулювання частоти в ОЕС України має здійснюватися з метою збереження електропостачання споживачів і функціонування електростанцій у разі аварійних відхилень частоти;

{Підпункт 2 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

3) нормований ППЧ має забезпечити стійку видачу необхідного РПЧ з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше та його підтримання до повернення частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії ПВЧ, тобто протягом щонайменше 15 хвилин. Задана величина РПЧ має контролюватись і підтримуватись оперативним персоналом електростанції на генеруючих одиницях, УЗЕ, одиницях споживання, що залучені до нормованого ППЧ;

{Підпункт 3 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

4) у разі еталонного інциденту ППЧ має утримувати квазістатичне відхилення частоти в межах 50 ± 0,2 Гц і динамічне відхилення частоти у межах 50 ± 0,8 Гц;

{Підпункт 4 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

5) у разі відхилення частоти від номінальної понад 200 мГц до частот, визначених підпунктом 1 пункту 2.3 глави 2, пунктом 3.1 глави 3, підпунктом 1 пункту 4.1 глави 4 та підпунктом 1 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу, генеруючі одиниці, системи ПСВН, УЗЕ, одиниці споживання, що залучені до нормованого ППЧ, не повинні обмежувати видачу встановленого (фіксованого) РПЧ і додаткової регулюючої потужністі з незмінним значенням статизму в усьому діапазоні регулювання до виникнення технічних обмежень (залежно від виду генеруючої одиниці). У такому випадку додаткова регулююча потужність в ОЕС України забезпечується загальним первинним регулюванням частоти;

{Підпункт 5 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 1848 від 27.12.2022 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6) після мобілізації РПЧ встановлюється квазістатичний баланс потужності за нового квазістатичного значення частоти, відмінного від номінального, оскільки ППЧ є статичним і залежність величини відхилення частоти від величини небалансу потужності визначається крутизною СЧХ усієї синхронної області;

{Підпункт 6 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

7) для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України (блока РЧП) нормою участі в загальному первинному регулюванні частоти є забезпечення:

дії ППЧ у межах наявного діапазону автоматичного регулювання з налаштуванням систем регулювання агрегатів (у тому числі котлів на ТЕС або реакторів на АЕС) відповідно до вимог ГКД 34.20.507 та з налаштуванням систем регулювання УЗЕ;

стійкої видачі наявного РПЧ з моменту відхилення частоти від номінальної на ± 0,2 Гц та більше і до входу відхилення частоти в мертву зону загального первинного регулювання частоти ± 0,2 Гц, тобто не менше 15 хвилин;

динаміка зміни потужності генеруючої одиниці у процесі загального первинного регулювання частоти визначається її наявними системами регулювання і має відповідати вимогам ГКД 34.20.507, а для УЗЕ визначається їхніми наявними системами регулювання та вимогами цього Кодексу;

{Підпункт 7 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8) для всіх генеруючих одиниць типу В (відповідно до їх технічної спроможності), С, D та УЗЕ типу А1, А2, B, C, D в ОЕС України під час системних випробувань в ізольованому (острівному) режимі роботи ОЕС України/блока РЧП вимогами щодо участі в загальному первинному регулюванні частоти є забезпечення:

можливості гнучкого налаштування величини мертвої зони частотної характеристики в діапазоні від 0 до 0,2 Гц у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, який враховує технічну спроможність обладнання;

стійкої видачі наявної потужності при виході частоти за межі встановленої мертвої зони частотної характеристики і до входу відхилення частоти в мертву зону частотної характеристики загального первинного регулювання частоти протягом не менше ніж 15 хвилин;

можливості змінювати уставку статизму у діапазоні:

від 2 % до 12 % (для всіх генеруючих одиниць типу В, С, D відповідно до їх технічної спроможності),

від 0,1 % до 12 % (для УЗЕ типу А1, А2, B, C, D) у строк, визначений в оперативному розпорядженні ОСП, який враховує технічну спроможність обладнання;

динаміки зміни потужності генеруючої одиниці у процесі загального первинного регулювання частоти, що визначається їх наявними системами регулювання, зокрема для генеруючих одиниць, які мають чинне Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП з РПЧ - динаміка зміни потужності згідно з підпунктом 13 цього підпункту, а для УЗЕ визначається наявними в них системами регулювання та вимогами цього Кодексу;

{Підпункт 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

9) забороняється використання пристроїв і систем автоматичного керування, а також ведення режимів роботи електростанцій, енергоблоків (агрегатів), що перешкоджають зміні потужності в разі зміни частоти. З дозволу ОСП допускається короткочасне їхнє використання в разі несправності основного обладнання, щоб запобігти виникненню технологічних порушень або їхньої ліквідації. Після зміни потужності, зумовленої зміною частоти, оперативний персонал електростанцій має право втручатися у процес регулювання потужності тільки в таких випадках:

після відновлення частоти 50,00 Гц;

з дозволу ОСП;

у разі виходу потужності за межі, що допустимі для обладнання;

у разі виходу швидкості зміни потужності за межі, що допустимі для обладнання;

у разі виникнення загрози порушення технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока АЕС;

10) нормований ППЧ має забезпечувати стійку видачу необхідного РПЧ і його утримання, починаючи з моменту відхилення частоти від номінальної на величину мертвої зони частотної характеристики, встановленої відповідно до підпункту 17 цього підпункту, і більше, закінчуючи повною компенсацією небалансу потужності, що виник, і поверненням частоти у межі встановленої мертвої зони частотної характеристики в результаті дії ПВЧ, тобто протягом принаймні 15 хвилин;

{Підпункт 10 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

11) величина потужності, що видається в ОЕС України або в синхронну область при відхиленні частоти, визначається величиною цього відхилення частоти і крутизною СЧХ ОЕС України/синхронної області. Величина відхилення частоти в разі виникнення небалансу потужності визначається величиною цього небалансу і крутизною СЧХ ОЕС України/синхронної області;

{Підпункт 11 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

12) значення крутизни СЧХ блоку РЧП/синхронної області нормуються значеннями корекції по частоті відповідно до вимог блоку РЧП/синхронної області, які мають задаватися спільно ОСП країн, що працюють синхронно, і періодично (не рідше ніж 1 раз на рік) оновлюватися на основі фактичних даних щодо крутизни СЧХ;

{Підпункт 12 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

13) потужність, що дорівнює сумарному РПЧ ОЕС України/синхронної області, має активуватись якомога швидше без штучної затримки (через 0,1-2 секунди) з моменту відхилення частоти від номінальної на величину встановленої мертвої зони частотної характеристики і більше.

{Абзац перший підпункту 13 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

У разі відхилення частоти, що дорівнює або перевищує 200 мГц, час введення в дію сумарного РПЧ ОЕС України/синхронної області на 50% має складати не більше 15 секунд, а всього сумарного необхідного РПЧ - не більше 30 секунд. При цьому активація всього сумарного РПЧ кожного ПДП повинна зростати принаймні лінійно з 15 до 30 секунд.

У разі відхилення частоти менше 200 мГц відповідний активований обсяг РПЧ повинен бути щонайменше пропорційним згідно з динамікою в часі, як зазначено в абзаці другому цього підпункту.

Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що не обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики.

Одиниця/група постачання РПЧ з енергоємністю, що обмежує її здатність забезпечувати РПЧ, повинна активувати РПЧ до тих пір, поки відхилення частоти від номінальної не буде менше встановленої мертвої зони частотної характеристики, до повного вичерпання енергоємності в негативному або позитивному напрямку з урахуванням часу надання УЗЕ послуги з РПЧ, визначеному у підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу;

{Підпункт 13 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 }

14) характеристики нормованого ППЧ у різних блоках РЧП/енергосистемах синхронної області мають бути за можливістю аналогічними, щоб уникнути коливань і динамічного перерозподілу потужності у процесі компенсації небалансу потужності блоків РЧП/синхронної області;

{Підпункт 14 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

15) максимальний комбінований ефект властивої нечутливості частотної характеристики та можливої навмисної мертвої зони частотної характеристики регулятора (f нч ) одиниць/груп постачання РПЧ не повинен перевищувати 10 мГц;

16) точність локальних вимірювань частоти, що використовуються у первинних регуляторах частоти, має бути не гірше ± 0,01 Гц (бажано 0,001 Гц) з циклом оновлення вимірювань частоти в діапазоні від 0,1 секунди до 1 секунди і відповідати циклу роботи системи регулювання за допомогою РПЧ, який має не перевищувати 1 секунду;

17) Величина мертвої зони частотної характеристики (± Δ f0) від номінальної частоти може встановлюватися ОСП у діапазоні від 0 до 200 мГц і за замовчуванням дорівнює 10 мГц, якщо інше не встановлено за оперативним розпорядженням ОСП;

18) статизм одиниці/групи постачання РПЧ має бути здатним змінюватися відповідно до вимог, установлених у підпункті 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу для генеруючих одиниць та в підпункті 5 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу для УЗЕ, і забезпечувати видачу всього заданого РПЧ у разі відхилення частоти на ± 0,2 Гц і більше. Величина статизму визначає нахил СЧХ регулювання за допомогою РПЧ. За межами мертвої зони величина статизму σ визначається за формулою

σ (%) = [ image ],

де

Δ f

відхилення частоти в мережі від номінальної, Гц;

f ном

номінальна частота 50 Гц;

Δ Рп

обсяг видачі РПЧ одиницею/групою постачання РПЧ, МВт;

P ном

номінальна потужність одиниці/групи постачання РПЧ, МВт;

{Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1848 від 27.12.2022 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

19) ППЧ має здійснюватися зміною потужності генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання залежно від фактичного відхилення частоти по статичній характеристиці. Для генеруючих одиниць - згідно з рисунком 3, для УЗЕ - по статичній характеристиці ППЧ згідно з рисунком 15;

{Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 , № 1848 від 27.12.2022 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

20) виведення одиниці агрегації, генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання, з нормованого ППЧ самостійно агрегатором та/або власником генеруючої одиниці, УЗЕ, одиниці споживання забороняється і виконується лише за оперативною командою ОСП розширенням мертвої зони ППЧ до визначеного ним рівня;

{Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 , № 1680 від 29.09.2021 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

21) величина необхідного сумарного РПЧ області РЧП на завантаження і розвантаження визначається еталонним інцидентом області регулювання або синхронної області при синхронній роботі, який виникає внаслідок аварійного вимкнення найбільш потужного енергоблока або вузла електроспоживання, за якого РПЧ має утримати квазістатичне відхилення частоти в межах ± 0,2 Гц;

{Підпункт 21 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

22) необхідний розрахунковий РПЧ має розподілятися між блоками РЧП/енергосистемами синхронної області пропорційно їх річному виробленню електричної енергії. Коефіцієнти розподілу Сi між ними загального необхідного резерву розраховуються за формулою

Сi = E i / E сум ,

де

Е i

річне вироблення електричної енергії в i-тому блоці РЧП/і-тій енергосистемі синхронної області;

Е сум

сумарне річне вироблення електричної енергії у всіх блоках РЧП/енергосистемах синхронної області;

{Підпункт 22 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

23) РПЧ повинен рівномірно розподілятися між електростанціями всередині області/блоку РЧП та їх одиницями/групами постачання РПЧ з тим, щоб мобілізація резерву була максимально швидкою і не спричиняла перевантаження транзитних ліній електропередачі і зовнішніх зв’язків. В ОЕС України РПЧ має розміщатись на якомога більшій кількості одиниць/груп постачання РПЧ. Розподіл РПЧ (узгодження коефіцієнтів розподілу) між блоками РЧП/енергосистемами синхронної області має виконуватися щорічно спільно органами оперативно-диспетчерського управління країн, які працюють синхронно;

{Підпункт 23 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

24) величина необхідного сумарного нормованого РПЧ для області регулювання ОЕС України залежить від режиму її роботи з енергосистемами інших країн, які впливають на величину прийнятого в синхронній області сумарного РПЧ і коефіцієнта розподілу Сi для області регулювання ОЕС України:

{Абзац перший підпункту 24 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

для роботи у складі ENTSO-E становить ± 3000 МВт;

для ізольованої роботи ОЕС України ± 1000 МВт).

Частка РПЧ, що вимагається від ОСП у якості первісного зобов’язання і ґрунтується на сумі нетто виробництва та споживання його області РЧП, поділеній на суму нетто виробництва та споживання синхронної області протягом періоду в один рік;

{Абзац четвертий підпункту 24 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

{Підпункт 24 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

25) прийняті величини первісних зобов’язань із РПЧ для ОЕС України залежно від режиму її роботи:

{Абзац перший підпункту 25 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

в ізольованому режимі роботи ± 1000 МВт. У цьому режимі ця величина може бути загальним обсягом РПЧ та РВЧ;

у режимі синхронної роботи з ENTSO-E прийняті величини первісних зобов’язань із РПЧ для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення асамблеї ENTSO-E та оприлюднюються на офіційному вебсайті ОСП;

{Абзац третій підпункту 25 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

{Підпункт 25 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

26) визначення (зміна) характеристик і обсягів РПЧ з метою забезпечення операційної безпеки належить до повноважень ОСП. ОСП синхронної області мають право зазначити в Операційній угоді синхронної області додаткові характеристики РПЧ, необхідні для забезпечення операційної безпеки в синхронній області, з урахуванням встановленої потужності, структури і конфігурації споживання і генерації синхронної області. Ці додаткові характеристики РПЧ визначаються, зокрема, географічним розподілом генеруючих одиниць, УЗЕ, систем ПСВН або одиниць енергоспоживання тощо. Постачальник РПЧ повинен вести моніторинг активації РПЧ і забезпечити надання ОСП даних щодо активації РПЧ;

{Підпункт 26 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

27) у виняткових випадках (технічні причини, географічний розподіл генеруючих одиниць або одиниць споживання) з метою забезпечення операційної безпеки ОСП, до якого підключено РПЧ, має право виключити постачальників РПЧ з процесу регулювання;

28) управління резервами одиниці чи групи постачання РПЧ може здійснюватися тільки одним ОСП;

29) до нормованого ППЧ залучаються генеруючі одиниці типу С та D, що відповідають вимогам роботи в режимі нормованого ППЧ, встановленим підпунктом 5 пункту 2.3 глави 2 розділу III цього Кодексу, а також одиниці УЗЕ типу А2, С та D, які відповідають вимогам роботи в режимі нормованого ППЧ, встановленим підпунктом 3 пункту 6.3 глави 6 розділу III цього Кодексу. Такі генеруючі одиниці мають відповідати вимогам чинних нормативно-технічних документів щодо характеристик маневреності (ГКД 34.25.503-96 «Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги», затверджений Міністерством енергетики та електрифікації України 01 вересня 1996 року, Норми мінімально допустимих навантажень енергоблоків, Норми максимально допустимих швидкостей зміни навантаження при роботі енергоблоків 160 - 800 МВт у регулювальному діапазоні). Усі генеруючі одиниці типу C та D та УЗЕ, не виділені для нормованого ППЧ, мають брати участь у загальному ППЧ;

{Підпункт підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

30) обладнання енергоблоків АЕС та їх системи регулювання мають забезпечувати загальне первинне регулювання частоти та нормований ППЧ у заданих діапазонах без порушення діючих відповідних технологічних регламентів безпечної експлуатації енергоблоків АЕС.

{Підпункт 30 підпункту 8.4.2 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8.4.3. Вимоги до ПВЧ та РВЧ:

{Абзац перший підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

1) ПВЧ провадиться для:

підтримки частоти в допустимих межах;

підтримки балансу потужності ОЕС України/блока РЧП/синхронної області шляхом регулювання заданого з частотною корекцією сумарного зовнішнього перетоку ОЕС України/блока РЧП/синхронної області;

підтримки сальдо перетоків потужності по внутрішніх та зовнішніх зв'язках і перетинах у допустимих діапазонах;

забезпечення відновлення РПЧ.

ПВЧ реалізується за допомогою процесу автоматичного відновлення частоти та/або процесу ручного відновлення частоти;

{Підпункт 1 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

2) в ОЕС України/блока РЧП/синхронній області має безперервно здійснюватися:

{Абзац перший підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

ПВЧ в ОЕС України у режимі відокремленої роботи;

{Абзац другий підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

регулювання обмінної потужності із суміжними блоками РЧП/енергосистемами синхронної області з частотною корекцією в режимі синхронної роботи;

{Абзац третій підпункту 2 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

обмеження перетоків потужності по внутрішніх зв’язках і перетинах;

3) порядок організації ПВЧ в синхронній області має спільно встановлюватися ОСП країн, енергосистеми яких працюють синхронно;

{Підпункт 3 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

4) у результаті ПВЧ сумарний зовнішній переток ОЕС України/блока РЧП/синхронної області має підтримуватися на заданому рівні за номінальної частоти. При цьому внутрішні порушення балансу потужності ОЕС України/блока РЧП/енергосистем синхронної області мають усуватися відповідними ОСП за час, не більший 15 хвилин;

{Підпункт 4 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

5) система, що забезпечує реалізацію автоматичного відновлення частоти в ОЕС України/блоці РЧП/синхронній області не має реагувати на небаланси потужності, що виникли в сусідніх блоках РЧП/енергосистемах синхронної області. У той же час така система має не перешкоджати дії ППЧ ОЕС України/блока РЧП/синхронної області. У міру того як ПВЧ ОЕС України/блока РЧП/синхронної області, впливаючи на свої генеруючі одиниці, УЗЕ, одиниці споживання, компенсує небаланс потужності, що в ній виник, РПЧ мають відновлюватися до початкових значень;

{Підпункт 5 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 , № 1848 від 27.12.2022 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6) в ОЕС України ОСП має визначити лінії електропередачі і внутрішні та міждержавні перетини, перевантаження яких можуть призвести до порушення стійкості синхронної роботи. На цих лініях електропередачі і в перетинах має бути організоване автоматичне обмеження перетоків (АОП) або оперативне обмеження перетоків. У складі САРЧП має бути передбачено швидкодіючі АОП по цих лініях і перетинах, виконані у вигляді інтегральних регуляторів з регульованою зоною нечутливості;

7) перевантаження мають виявлятися і ліквідовуватися АОП, а за його відсутності/неефективності - оперативно за мінімальний час, але, як правило, не більше 20 хвилин у статичних режимах. Для перетинів, зазначених у підпункті 6 цього пункту, ОСП повинен визначити електростанції з розміщенням на них резерву, достатнього для запобігання (ліквідації) перевантаження;

{Підпункт 7 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

8) регулювання заданого сумарного зовнішнього перетоку з частотною корекцією має виконуватися за критерієм характеристик мережі, при цьому регульованим параметром (що підлягає зведенню до нуля) є помилка області регулювання G (АСЕ). Помилка області регулювання G обчислюється за формулою

G = DP + K ч · Df,

де

помилка регулювання перетоку, МВт;

DP = P пл - P

відхилення фактичного сумарного зовнішнього перетоку потужності P від планового значення Р пл ;

P пл

планове значення сумарного зовнішнього перетоку потужності, МВт;

Df = f - f з

відхилення фактичного значення частоти f від заданого значення f з (нормально - 50,0 Гц, а у період корекції синхронного часу - 50 ± 0,01 Гц);

K ч

заданий коефіцієнт частотної корекції, МВт/Гц;

K ч · Df

поточна частотна корекція (помилка регулювання частоти), МВт. Помилка регулювання блока РЧП/синхронної області G є позитивною в разі виникнення у блоці РЧП/синхронній області надлишку потужності, що генерується та/або відпускається в мережу.

Помилка регулювання блока РЧП/синхронної області має усуватись із заданою точністю і швидкодією;»;

{Підпункт 8 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

9) в оперативно-інформаційних комплексах ОСП має бути передбачено формування і відображення інформації про поточне значення АСЕ блока РЧП/синхронної області для здійснення оперативного регулювання заданого перетоку з частотною корекцією;

{Підпункт 9 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

10) у разі відділення ОЕС України від синхронної області на роботу в ізольованому режимі ПВЧ в ОЕС України має забезпечити перехід на астатичне регулювання частоти. У разі з'єднання ОЕС України на паралельну роботу з синхронною областю система, що забезпечує реалізацію автоматичного відновлення частоти має бути переведена в режим регулювання сумарного зовнішнього перетоку потужності блока РЧП/синхронної області з узгодженою частотною корекцією;

{Підпункт 10 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

11) для забезпечення астатичного регулювання частоти ОЕС України або її частин в ізольованому/острівному режимі роботи або сумарного зовнішнього перетоку з корекцією по частоті (зведення відхилення регульованого параметра до нуля) у блоці РЧП/синхронній області процес автоматичного відновлення частоти в ОЕС України має здійснюватися центральним, інтегральним (пропорційно-інтегральним) регулятором, установленим у диспетчерському центрі ОСП, який працює в режимі реального часу в замкнутому контурі регулювання з об’єктом;

{Підпункт 11 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

12) інформаційний обмін між центральним регулятором САРЧП і об’єктами регулювання має бути забезпечено окремою системою збору і передавання інформації (СЗПІ) для САРЧП. Не допускається використання виділених каналів і окремих елементів СЗПІ для цілей, відмінних від збору і передавання даних про режим системи передачі і керуючих дій для одиниць керування, графіків навантаження;

13) РВЧ для області регулювання ОЕС України/блока РЧП/синхронної області на завантаження і розвантаження виділених електростанцій мають створюватися і постійно підтримуватися для забезпечення цілей, зазначених у підпункті 1 цього пункту;

{Підпункт 13 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

14) величина необхідного РВЧ в області регулювання ОЕС України/блоці РЧП/синхронній області має бути достатньою для компенсації:

{Абзац перший підпункту 14 підпункту 8.4.3 пункту 8.4 глави 8 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

Про затвердження Кодексу системи передачі — частина 2