Постановление Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сфере энергетики и коммунальных услуг Украины от 14 марта 2018 года № 309
Об утверждении Кодекса системы передачи

(с изменениями и дополнениями по состоянию на 01.01.2026 г.)

Согласно законам Украины «О рынке электрической энергии» и «О Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сфере энергетики и коммунальных услуг» Национальная комиссия, осуществляющая государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Кодекс системы передачи, который прилагается.

2. Оператору системы передачи:

1) разработать и подать в НКРЕКП проекты:

порядка проверки и проведения испытаний электроустановок поставщика вспомогательных услуг - в двухмесячный срок с даты вступления в силу настоящего постановления;

положений о взаимодействии оператора системы передачи и пользователей системы передачи / распределения при диспетчерском управлении ОЭС Украины, технических требований к построению информационно-технологических систем диспетчерского управления ОЭС Украины, технических требований к построению каналов связи для обмена технологической информацией между оператором системы передачи и пользователями системы передачи / распределения - в шестимесячный срок с даты вступления в силу настоящего постановления;

порядка составления плана защиты ОЭС Украины, порядка составления плана восстановления ОЭС Украины - в девятимесячный срок с даты вступления в силу настоящего постановления;

2) в шестимесячный срок со дня вступления в силу настоящего постановления подготовить перечень нормативно-технических документов, содержащих положения (требования, нормы, показатели) отличные от положений (требований, норм, показателей) Кодекса системы передачи и обнародовать его на своем официальном сайте в сети Интернет. Эти документы должны быть пересмотрены (уточненные) в течение года с даты вступления в силу настоящего постановления;

3) в двухнедельный срок с даты вступления в силу настоящего постановления обратиться к лицензиатам, осуществляющим хозяйственную деятельность по производству электрической энергии с использованием генерирующих единиц типа C и D, в части предоставления данных о характеристиках их электроустановок для анализа выполнения ими требований раздел III Кодекса системы передачи;

4) в шестимесячный срок со дня вступления в силу этого постановления провести оценку (анализ) возможности применения требований раздел III Кодекса системы передачи в существующих генерирующих единиц типа C и D на основе полученных данных;

5) до 31 декабря 2018 подать на рассмотрение НКРЕКП результаты проведенной оценки (анализа) с соответствующими обоснованиями в части определения перечня соответствующих требований (положений) раздел III Кодекса системы передачи:

которым существующие генерирующие единицы типа C и D должны отвечать со дня вступления в силу настоящего постановления;

которым существующие генерирующие единицы типа C и D должны отвечать за обоснованный переходный период;

от выполнения которых существующие генерирующие единицы типа C и D могут быть освобождены.

3. Лицензиатам, осуществляющих хозяйственную деятельность по производству электрической энергии с использованием генерирующих единиц типа C и D в течение месяца со дня получения запроса оператора системы передачи на получение данных о характеристиках электроустановок их объектов электроэнергетики предоставить оператору системы передачи соответствующую информацию в порядке и форме, определенных оператором системы передачи.

4. Государственному предприятию, осуществляющему централизованное диспетчерское (оперативно) управление ОЭС Украины, в шестимесячный срок с даты вступления в силу этого постановления и до получения лицензии на осуществление деятельности по передаче электрической энергии привести условия действующих договоров с требованиями Кодекса системы передачи путем заключения соответствующих дополнительных соглашений.

5. Настоящее постановление вступает в силу со дня, следующего за днем его опубликования в официальном печатном издании - газете «Правительственный курьер».

Утвержден

постановлением НКРЕКП

от 14 марта 2018 года № 309

КОДЕКС
системы передачи

I. Общие положения

1. Определение основных терминов и понятий

1.1. Этот Кодекс регулирует взаимоотношения Оператора системы передачи (далее - ОСП) и пользователей системы передачи (далее - Пользователь) по планированию, развитию и эксплуатации (в том числе оперативно-технологического управления) системы передачи в составе объединенной энергетической системы (ОЭС) Украины, а также присоединения и доступа к системе передачи.

1.2. Этот Кодекс является обязательным для выполнения ОСП и в определенных этим Кодексом случаях пользователями систем распределения и всеми пользователями и применяется на недискриминационных условиях.

1.3. ОСП и Пользователи, имеющие в собственности и / или эксплуатируют электроустановки, присоединенные к системе передачи, должны создать и поддерживать в надлежащем состоянии технические и технологические системы эксплуатации своих электроустановок, а также структуру управления этими системами в соответствии с требованиями закона, иных нормативно-технических документов и требований технической документации заводов-изготовителей.

1.4. В настоящем Кодексе термины употребляются в следующих значениях:

1) аварийная ситуация-обнаруженное и возможное или уже произошедшее повреждение элемента, включающего элементы системы передачи, элементы значительных пользователей, а также элементы системы распределения, если они влияют на операционную безопасность системы передачи;

2) аварийная ситуация исключительного типа - одновременное возникновение нескольких аварийных ситуаций, вызванных общей причиной;

3) аварийное отключение-автоматическое/ручное отключение оборудования (объекта электроэнергетики) от электрической сети вследствие или для предотвращения аварийного режима работы или отключения в случае ошибочных действий персонала или устройств релейной защиты и автоматики или несанкционированного вмешательства посторонних лиц;

4) аварийная разгрузка - принудительное уменьшение величины потребляемой мощности или производимой мощности для предупреждения нарушения устойчивой работы системы передачи или недопущения развития аварийной ситуации;

5) аварийный режим работы - технологическое нарушение, при котором отклонение хотя бы одного из эксплуатационных параметров, характеризующих работу системы передачи, выходит за пределы операционной безопасности;

6) авария на объекте электроэнергетики - опасное событие техногенного (по конструктивным, производственным, технологическим, эксплуатационным причинам и т.п.) или природного происхождения, которая повлекла гибель людей или создает на объекте или территории угрозу жизни и здоровью людей и приводит к повреждению, выходу из строя или разрушению зданий, сооружений и оборудования, нарушение производственного или технологического процесса или наносит вред окружающей природной среде, приводит к недоотпуску потребителям электрической энергии на величину 10000 кВт * ч и выше;

7) автоматический РВЧ (аРВЧ) - РВЧ, который может быть активирован устройством автоматического управления;

8) агент по планированию отключений - предприятие, задачей которого является планирование статуса доступности влиятельной генерирующей единицы, УХЭ влиятельного объекта энергопотребления или влиятельного элемента сети;

9) агент по составлению графиков - предприятие или субъекты хозяйствования, ответственные за передачу графиков участников рынка ОСП или третьим сторонам (при необходимости) в определенных законодательством случаях;

10) агрегат преобразователя ПТВН - агрегат, который содержит один или более преобразовательных мостов, вместе с одним или более преобразовательных трансформаторов, реакторов, контрольно-измерительных приборов, основных защитных и коммутационных устройств и вспомогательное оборудование, если оно используется для преобразования;

11) агрегированный сальдированный внешний график-график, представляющий сальдированную совокупность всех внешних графиков ОСП и графиков внешней коммерческой торговли между двумя областями планирования или между областью планирования и группой других областей планирования;

12) анализ аварийных ситуаций - компьютерное моделирование аварийных ситуаций из перечня аварийных ситуаций, для проверки соблюдения границ операционной безопасности;

13) анализ операционной безопасности - весь спектр компьютерных, ручных и автоматических действий, выполняемых с целью оценки операционной безопасности системы передачи и определения корректирующих действий, необходимых для обеспечения операционной безопасности;

14) многостороннее соглашение о компенсации между операторами систем передачи (далее - Договор ИТС) - многостороннее соглашение, определяющее правила функционирования механизма компенсации между операторами систем передачи;

15) балансовая надежность - способность энергосистемы удовлетворять суммарный спрос потребителей на электрическую энергию нормативного качества в каждый момент времени с поддержанием необходимых объемов соответствующих резервов;

16) безопасность - отсутствие риска, связанного с возможностью причинения вреда и/или нанесения ущерба;

17) блок регулирования частоты и мощности (блок РЧП) - часть синхронной области или вся синхронная область, физически отграниченная точками измерения на межгосударственных линиях электропередачи от других блоков РЧП, состоящая из одной или более областей РЧП, которой управляет один или несколько ОСП, выполняющих обязательства по РЧП;

18) встроенная система ПТВН - система ПТВН, присоединенная в области регулирования, которая не установлена с целью присоединения единицы энергоцентра на постоянном токе во время установки, и не установлена с целью присоединения объекта энергопотребления;

19) вертикальная нагрузка-общий объем электрической энергии, которая перетекает из системы передачи к присоединенным системам распределения, потребителей, ОМСР, производителей (для обеспечения собственных потребностей Электрических станций, запитанных от сетей ОСП, а также собственных потребностей Электрических станций в случае отсутствия генерации), присоединенных к системе передачи;

20) требования по доступности РВЧ - набор требований по доступности РВЧ, которые определены ОСП блока РЧП;

21) требования по доступности РЗ - набор требований по доступности РЗ, которые определены ОСП блока РЧП;

22) вынужденное отключение - незапланированное отключение влиятельного актива по какой-либо срочной причине, находящейся вне оперативного управления оператора влиятельного актива;

23) испытания-подготовлен и внедрен по соответствующей программе Особый режим работы оборудования объектов электроэнергетики для комплексной проверки работоспособности оборудования, параметров и показателей его работы в эксплуатационных условиях, оценки воздействий оборудования и конфигурации испытываемой сети на работу ОЭС Украины и пользователей;

24) испытание электроустановок поставщика вспомогательных услуг (ПВУ) (потенциальных ПВУ) - испытание, проводимое с целью подтверждения соответствия количественных и качественных технических характеристик работы оборудования ПВУ (потенциальных ПВУ) требованиям настоящего Кодекса и других нормативно-технических документов относительно предоставления соответствующих вспомогательных услуг;

25) восходящая стратегия восстановления электроснабжения - стратегия, при которой электроснабжение части ОЭС Украины может быть восстановлено без помощи другого ОСП;

26) исходные данные для разработки технико-экономического обоснования выбора схемы присоединения электроустановки-актуальные на время обращения заказчика характеристики и загрузка элементов системы передачи (по элементам) с учетом резерва мощности по заключенным договорам о присоединении, имеющих существенное значение для определения точки/точек обеспечения мощности с учетом заказанной категорийности по надежности электроснабжения;

27) отключение электроустановки-однократное действие (технологическая операция), которое выполняется автоматическим или ручным способом штатными устройствами (выключатель, разъединитель) электрической сети или электроустановки путем разъединения соседних элементов этой сети (установки) без нарушения ее технологической целостности, направленное на обесточивание электроустановки;

28) восстановление электроснабжения - повторное подключение генерирующих мощностей и нагрузку с целью подачи электроснабжения к частям системы, которые были отключены;

29) ответственный за повторную синхронизацию - ОСП, отвечающий за повторную синхронизацию двух синхронизированных регионов и назначенный в соответствии с требованиями настоящего Кодекса;

30) ответственный за управление частотой-ОСП, отвечающий за управление частотой в системе в пределах синхронизированного региона или синхронной области для восстановления частоты системы до номинальной частоты и назначенный в соответствии с требованиями настоящего Кодекса;

31) соответствующие Операторы - ОСП и/или ОСР, к системе которого присоединены или будут присоединены генерирующая единица и/или УХЭ, объект энергопотребления, в том числе УХЭ, система распределения или система ПТВН;

32) соответствие (достаточность) генерирующих мощностей-способность энергосистемы непрерывно удовлетворять спрос на электрическую энергию, с параметрами соответствующего качества, и мощность с учетом запланированных и незапланированных отключений элементов энергосистемы;

33) соответствие (достаточность) пропускной способности системы передачи-способность системы передачи обеспечить передачу электрической энергии с параметрами соответствующего качества из узлов производства электрической энергии к узлам потребления электрической энергии;

34) отклонение частоты - разница между фактической и номинальной частотой синхронной области, которая может быть отрицательной или положительной;

35) отклонение частоты для полной активации РПЧ - нормированное значение отклонения частоты, при котором РПЧ в синхронной области полностью активируется;

36) виртуальная соединительная линия-дополнительное входное значение от регуляторов задействованных областей РЧП, имеющее тот же эффект, что и измеренное значение на межгосударственной линии электропередачи, и которая предоставляет возможность осуществлять обмен электрической энергией между соответствующими областями;

37) внутренний влиятельный актив - влиятельный актив, являющийся частью области регулирования ОСП, или влиятельный актив, находящийся в системе распределения, включая МСР, прямо или косвенно присоединенный к области регулирования ОСП;

38) внутренняя аварийная ситуация - аварийная ситуация, возникшая в области регулирования ОСП, включая межгосударственные линии электропередачи;

39) влиятельная генерирующая единица/УХЭ - генерирующая единица/УХЭ, участвующая в координации отключений, и статус доступности которой влияет на трансграничную операционную безопасность;

40) влиятельный актив - любой влиятельный объект энергопотребления, влиятельная генерирующая единица, УХЭ или влиятельный элемент сети, участвующих в координации отключений;

41) влиятельный элемент сети-любой компонент системы передачи, в том числе межгосударственной линии электропередачи или системы распределения, включая МСР, такой как одна линия, один контур, один трансформатор, один фазовращающий трансформатор или установка компенсации напряжения, участвующих в координации отключений, и статус доступности которых влияет на трансграничную операционную безопасность;

42) влиятельный объект энергопотребления - объект энергопотребления, участвующий в координации отключений, и статус доступности которого влияет на трансграничную операционную безопасность;

43) генерирующая единица - синхронная генерирующая единица или единица энергоцентра;

44) генерирующий объект-объект, который предназначен для преобразования первичной энергии в электрическую энергию и который состоит из одной или более генерирующих единиц, присоединенных к электрической сети в одной или более точках присоединения;

45) график - набор контрольных значений, выражающих величины производства/отпуска, потребления/отбора или обмена электрической энергии в течение определенного периода времени;

46) график производства/отпуска - график, представляющий собой производство электрической энергии генерирующей единицей или группой генерирующих единиц/отпуск УХЭ или группой УХЭ;

47) график внутренней коммерческой торговли - график, представляющий собой коммерческий обмен электрической энергией в пределах области планирования между разными участниками рынка;

48) график внешней коммерческой торговли - график, представляющий собой коммерческий обмен электрической энергией между участниками рынка в различных областях планирования;

49) график потребления/отбора - график, представляющий собой потребление электрической энергии объекта или группы объектов энергопотребления/отбор УХЭ или группой УХЭ;

50) график PQ - характеристика, описывающая способность к выработке реактивной мощности генерирующей единицей в рамках изменения активной мощности в точке присоединения;

51) график UQ/P_max - профиль, представляющий способность к выработке реактивной мощности генерирующей единицей или преобразовательной подстанцией ПТВН в функции изменения напряжения в точке подсоединения;

52) группа снабжения резерва-агрегация генерирующих единиц/единиц энергопотребления/УХЭ или единиц снабжения резерва, присоединенных через более чем одну точку присоединения и отвечающих требованиям к поставкам РПЧ, РВЧ, РЗ;

53) данные для оценки качества частоты - набор данных, предоставляющий возможность рассчитать критерии оценки качества частоты;

54) данные о мгновенных значениях частоты-набор данных измерения общей частоты в системе для синхронной области, с периодом измерения, равным или менее одной секунды, которые используются для оценки качества частоты в системе;

55) данные о мгновенных ОРВЧ (FRCE) - набор данных ОРВЧ (FRCE) блока РЧП, период измерения которых равен или менее 10 секунд, используемых для оценки качества частоты в системе;

56) данные о средней ОРВЧ (FRCE) - совокупность данных, состоящих из среднего значения зарегистрированной мгновенной ОРВЧ (FRCE) в области РЧП или блоке РЧП в пределах заданного измеряемого периода времени;

57) демпфирование колебаний мощности-уменьшение влияния электромеханических переходных процессов, связанных с движением роторов электрических машин, вызванных нарушением баланса между механическим моментом на валу машины и электромеханическим моментом;

58) источник мощности - генерирующие мощности, УХЭ и/или меры управления спросом, которые могут обеспечить покрытие спроса на электрическую энергию;

59) диапазон ОРВЧ (FRCE) уровня 1 - первый диапазон, используемый для оценки качества частоты в системе на уровне блока РЧП, в пределах которого необходимо удерживать ОРВЧ (FRCE) в течение определенного процента времени;

60) диапазон ОРВЧ (FRCE) уровня 2 - второй диапазон, используемый для оценки качества частоты в системе на уровне блока РЧП, в пределах которого необходимо удерживать ОРВЧ (FRCE) в течение определенного процента времени;

61) договор о присоединении к системе передачи (договор о присоединении) - письменная договоренность сторон, которая определяет содержание и регулирует правоотношения между сторонами в процессе присоединения электроустановок заказчика к системе передачи;

62) разрешение на подключение окончательный (РПО) - документ (наряд), выданный соответствующим Оператором на основании заключенного договора собственнику объекта электроэнергетики, УХЭ о предоставлении разрешения на подключение его электроустановок или их очередей строительства (пусковых комплексов) к электрическим сетям соответствующего Оператора при условии, что такие электроустановки или их очереди строительства (пусковые комплексы) соответствуют техническим условиям и требованиям настоящего Кодекса и определены соответствующими договорами;

63) разрешение на подачу напряжения (РПН) - документ (наряд), выданный соответствующим Оператором владельцу генерирующего объекта, или объекта энергопотребления, УХЭ, МСР, ОСР или владельцу системы ПТВН перед подачей напряжения в их внутреннюю сеть;

64) разрешенная (договорная) мощность отбора электрической энергии (потребления) - максимальная величина мощности, в пределах которой пользователь имеет право осуществлять отбор электрической энергии из системы передачи в любое время по каждому объекту пользователя системы в соответствии с паспортом точки передачи, приобретенная на основании выполнения Договора о присоединении, определенная согласно требованиям настоящего Кодекса на собственные нужды генерирующей установки или в результате приобретения права собственности или пользования на объект (объекты);

65) разрешенная (договорная) мощность отпуска электрической энергии (производства) - максимальная величина мощности, в пределах которой пользователь имеет право осуществлять отпуск электрической энергии в систему передачи в любое время по каждому объекту пользователя системы в соответствии с паспортом точки передачи, приобретенная на основании выполнения Договора о присоединении или в результате приобретения права собственности или пользования на объект (объекты);

66) эксплуатационные испытания - испытания, проводимые ОСП или ОСР для технического обслуживания, разработки методов эксплуатации системы и обучения, а также получение информации о работе системы передачи в ненормальных условиях системы, и испытания, проводимые значительными пользователями для аналогичных целей на их объектах;

67) эксплуатация оборудования (изделия, системы) - часть жизненного цикла оборудования, на котором реализуется, поддерживается и восстанавливается его качество и включает использование по назначению, техническое обслуживание, ремонт, транспортировку и хранение от момента его изготовления до момента вывода из эксплуатации;

68) электрическое отклонение времени - разница во времени между синхронным временем и всемирным координированным временем (UTC);

69) электронная платформа ENTSO-E для оперативного планирования (среда данных оперативного планирования ENTSO-E) - набор прикладных программ и оборудования, разработанный для хранения, обмена и управления данными, используемыми для процессов оперативного планирования между ОСП;

70) электроустановки инженерного (внешнего) обеспечения - электрические сети (объекты), построенные, реконструированные или технически переоснащенные от точки обеспечения мощности к точке присоединения объекта Заказчика;

71) элемент системы передачи - любая составляющая системы передачи;

72) энергетическая безопасность - состояние электроэнергетики, гарантирующее технически и экономически безопасное удовлетворение текущих и перспективных потребностей потребителей в энергии в необходимом объеме и надлежащего качества в обычных условиях, а также во время действия чрезвычайных ситуаций внутреннего или внешнего характера;

73) эталонный инцидент - максимальное положительное или отрицательное отклонение мощности, возникающее мгновенно между производством и потреблением в синхронной области, учитываемое при определении параметров РПЧ;

74) живучесть энергосистемы - способность энергосистемы сохранять ограниченную работоспособность в аварийных ситуациях, противостоять аварийным ситуациям исключительного типа и обеспечивать их ликвидацию и возобновление энергоснабжения потребителей;

75) общая модель сети - широкий набор данных, согласованный в соответствии с требованиями нормативных актов ЕС и распространенный на ОСП государств-сторон Энергетического Сообщества;

76) Заказчик - физическое лицо, в том числе физическое лицо - предприниматель, или юридическое лицо, письменно уведомившее ОСП о намерении присоединить к системе передачи построенные, реконструированные или технически переоснащенные электроустановки, предназначенные для производства, или преобразования или распределения, или потребление электрической энергии, или хранения энергии;

77) заказчик услуги по присоединению индустриального парка - инициатор создания индустриального парка или управляющая компания, которые намерены заключить договор о присоединении с ОСР или ОСП;

78) заказчик услуги по присоединению МСР - юридическое лицо, которое намерено заключить с ОСР или ОСП договор о присоединении и осуществить строительство электрических сетей, которые по критериям будут отвечать законодательству Украины;

79) задержка активации аРВЧ - период времени между заданием нового значения уставки регулятором восстановления частоты и началом физического предоставления аРВЧ;

80) обычная аварийная ситуация - возникновение аварийной ситуации в одном элементе энергосистемы (энергоузле);

81) изменение технических параметров - увеличение величины разрешенной к использованию мощности электроустановки вследствие реконструкции или технического перевооружения объекта, увеличение величины разрешенной к отпуску в сеть электрической мощности активным потребителем по механизму самопроизводства (кроме бытового потребителя и малого небытового потребителя), включая генерирующие разрешенной (договорной) мощности электроустановок такого потребителя, предназначенных для потребления электрической энергии, повышения уровня надежности электрообеспечения электроустановки, изменение назначения (типа) электроустановок (потребление/производство электрической энергии или хранения энергии), изменение уровня напряжения и/или изменение схемы питания электроустановки Заказчика, осуществляемого по его инициативе;

82) значительный пользователь - пользователь системы передачи/распределения, в собственности которого имеются существующие и новые генерирующие объекты, объекты энергопотребления, УЗЭ, МСР, имеющие значительное влияние на систему передачи с учетом безопасности поставки электрической энергии, в том числе предоставления ГП, и находящихся в оперативном подчинении ОСП;

83) обязательства по РПЧ - часть от общего объема РПЧ, которая должна обеспечиваться ОСП;

84) внешний график ОСП - график, представляющий собой обмен электрической энергией между ОСП в различных областях планирования;

85) внешняя аварийная ситуация - аварийная ситуация, возникшая вне области регулирования ОСП, исключая межгосударственные линии электропередачи, и которая оказывает существенное влияние на область регулирования ОСП;

86) встречная торговля - обмен электрической энергией между двумя торговыми зонами, инициированный ОСП и ОСП синхронной области с целью урегулирования физической перегрузки;

87) изолированный (островной) режим работы - независимая работа всей или части энергосистемы, изолированные вследствие отсоединения от объединенной энергосистемы и имеющие по крайней мере одну генерирующую единицу, УЗЭ или систему ПСВН, которая выдает мощность в электрическую сеть этой энергосистемы и регулирует частоту и напряжение;

88) индивидуальная модель сети - математическая модель энергосистемы, содержащая набор данных, характеризующий энергетическую систему (производство/отпуск, нагрузку/отбор и топологию сети) и соответствующие правила изменения таких характеристик при расчете пропускной способности, подготовленном ответственным ОСП в установленном формате для объединения с компонентами других индивидуальных моделей сети;

89) интервал, близкий к реальному времени - период времени продолжительностью не более 15 минут между последним закрытием ворот на внутрисуточном рынке и реальным временем;

90) коэффициент мощности - отношение абсолютного значения активной мощности к полной мощности;

91) контрольное измерение - система мер, обеспечивающая одновременное (во повременном измерении) получения показов активной и реактивной мощности отдельных Пользователей, мощности в отдельных узлах системы передачи данных и уровней напряжения в контрольных точках, как и других данных по схеме электрообеспечения Пользователей и режима работы оборудования;

92) контроль синхронного времени - процесс контроля времени, при котором осуществляется корректировка электрического отклонения времени между синхронным временем и всемирным координированным временем UTC до нуля;

93) концентрированная энергосистема - энергосистема, в пределах которой принимается предположение об отсутствии ограничений по возможности передачи по ЛЭП электрической энергии потребителям;

94) корректирующее действие - любое мероприятие, принятое ОСП, вручную или автоматически с целью поддержания операционной безопасности, в том числе для выполнения критерия N-1;

95) пользователь системы передачи (Пользователь) - физическое лицо, в том числе физическое лицо - предприниматель, или юридическое лицо, которое отпускает или принимает электрическую энергию в/из системы передачи, в том числе осуществляет хранение энергии, или использует систему передачи для передачи электрической энергии;

96) страна ИТС механизма - государство, ОСП которого присоединился к Договору ИТС;

97) страна периметра - смежное государство, к/из системы передачи которой осуществляется переток электрической энергии из/в систему передачи Украины, и ОСП (или предприятие, выполняющее функции ОСП) которой не присоединился к Договору ИТС;

98) критерии оценки качества частоты - комплекс расчетов с использованием измерений частоты в системе, позволяющий оценить качество частоты в системе по сравнению с целевыми параметрами качества частоты;

99) критерий ожидаемой потери нагрузки (LOLE) - ожидаемое (вероятное) количество часов, в течение которых имеющиеся источники мощности недостаточны для покрытия спроса на электрическую энергию, в результате чего в области регулирования в соответствующий период времени образуется положительное значение ENS;

100) критерий ожидаемой недопоставленной электрической энергии (EENS) - ожидаемая величина ENS (МВт·ч);

101) критерий N-1 - правило, согласно которому элементы, остающиеся в работе в области регулирования ОСП после наступления аварийной ситуации по перечню аварийных ситуаций, должны быть способны адаптироваться к новому рабочему режиму, не превышая границы операционной безопасности;

102) критическая инфраструктура ОСП - совокупность объектов инфраструктуры ОСП, включая систему передачи или ее часть, входящих в состав ОЭС Украины, и необходимы для обеспечения жизненно важных для общества функций, безопасности и благосостояния населения, выведение из строя или разрушение которых может оказать существенное влияние на национальную безопасность и значительный финансовый ущерб и человеческие жертвы, отнесенные к критической инфраструктуре в порядке, определенном законодательством;

103) критическое время устранения повреждения - максимальная продолжительность времени, в течение которого система передачи может обеспечивать стабильную работу в случае возникновения повреждения;

104) K-фактор для области РЧП / блока РЧП - значение, выраженное в МВт/Гц, максимально близкое или большее относительно суммы значений автоматического регулирования производства, саморегулирования нагрузки, и вклада в РПЧ до максимального установившегося отклонения частоты;

105) лавинообразное падение напряжения (в энергосистеме) - стремительное снижение напряжения вследствие нарушения статической устойчивости энергосистемы и роста дефицита реактивной мощности;

106) локальное состояние - возникновение предаварийного режима, аварийного режима или режима системной аварии без риска распространения последствий за пределы области регулирования, включая межгосударственные линии электропередачи, подключенные к этой области регулирования;

107) максимальная мощность отбора УЗЭ (P _max.отб. ) - максимальная долговременная активная мощность, с которой УЗЕ технически способна осуществлять отбор электрической энергии;

108) максимальная мощность отпуска УЗЭ (P _max.вп. ) - максимальная длительная активная мощность, с которой УЗЭ технически способна осуществлять отпуск электрической энергии;

109) максимальная мощность генерирующей единицы (максимальный технический уровень мощности генерирующей единицы, Pmax) - максимальная активная мощность, которую непрерывно может производить генерирующая единица за вычетом мощности, расходуемой исключительно на обеспечение работы этой генерирующей единицы;

110) максимальная пропускная способность ПСВН по активной мощности (P _max ) - максимальная непрерывная активная мощность, которой система ПСВН может обмениваться с сетью в каждой точке присоединения по согласованию между соответствующим Оператором и владельцем системы ПСВН;

111) максимальное мгновенное отклонение частоты - максимальная ожидаемая абсолютная величина мгновенного значения отклонения частоты после возникновения небаланса, равного или меньшего чем эталонный инцидент, в случае превышения которой активируются противоаварийные меры;

112) максимальное установившееся отклонение частоты - максимальное ожидаемое отклонение частоты после возникновения небаланса, равного или меньшего чем эталонный инцидент, при котором частота системы должна быть стабилизирована;

113) максимальный ток системы ПСВН - самый высокий фазный ток, связанный с рабочей точкой внутри графика UQ/P _max преобразовательной подстанции ПСВН в условиях максимальной пропускной способности ПСВН по активной мощности;

114) предел балансовой принадлежности - это линия имущественного разделения электрических сетей между юридическими сторонами, обозначенная на схеме электрических сетей и зафиксированная совместным актом разграничения балансовой принадлежности (хозяйственного ведения) и/или эксплуатационной ответственности между сторонами;

115) пределы операционной безопасности - предельные пределы безопасной работы электрической сети системы передачи, к которым отнесены пределы термической устойчивости, пределы напряжения, пределы тока короткого замыкания, пределы частоты, пределы динамической устойчивости;

116) пределы устойчивости - допустимые пределы для работы системы передачи, при которых соблюдаются пределы стабильности напряжения, устойчивости угла выбега ротора и стабильности частоты;

117) мертвая зона частотной характеристики - интервал, используемый намеренно, чтобы сделать регулировку частоты нечувствительной;

118) механизм компенсации между операторами систем передачи (далее - ИТС механизм) - механизм компенсации затрат, понесенных сторонами ИТС механизма вследствие принятия (передачи) межгосударственных (трансграничных) перетоков электрической энергии национальными системами передачи, функционирование которого обеспечивается ENTSO-E на основании Договора ИТС;

119) мгновенное отклонение частоты - набор измерения общих отклонений частоты системы для синхронной области, с периодом измерения, равным или менее одной секунды, используемых для оценки качества частоты в системе;

120) минимальная мощность отбора УЗЭ (P _min.отб. ) - минимальная долговременная активная мощность, с которой УЗЕ технически способна осуществлять отбор электрической энергии;

121) минимальная мощность отпуска УЗЭ (P _min.вп. ) - минимальная долговременная активная мощность, с которой УЗЕ технически способна осуществлять отпуск электрической энергии;

122) минимальная пропускная способность ПСВН по активной мощности (P _min ) - минимальная непрерывная активная мощность, которой система ПСВН может обмениваться с сетью в каждой точке присоединения по согласованию между соответствующим Оператором и владельцем системы ПСВН;

123) минимальный уровень регулирования - минимальная активная мощность, указанная в договоре о присоединении или определенная по согласованию между соответствующим Оператором и владельцем генерирующего объекта, к которой генерирующая единица и/или УЗЭ может регулировать активную мощность;

124) минимальный технический уровень мощности генерирующей единицы (P _min ) - минимальная активная мощность, на которой способна стабильно работать генерирующая единица без ограничения во времени;

125) чрезвычайные меры - технические и/или организационные меры, применяемые для ликвидации чрезвычайной ситуации в ОЭС Украины, путем принудительного уменьшения величины потребляемой электрической энергии и/или мощности или отключения пользователей системы передачи/распределения;

126) надежность - свойство объекта сохранять во времени и в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять необходимые функции в заданных режимах и условиях эксплуатации, технического обслуживания, хранения и транспортировки;

127) небаланс блока РЧП - сумма ПРВЧ (FRCE), активации РВЧ и активации РЗ в блоке РЧП, а также обмена мощностью для неттинга небалансов мощности, обмена мощностью для восстановления частоты и обмена мощностью РЗ этого блока РЧП с другими блоками РЧП;

128) недопоставленная электрическая энергия (ENS) - объем спроса на электрическую энергию (МВт·ч), не обеспеченный имеющимися источниками мощности в области регулирования в соответствующем периоде времени;

129) непредвиденная (или не учтеная) аварийная ситуация (out-of-range) - одновременное возникновение нескольких аварийных ситуаций без общей причины или отключения генерирующих единиц с общей потерей генерирующей мощности, объем которой превышает величину эталонного инцидента;

130) несовместимость планирования отключений - состояние, при котором комбинация статуса доступности одного или нескольких влиятельных элементов сети, влиятельных генерирующих единиц, УЗЭ и/или влиятельных объектов энергопотребления и наилучшей оценки прогнозируемой ситуации в электросети приводит к нарушению границ операционной безопасности, с учетом корректирующих действий без затрат со стороны ОСП;

131) нетто нагрузки - мгновенное или усредненное (по любому определенному интервалу времени) значение активной мощности, наблюдаемое в определенной точке системы, рассчитанное как разница между нагрузкой и генерацией (обычно выражается в киловаттах (кВт) или мегаваттах (МВт);

132) нетто-позиция области по переменному току - сальдированная совокупность всех внешних графиков по переменному току в соответствующей области;

133) нечувствительность частотной характеристики - присущая особенность системы регулирования, определенная как минимальная величина изменения частоты или входного сигнала, приводящая к изменению выходной мощности или выходного сигнала;

134) нисходящая стратегия восстановления электроснабжения - стратегия, предусматривающая помощь другого ОСП, чтобы возобновить питание частей системы передачи;

135) номинальная (установленная) мощность УЗЭ (P _nom ) - максимальная долговременная активная мощность, указанная заводом-производителем в технической документации, с которой УЗЕ технически способна осуществлять отпуск или отбор электрической энергии и определяется по наименьшему показателю между мощностью оборудования для отбора и отпуска электрической энергии технической документации;

136) нормальный режим работы - режим, когда система находится в пределах операционной безопасности в ситуации № и после возникновения ситуации, приведенной в перечне аварийных ситуаций, учитывая последствия имеющихся корректирующих действий;

137) объекты диспетчеризации - оборудование электроустановок объектов электроэнергетики, УЗЭ или объектов энергопотребления, в том числе устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗ и ПА), элементы системы автоматического регулирования частоты и мощности, автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ), средства диспетчерского и ТУ диспетчерского персонала;

138) объект энергопотребления - объект, предназначенный для потребления электрической энергии и присоединенный в одной или более точках присоединения к системе передачи или системе распределения (кроме систем распределения и/или источников питания собственных потребностей генерирующей единицы);

139) область мониторинга - часть синхронной области или вся синхронная область, физически отделенная точками измерения на межгосударственных сечениях от других областей мониторинга, которой управляет один или несколько ОСП, выполняющих обязательства области мониторинга;

140) область планирования - область, в пределах которой применяются обязанности ОСП по планированию в связи с операционными или организационными потребностями;

141) область регулирования - неотъемлемая часть объединенной энергосистемы, управляющей единым ОСП и включающим присоединенные нагрузки и/или источники генерации электрической энергии при их наличии;

142) область регулирования частоты и мощности (область РЧП) - часть синхронной области или вся синхронная область, физически отграниченная точками измерения на межгосударственных линиях электропередачи от других областей РЧП, которой управляет один или несколько ОСП, выполняющих обязательства по РЧП;

143) область наблюдения - собственная система передачи ОСП, соответствующие части систем распределения и систем передачи смежных ОСП, в которых ОСП осуществляет мониторинг и моделирование в режиме реального времени для поддержания операционной безопасности в области регулирования, включая межгосударственные пересечения;

144) ограниченная по энергоемкости УЗЭ - УЗЭ, обеспечивающая полный объем РПЧ в случае полной непрерывной активации в течение 2 часов в положительном или отрицательном направлении, что приведет к ограничению ее способности обеспечить полную активацию РПЧ из-за истощения ее энергоемкости с учетом исходного состояния использования энергоемкости;

145) ограниченное разрешение на подключение (ОДП) - документ (наряд), выданный соответствующим Оператором на основании заключенных договоров владельцу объекта электроэнергетики, УЗЭ, электроустановки или очереди строительства (пусковые комплексы) которого/которой ранее достигли статуса ГПО, но на настоящее время утратили функциональность и не отвечают отдельным требованиям соблюдение соответствующих технических условий и требований Кодекса и определенных соответствующими договорами;

146) ограничение - ситуация, при которой возникает необходимость в подготовке и применении корректирующего действия в целях соблюдения границ операционной безопасности;

147) обмен мощностью для восстановления частоты - мощность, которой обмениваются между областями РЧП в рамках процесса трансграничной активации РВЧ;

148) обмен мощностью для неттинга небалансов мощности - взаимообмен мощностью между областями РЧП в пределах процесса неттинга небалансов мощности;

149) обмен мощностью РЗ - мощность, которой обмениваются между областями РЧП в процессе трансграничной активации РЗ;

150) обмен резервами - возможность доступа ОСП к резерву мощности, подключенного к другой области / блоку регулирования или синхронной области, для выполнения своих требований по резерву, вытекающим из его собственного процесса расчета РПЧ, РВЧ или резерва замещения, когда резерв мощности является обязательством исключительно этого ОСП, и не учитываются другими ОСП для выполнения их требований из резерва;

151) единица энергоцентра - электроустановка, предназначенная для производства электрической энергии, или совокупность таких электроустановок, которые либо несинхронно подсоединены к электрической сети, либо подсоединены через силовую электронику, и имеют единую точку присоединения к системе передачи, системы распределения, включая МСР, или системы ПСВН;

152) единица поставки резерва - отдельная генерирующая единица / единица энергопотребления / УЗЭ или их агрегация, которая присоединена(-на) через единую точку присоединения и отвечает(-ют) требованиям к поставке РПЧ, РВЧ, РЗ;

153) оперативная команда - команда оперативного персонала внутри своих полномочий по выполнению конкретных действий по управлению технологическими режимами работы ОЭС Украины и/или изменения оперативного состояния объектов диспетчеризации;

154) оперативное ведение - категория диспетчерского управления объектом диспетчеризации, как и настройка устройств РЗ и ПА, АСДУ, ЗДТУ, когда проведение технологических операций по изменению его и режима работы осуществляется с разрешения оперативного работника соответствующего уровня, в оперативном ведении которого находится этот объект диспетчеризации;

155) оперативное подчинение - оперативное управление или оперативное ведение;

156) оперативное распоряжение - письменное распоряжение руководителя любого уровня организационной структуры диспетчерского (оперативно-технологического) управления ОЭС Украины, предоставленное с целью обеспечения операционной безопасности относительно изменения режимов работы ОЭС Украины и оперативного состояния объектов диспетчеризации или внесения изменений в оперативную документацию;

157) оперативное управление - категория диспетчерского управления объектом диспетчеризации, когда проведение технологических операций по изменению его состояния и режима работы осуществляется непосредственно оперативным персоналом, в оперативном управлении которого находится этот объект диспетчеризации, или его оперативными командами и распоряжениями подчиненным персоналом и требует координации действий подчиненного;

158) оперативно-технологическое управление ОЭС Украины - построена по иерархической структуре система контроля параметров и режимов работы энергосистемы в целом и оборудования каждого входящего в ее состав энергетического объекта в процессе производства, передачи, распределения электрической энергии и хранения энергии с целью управления этими процессами для поддержания заданных параметров и режимов работы путем реализации комплекса действий энергообъектов, состоящий из принятия решения, подготовки и предоставления оперативных команд и распоряжений и контроля над их выполнением;

159) операционное соглашение блока регулирования частоты и мощности (РЧП)/синхронной области - многостороннее соглашение между всеми ОСП блока РЧП/синхронной области, если блоком РЧП/энергосистемами синхронной области управляет более чем один ОСП (если блоком РЧП управляет один ОСП, операционное соглашение означает операционную методику блока;

160) орган по оценке соответствия требованиям Кодекса системы передачи (орган по оценке соответствия) - предприятие, учреждение, организация или их структурное подразделение, осуществляющее деятельность по проверке соответствия электроустановок пользователей системы передачи/распределения требованиям настоящего Кодекса, в том числе путем проведения соответствующих испытаний;

161) ОСП, обеспечивающий услугу по регулированию - ОСП, инициирующий активацию своей резервной мощности для другого ОСП, получающего услугу по регулированию в рамках соглашения о совместном использовании резервов;

162) ОСП, предоставляющий команды по резервам - ОСП, отвечающий за выдачу команды по активации РВЧ и/или РЗ единицей снабжения резерва или группой снабжения резерва;

163) ОСП, получающая услугу по регулированию - ОСП, рассчитывающую резервную мощность, с учетом ее доступности со стороны другого ОСП, обеспечивающего услугу по регулированию в рамках соглашения о совместном использовании резервов;

164) ОСП, присоединяющий резерв - ОСП, отвечающая за область мониторинга, к которой присоединена единица снабжения резерва или группа снабжения резерва;

165) ОСП, принимающий резерв - ОСП, задействованный в процессе обмена резервами с другим ОСП, присоединяющим резерв, и/или единицей снабжения резерва или группой снабжения резерва, присоединенными к другой области мониторинга или области РЧП;

166) ОСР, присоединяющий резерв - ОСР, отвечающая за систему распределения, к которой присоединена единица снабжения резерва или группа снабжения резерва, обеспечивающих резерв для ОСП;

167) основной производитель - производитель электрической энергии, технологические сети внутреннего электроснабжения которого присоединены непосредственно к электрическим сетям ОСП и используются для транспортировки электрической энергии в (с) электроустановки субпроизводителя;

168) оценка соответствия (достаточности) генерирующих мощностей - определение возможности выполнения требований по балансовой надежности ОЭС Украины при заданных источниках мощности или при их формировании с учетом пропускной способности электрических сетей и возможности их развития;

169) оценка динамической устойчивости - оценка операционной безопасности с точки зрения динамической устойчивости;

170) параметр определения качества частоты - основные переменные величины частоты в системе, определяющие принципы качества частоты;

171) проверка ПДП (потенциального ПДП) - процесс подтверждения соответствия ПДП (потенциального ПДП) и его электроустановок техническим и организационным требованиям настоящего Кодекса и других нормативных документов в части способности к предоставлению вспомогательных услуг;

172) предаварийный режим - режим, когда система находится в пределах операционной безопасности, но была обнаружена аварийная ситуация по перечню аварийных ситуаций, в случае распространения которой имеющихся корректирующих мер недостаточно для сохранения нормального режима;

173) передиспетчеризация - мера, в частности ограничение, инициированное оператором системы передачи и/или операторами системы передачи синхронной области, и/или операторами системы распределения путем изменения графика производства и/или графика потребления с целью изменения величин физических перетоков электрической энергии в системе передачи и/или системе распределения и уменьшения физической перегрузки или иным образом обеспечения операций

174) перечень аварийных ситуаций - аварийные ситуации для моделирования с целью проверки соблюдения границ операционной безопасности;

175) преобразовательная подстанция ПСВН - часть системы ПСВН, состоящая из одного или нескольких агрегатов преобразователя ПСВН, установленных в одном месте вместе со зданиями, реакторами, фильтрами, устройствами реактивной мощности, контрольным, мониторинговым, защитным, измерительным и вспомогательным оборудованием;

176) сечение (в электрической сети) - совокупность нескольких сетевых элементов внутрисистемных или межсистемных линий электропередачи, выключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на части и/или обособления ОЭС Украины от других энергосистем;

177) переходные допустимые перегрузки - временные перегрузки элементов системы передачи, разрешаемые в течение ограниченного периода времени и не вызывающие физического повреждения элементов системы передачи и оборудования, пока не превышается определенная длительность и пороговые значения;

178) период смены мощности - период времени, определяемый фиксированной начальной точкой и продолжительностью времени, в течение которого вход и/или выход активной мощности будет увеличен или уменьшен;

179) подключение - выполнение комплекса организационно-технических мероприятий по первичной подаче напряжения на электроустановку Заказчика согласно проектной схеме;

180) подтверждение квалификации - процедура определения соответствия профессиональных знаний, умений и навыков работников установленным законодательством требованиям и должностным обязанностям, проведение оценки их профессионального уровня путем аттестации;

181) план восстановления - итоговый свод всех технических и организационных мер, которые должны быть приняты для восстановления системы в нормальный режим;

182) план доступности - совокупность всех запланированных статусов доступности влиятельного актива в течение определенного периода времени;

183) план обеспечения безопасности - план, содержащий оценку риска для критических активов ОСП по сценариям возникновения основных физических и кибернетических угроз, с оценкой потенциального воздействия;

184) план защиты энергосистемы - итоговый свод всех технических и организационных мер, предпринимаемых для предотвращения распространения или обострения технологических нарушений в энергосистеме, во избежание перехода системы передачи в широкомасштабное состояние и режим системной аварии;

185) полная энергоемкость УЗЭ - количество электроэнергии, которую УЗЭ может отпустить в сеть со времени, когда она находится в состоянии полного заряда, до состояния полного разряда;

186) повторная синхронизация - синхронизация и повторное соединение двух синхронизированных регионов в точке повторной синхронизации;

187) показатели операционной безопасности - показатели, используемые ОСП для мониторинга операционной безопасности с точки зрения режима системы, а также повреждений и возмущений, влияющих на операционную безопасность;

188) ошибка области регулирования (АСЕ) - сумма ошибки регулирования мощностью ( D P), являющейся разницей в реальном времени между измеренной фактической (P) и плановой (Рпл) величинами обмена мощности конкретной области РЧП или блока РЧП, и ошибки регулирования частоты (К· D f), являющейся произведением K-фактора области РЧП или блока РЧП, где ошибка области регулирования равна DP +K· Df;

189) ошибка регулирования восстановления частоты (ПРВЧ) - ошибка регулирования для ПВЧ, которая тождественна ошибке ACE в области РЧП или отклонению частоты, где область РЧП географически совпадает с синхронной областью;

190) спрос на электрическую энергию - суммарное потребление электрической энергии ОЭС Украины в каждый момент времени (с учетом технологических затрат электрической энергии в электрической сети);

191) порог воздействия аварийной ситуации - предельное числовое значение, относительно которого проверяются факторы воздействия, а возникновение аварийной ситуации за пределами области регулирования ОСП, с фактором воздействия выше порога влияния аварийной ситуации, считается имеющим значительное влияние на область регулирования ОСП, включая межгосударственные линии электропередачи;

192) поставщик услуг по восстановлению - физическое лицо - предприниматель, или юридическое лицо, которое в соответствии с нормативно-правовыми актами или договором обязано предоставлять услугу по восстановлению, что способствует выполнению одного или нескольких мер плана восстановления, если предоставление таких услуг предусмотрено планом восстановления;

193) поставщик услуг по защите - физическое лицо - предприниматель, или юридическое лицо, которое в соответствии с нормативно-правовыми актами или договором обязано предоставлять услугу по защите, способствующую выполнению одного или нескольких мер плана защиты энергосистемы, если предоставление таких услуг предусмотрено планом защиты энергосистемы;

194) поставщик резерва - участник рынка, который получил статус ПДП, который в соответствии с нормативно-правовыми актами или договором обязан поставлять РПЧ, РВЧ или РЗ с использованием по меньшей мере одной единицы поставки резерва или группы поставки резерва;

195) мощность, заказанная к присоединению - мощность в точке присоединения, заявленная Заказчиком исходя из его потребностей, которая обеспечивается согласно договору присоединения;

196) первоначальные обязательства РПЧ - объем РПЧ, распределенный для ОСП на основе принципа совместного использования резервов;

197) повреждения - все виды коротких замыканий (одно-, двух- и трехфазные, с замыканием на землю и без него), обрыв провода, разрыв контура или прерывистое соединение, приводящие к постоянной недоступности поврежденного элемента системы передачи;

198) правила определения объема РЗ - подробное описание (детализация) процесса определения объема РЗ блока РЧП;

199) правила расчета объема РВЧ - подробное описание (детализация) процесса определения объемов РВЧ блока РЧП;

200) присоединение электроустановки к системе передачи - услуга, предоставляемая ОСП на основании договора о присоединении, по созданию Пользователю/Заказчику технической возможности для надежной передачи и/или принятия его электроустановками в месте присоединения мощности и электрической энергии необходимого объема и качества;

201) причастный ОСП - ОСП, для которого информация об обмене резервами и/или совместном использовании резервов, и/или процессе неттинга небалансов мощности, и/или процесс трансграничной активации необходимы для анализа и поддержания операционной безопасности;

202) программа регулирования - последовательность заданных значений для сальдированного обмена мощности в области РЧП или в блоке РЧП через межгосударственные линии электропередачи переменного тока;

203) пропускная способность - физическая величина объема электрической энергии с параметрами соответствующего качества и мощности, которую можно передать через соответствующее сечение (внутреннее или межгосударственное) электрической сети ОЭС Украины в соответствующем направлении и в соответствующий период времени при обеспечении безопасного и надежного функционирования энергосистемы;

204) противоаварийные меры - технические и/или организационные действия по предотвращению возникновения и развития технологических нарушений, минимизации негативных последствий от них и их вредного воздействия на людей и окружающую среду;

205) процесс восстановления частоты - процесс, который направлен на восстановление частоты до номинального значения, а для синхронных областей, состоящих из нескольких областей РЧП - процесс, направленный на восстановление баланса мощности до запланированной величины;

206) процесс замещения резервов - процесс, направленный на восстановление активированных РВЧ;

207) процесс применения критериев - процесс, направленный на вычисление целевых параметров для синхронной области, блока РЧП и области РЧП на основе данных, полученных в процессе сбора и передачи данных;

208) процесс сбора и передачи данных - процесс, направленный на сбор/передачу данных, необходимых для соблюдения критериев оценки качества частоты;

209) процесс неттинга небалансов мощности - согласованный между ОСП процесс, позволяющий избежать одновременной активации РВЧ в противоположных направлениях, учитывая соответствующие ошибки регулирования восстановления частоты и активированный РВЧ, путем корректировки входных данных ПВЧ;

210) процесс поддержания частоты - процесс, который направлен на стабилизацию частоты в системе путем компенсации небалансов посредством соответствующих резервов;

211) процесс сочетания частоты - процесс, согласованный между каждым ОСП двух синхронных областей, что позволяет связать (объединить) активацию РПЧ путем адаптации потоков ПСВН между синхронными областями;

212) процесс трансграничной активации РВЧ - процесс, согласованный между ОСП, участвующими в процессе, разрешающий активацию РВЧ, подключенных в другой области РЧП путем соответствующей корректировки входного значения контроллера (LFC input) ПВЧ;

213) процесс трансграничной активации РЗ - процесс, согласованный между ОСП, участвующими в процессе, разрешающим активацию РЗ, подключенных в другой области РЧП путем соответствующей корректировки входного значения контроллера (LFC input) ПЗР;

214) региональный координационный центр (РКЦ) - международная организация, оказывающая услуги операторам систем передачи, связанные, в частности, с поддержанием операционной безопасности их систем передачи;

215) регион координации отключений - сочетание областей регулирования, для которых ОСП определяет процедуры мониторинга и, при необходимости, координации статуса доступности влиятельных активов во всех временных промежутках;

216) регулирование активной мощности за счет управления спросом - изменение активной мощности потребления объекта энергопотребления и/или мощности отбора УЗЭ, доступного для управления ОСП;

217) регулировка напряжения - ручная или автоматическая регулировка в узле генерации, на концевых узлах линий электропередачи переменного тока или систем ПСВН, на трансформаторах или на других устройствах, предназначенных для поддержания заданного уровня напряжения или заданного значения реактивной мощности;

218) регулирование реактивной мощности за счет управления спросом - изменение реактивной мощности объекта энергопотребления, изменение режима работы УЗЭ или использование устройств компенсации реактивной мощности на объекте энергопотребления, изменение режима работы УЗЭ системы распределения, доступные для управления ОСП;

219) регулирование частоты - способность генерирующей единицы, УЗЭ или системы ПСВН к регулированию своей выходной активной мощности в ответ на измеренное отклонение частоты в энергосистеме от уставки с целью поддержания стабильной частоты в энергосистеме;

220) режим восстановления - состояние системы, в котором целью всех мер в системе передачи является восстановление работы системы и поддержание операционной безопасности после режима системной аварии или аварийного режима;

221) режим с ограниченной чувствительностью к частоте - пониженная частота (LFSM-U) - рабочий режим генерирующей единицы, УЗЭ или высоковольтной системы ПСВН, который приводит к увеличению выходной активной мощности в ответ на изменение частоты в энергосистеме ниже определенного значения, отличающегося от номинального значения;

222) режим с ограниченной чувствительностью к частоте - повышенная частота (LFSM-O) - рабочий режим генерирующей единицы, УЗЭ или системы ПСВН, который приводит к уменьшению выходной активной мощности в ответ на изменение частоты в энергосистеме выше определенного значения, отличающегося от номинального значения;

223) режим нормированного УПЧ (частотно-чувствительный режим) (FSM) - рабочий режим генерирующей единицы, УЗЭ или системы ПСВН, по которому выходная активная мощность изменяется или изменяется режим работы УЗЭ в ответ на отклонение частоты от номинального значения в энергосистеме таким образом, что это помогает восстановлению частоты до цели;

224) режим синхронного компенсатора - работа генератора переменного тока без первичного двигателя с целью регулирования напряжения динамической выработкой или поглощением реактивной мощности;

225) режим системы - рабочий режим системы передачи по отношению к границам операционной безопасности, который может быть нормальным, предаварийным, аварийным, системной аварии, а также восстановление;

226) режим системной аварии - состояние системы, при котором прекращается работа части или всей системы передачи;

227) резерв активной мощности - резервы балансировки, доступные для поддержания частоты;

228) резерв восстановления частоты - резервы активной мощности, имеющиеся для восстановления частоты системы до номинальной частоты и для синхронной области, состоящей более чем из одной области регулирования, для восстановления баланса мощности до плановых объемов;

229) резерв замещения - резервы активной мощности, имеющиеся для восстановления или поддержания должного уровня РВЧ, для готовности к дополнительному небалансу системы, включая оперативные резервы;

230) резерв поддержания частоты - резервы активной мощности, имеющиеся для регулирования частоты после возникновения небаланса;

231) резерв мощности (пропускной способности) электрических сетей (резерв мощности линии электропередачи, трансформатора и т.п.) - разница между мощностью, передачу которой могут обеспечить элементы электрической сети в соответствующем месте и в соответствующий период времени, и наибольшей величиной мощности, используемой в этот период времени, с учетом разрешенной мощности других Пользователей и мощности;

232) резерв реактивной мощности - реактивная мощность, которая доступна для поддержания напряжения;

233) резервная мощность - объем РПЧ, РВЧ или РЗ, который должен быть доступен для ОСП;

234) год вперед - год, предшествующий календарному году операционной деятельности;

235) работа на собственные нужды - режим работы, обеспечивающий продолжение питания нагрузки собственных потребностей генерирующего объекта в случае технологических нарушений в работе электрической сети, которые заканчиваются отключением генерирующих единиц от сети и переключением на свои собственные потребности;

236) работоспособность - состояние электроустановки (оборудования электроустановки), при котором она способна выполнять заданную функцию с параметрами, установленными требованиями технической документации;

237) расчетный инцидент - наибольший ожидаемый мгновенный небаланс активной мощности в пределах блока регулирования РЧП как в положительном, так и в отрицательном направлении;

238) расчетный небаланс - наибольший мгновенный ожидаемый небаланс активной мощности в пределах блока регулирования как в положительном, так и в отрицательном направлении;

239) сертификат соответствия - документ, выданный органом по оценке соответствия требованиям настоящего Кодекса для оборудования, используемого генерирующей единицей, УЗЭ, электроустановкой потребителя, распределительной электрической сетью, объектом энергопотребления или системой ПСВН, в котором указывается сфера его действия на данном уровне замены; проверены на основе фактических результатов испытаний;

240) синхронизированный регион - часть синхронной области, охваченная объединенным ОСП, с общей частотой системы, не синхронизированной с остальной синхронной областью;

241) синхронная генерирующая единица - неделимый набор установок (энергоблок), которые могут производить электрическую энергию таким образом, чтобы частота генерируемого напряжения, скорость вращения ротора генератора и частота сетевого напряжения находились в постоянном соотношении (синхронизм);

242) синхронная область - область, охваченная синхронно объединенными энергосистемами других государств;

243) синхронное время - фиктивное время, базирующееся на частоте системы в синхронной области, один раз установленное на универсальное скоординированное астрономическое время UTC и с тактовой частотой 50 Гц;

244) система - совокупность элементов, находящихся во взаимодействии и связях друг с другом и создающих соответствующую целостность, организованную для достижения одной или нескольких поставленных целей;

245) система постоянного тока высокого напряжения (система ПСВН) - электроэнергетическая система, которая передает энергию в виде постоянного тока высокого напряжения между двумя или более шинами переменного тока (ВС) и состоит по меньшей мере из двух преобразовательных подстанций ПСВН с передающими линиями или кабелями постоянного тока;

246) система регулирования возбуждения - система регулирования с обратной связью, которая включает синхронную машину и ее систему возбуждения;

247) системные испытания - испытания, которые ОСП выполняет единолично на объекте системы передачи или вместе хотя бы с одним Пользователем на объекте Пользователя;

248) ситуация № - ситуация, при которой ни один элемент системы передачи не доступен вследствие возникновения аварийной ситуации;

249) ситуация N-1 - ситуация, при которой в системе передачи возникла хотя бы одна аварийная ситуация из перечня аварийных ситуаций, определенных ОСП в соответствии с настоящим Кодексом;

250) специальная схема защиты - набор скоординированных и автоматических мер, разработанных для обеспечения быстродействующей реакции на нарушение режима и предотвращения распространения возмущения через систему передачи;

251) совместное использование резервов - способ, которым несколько ОСП учитывают одновременно один и тот же объем РПЧ, РВЧ или РЗ для выполнения своих общих обязательств относительно резервов, вытекающих из их соответствующих процессов расчета резерва. Таким образом, обязательства по объему резерва каждого из ОСП уменьшаются путем распределения между ОСП, которые вовлечены в процесс совместного использования резервов;

252) состояние заряда УЗЭ - объем электрической энергии, который может отпустить в сеть УЗЭ, в процентах от полной емкости (0 % - разряжен (не способен отпускать электрическую энергию в сеть); 100 % - полностью заряжен);

253) стабильность напряжения - способность системы передачи поддерживать допустимые уровни напряжения во всех узлах системы передачи при ситуации № и после возникновения возмущений;

254) стабильность частоты - способность системы передачи данных поддерживать стабильную частоту при ситуации № и после возникновения возмущений;

255) ставка платы за услуги по передаче электрической энергии в/из стран периметра - размер платы за пользование системой передачи для стран периметра (perimeter fee), обеспечивающей возмещение оператору системы передачи затрат на пользование системой передачи при экспорте/импорте в/из стран периметра. Ставка платы фиксированной и ежегодно рассчитывается ENTSO-E в евро/МВт·ч в соответствии с Регламентом комиссии (ЕС) № 838/2010 от 23 сентября 2010 года;

256) стандартное отклонение частоты - абсолютное значение отклонения частоты, ограничивающее стандартный диапазон частоты;

257) стандартный диапазон частоты - определенный симметричный интервал вокруг номинальной частоты, в пределах которого должна находиться частота в системе синхронной области;

258) статизм, s( s ) - отношение между отклонением частоты в устойчивом состоянии и отклонением выходной активной мощности в устойчивом состоянии, выраженное в процентах (приведенное к значениям номинальной частоты и мощности соответственно);

259) статус доступности - способность генерирующей единицы, УЗЭ, элемента сети или объекта энергопотребления предоставлять услугу в течение определенного периода времени, независимо от того работает ли он/она или нет;

260) устойчивость энергосистемы динамическая - способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму работы без асинхронного режима после значительных возмущений, при которых изменения параметров режима приравниваются к их средним значениям, и предполагает устойчивость угла выбега ротора, стабильность частоты и стабильность напряжения;

261) устойчивость энергосистемы статическая - способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму работы без нарушения синхронизма после малых возмущений, при которых изменения параметров режима очень малы по сравнению с их средними значениями;

262) устойчивость угла выбега ротора - способность синхронных машин оставаться в синхронизме в ситуации № и после возмущений;

263) сторона ИТС механизма - ОСП, присоединившегося к Договору ИТС;

264) структура ответственности за процесс регулирования - структура, определяющая обязанности и обязательства по резервам активной мощности, на основе структуры регулирования синхронной областью;

265) структура генерирующих мощностей - распределение генерирующих мощностей по типам технологий производства электрической энергии, размещенных на электростанциях, работающих в составе ОЭС Украины и обеспечивающих покрытие спроса на электрическую энергию;

266) структура процесса активации резервов - структура классификации процессов, касающихся различных типов резервов активной мощности, с точки зрения их назначения и активации;

267) структура регулирования частоты и мощности - базовая структура, которая учитывает все соответствующие аспекты регулирования частоты и мощности, в частности касающиеся соответствующие обязанности и обязательства, а также типы и предназначения для резервов активной мощности;

268) субпроизводитель - производитель электрической энергии, электроустановки которого присоединены исключительно к технологическим сетям внутреннего электрообеспечения основного производителя;

269) субъект мониторинга блока РЧП - ОСП, отвечающий за сбор данных критериев оценки качества частоты и применение критериев оценки качества частоты для блока РЧП;

270) субъект мониторинга синхронной области - ОСП, отвечающий за сбор данных критериев оценки качества частоты и применение критериев оценки качества частоты для синхронной области;

271) смежный ОСП - ОСП, системы которого непосредственно соединены по крайней мере одной межгосударственной линией электропередачи переменного или постоянного тока;

272) схема электроснабжения - однолинейная схема от точки обеспечения мощности до распределительных устройств на объекте Заказчика с обозначением точки присоединения, границ балансовой принадлежности владельцев электрических сетей, перечня элементов электрических сетей, принадлежащих разным владельцам;

273) схема защиты системы - набор скоординированных и автоматических мер, разработанных для обеспечения быстродействующей реакции на нарушение режима и предотвращения распространения возмущения в системе передачи;

274) сценарий - прогнозное состояние энергосистемы для определенного периода времени;

275) технико-экономическое обоснование (ТЭО) - обоснование выбора схемы присоединения разрабатываемого Заказчиком объекта в случаях, определенных настоящим Кодексом;

276) техническое обслуживание - комплекс работ, направленных на поддержание работоспособности и предотвращение преждевременного срабатывания элементов оборудования при использовании его по назначению, пребывания в резерве или хранении, а также при транспортировке;

277) технический резерв пропускной способности - зарезервированная часть пропускной способности межгосударственных связей, что приводит к уменьшению величины их пропускной способности с целью учета неопределенностей в процессе расчета пропускной способности;

278) технические условия на присоединение - комплекс условий и требований к инженерному обеспечению объекта Заказчика, заявленного к присоединению к электрическим сетям, которые должны соответствовать его расчетным техническим и технологическим параметрам и цели присоединения (производство, распределение, потребление электрической энергии, хранения энергии) и является неотъемлемым приложением к договору о присоединении;

279) технологическое нарушение - нарушение в работе оборудования, объекта электроэнергетики или энергосистемы в целом, сопровождающееся отклонением хотя бы одного из эксплуатационных параметров от предельно допустимых значений, что привело или может привести к снижению надежности работы, неисправности, выходу из строя оборудования или снижению параметров качества и/или прекращения электроснабжения окружающей среде, или неисправность (отказ в работе) оборудования с указанными последствиями, которое произошло вследствие технических причин или в результате действий (в том числе ошибочных) персонала;

280) неделя вперед - неделя, предшествующая календарной неделе операционной деятельности;

281) временное разрешение на подключение (ТДП) - документ (наряд), выданный соответствующим Оператором на основании заключенных договоров владельцу объекта электроэнергетики, УЗЭ о предоставлении временного доступа его объекта электроэнергетики, УЗЭ к электрическим сетям соответствующего Оператора и подключения электроустановок или их очередей строительства в течение ограниченного промежутка времени и проведения дополнительной проверки на соответствие, чтобы обеспечить соблюдение соответствующих технических условий и требований настоящего Кодекса и определенных соответствующими договорами;

282) топология - данные, касающиеся подключения различных элементов системы передачи или системы распределения на подстанции, включая данные об электрической конфигурации и положении автоматических выключателей и разъединителей;

283) точка обеспечения мощности (заказанной к присоединению) - место (точка) в существующих электрических сетях ОСП, от которого он обеспечивает развитие электрических сетей с целью присоединения электроустановки Заказчика соответствующей мощности или присоединения генерирующей мощности;

284) точка повторной синхронизации - устройство, как правило, выключатель, используемый для соединения двух синхронизированных регионов;

285) точка присоединения - стыковой узел, в котором генерирующая единица, УЗЭ, объект энергопотребления, электрическая распределительная сеть или система ПСВН присоединены к системе передачи, системы распределения, включая МСР, системы ПСВН, как это определено в договоре о присоединении;

286) точка присоединения ПСВН - точка, в которой оборудование ПСВН соединено с сетью ВС и относительно которой могут выдаваться технические условия, влияющие на характеристики оборудования;

287) уставка по частоте - целевое значение частоты, используемое в ПВЧ, определяемое как сумма номинальной частоты в системе, и значение смещения, необходимое для уменьшения электрического отклонения времени;

288) установившееся отклонение частоты - абсолютное значение отклонения частоты после возникновения небаланса, как только частота системы была стабилизирована;

289) установка хранения энергии, которая является полностью интегрированным элементом сети ОСП, - электроустановка, которая используется исключительно для обеспечения эффективного, безопасного и надежного функционирования системы передачи и не используется для балансировки или управления перегрузками, покупки и/или продажи электрической энергии на рынке электрической энергии или для предоставления услуг по балансировке и/или вспомогательных услуг;

290) фактор воздействия - числовое значение, используемое для количественного определения уровня воздействия на любой элемент системы передачи от выхода из строя элемента системы передачи, расположенного за пределами области регулирования ОСП, за исключением межгосударственных линий электропередачи, на изменения перетоков или напряжения, вызванные таким выходом из строя. Чем выше это значение, тем больше эффект;

291) физическая перегрузка - любая ситуация в электрической сети, при которой прогнозные или реализуемые перетоки мощности нарушают пределы термической устойчивости элементов электрической сети, стабильность напряжения или устойчивость фазового угла;

292) фонд ИТС - фонд, образованный ENTSO-E для компенсации расходов, понесенных сторонами ИТС механизма вследствие принятия (передачи) межгосударственных (трансграничных) перетоков электрической энергии системами передачи Сторон ИТС, в том числе расходов, понесенных ими при предоставлении доступа к соответствующим системам передачи;

293) целевой параметр качества частоты - основной целевой показатель частоты в системе, при котором характер процессов активации РПЧ, РВЧ и РЗ оценивается в нормальном режиме;

294) целевые параметры ПРВЧ (FRCE) - основные целевые показатели блока РЧП, на основе которых критерии определения объема РВЧ и РЗ в блоке РЧП определяются и оцениваются, и используемые для отображения состояния блока РЧП в нормальном режиме работы;

295) время активации предаварийного режима - время, к которому активируется предаварийный режим;

296) время восстановления частоты - время восстановления частоты - для синхронных областей с одной областью РЧП - максимально ожидаемое время после возникновения мгновенного небаланса мощности, меньшего или равного эталонному инциденту, за который частота системы возвращается в диапазон восстановления частоты, и в случае синхронных областей с несколькими областями РЧП, - РЧП, за который этот небаланс компенсируется;

297) время полной активации аРВЧ - период времени между заданием нового значения уставки регулятором восстановления частоты и соответствующей активацией или деактивацией аРВЧ;

298) время полной активации РПЧ - период времени между возникновением эталонного инцидента и соответствующей полной активацией РПЧ;

299) время полной активации рРВЧ - период времени между изменением уставки по оперативной команде ОСП и соответствующей активацией или деактивацией рРВЧ;

300) частота системы - электрическая частота системы, которая может быть измерена во всех частях синхронной области, при предположении, что во временном интервале секунд значение в системе постоянное с лишь незначительной разницей между разными точками измерения;

301) быстрая подкормка КЗ током - ток, подаваемый единицей энергоцентра или системой ПСВН в течение и после отклонения напряжения, вызванного электрическим КЗ, с целью обнаружения такого КЗ системами РЗ электрических сетей на его начальной стадии, поддержания напряжения сети на более позднем этапе КЗ и восстановления напряжения сети;

302) скорость изменения активной мощности - значение изменения активной мощности генерирующей единицей, объектом энергопотребления, УЗЭ или системой ПСВН;

303) широкомасштабное состояние - возникновение такого предаварийного режима или аварийного режима, или режима системной аварии, когда существует риск его распространения на смежные системы передачи;

304) шкала операционной безопасности - рейтинг, используемый ОСП для мониторинга операционной безопасности, на основе показателей операционной безопасности;

305) искусственная инерция - способность единицы энергоцентра, УЗЭ или системы ПСВН, подключенные через инверторное оборудование, обеспечивать параллельную работу с ОЭС Украины с воспроизведением эффекта инерции синхронной генерирующей единицы до установленного уровня;

306) качество электрической энергии - совокупность свойств электрической энергии в соответствии с установленными стандартами, определяющими степень ее пригодности для использования по назначению;

307) FACTS устройства (гибкие системы передачи переменного тока) - оборудование для передачи электроэнергии переменного тока, обеспечивающее управление параметрами систем переменного тока и повышение возможности передачи активной мощности.

1.5. Другие термины, используемые в настоящем Кодексе, применяются в значениях, приведенных в законах Украины «О рынке электрической энергии», «Об индустриальных парках», «О регулировании градостроительной деятельности», «Об архитектурной деятельности», «Об альтернативных источниках энергии», Правилах рынка, утвержденных постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, от 14 марта 2018 года № 307, кодексе систем распределения, утвержденном постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, от 14 марта 2018 года № 310, и Правил розничного рынка электрической энергии, утвержденных постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, от 14 марта 2018 года № 312.

1.6. Сроки аттестация работников, повышение квалификации работников, профессиональное обучение работников употребляются в значениях, приведенных в Законе Украины «О профессиональном развитии работников».

1.7. Сокращения, применяемые в настоящем Кодексе, имеют следующие значения:

1) АСЕ - ошибка области регулирования;

2) ACER - Агентство по вопросам сотрудничества энергетических регуляторов;

3) EENS - критерий ожидаемой недопоставленной электрической энергии;

4) ENTSO-E - Европейская сеть ОСП;

5) FSM - частотно чувствительный режим;

6) LFSM-O - режим с ограниченной чувствительностью к частоте - повышенная частота;

7) LFSM-U - режим с ограниченной чувствительностью к частоте - пониженная частота;

8) LOLE - критерий ожидаемой потери нагрузки;

9) POD ( power oscillation damping ) - демпфирование колебаний мощности;

10) PSS - функция стабилизатора энергосистемы;

11) SCADA - комплекс дистанционного управления и сбора данных;

12) АПВ - автоматическое повторное включение;

13) аРВЧ - автоматический резерв восстановления частоты;

14) АРВ - автоматическая регулировка возбуждения;

15) АРНТ - автоматический регулятор напряжения трансформатора;

16) АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;

17) АСУ ТП - автоматическая система управления технологическими процессами;

18) АЧР - автоматическая частотная разгрузка;

19) ВИЭ - возобновляемые источники энергии;

20) ВЭС - ветровая электростанция;

21) и. о. - относительные единицы;

22) ГАО - графики аварийного отключения потребителей электрической энергии;

23) ГОЭ - графики ограничения потребления электрической энергии;

24) ГОМ - графики ограничения потребления электрической мощности;

25) ГПО - графики почасового отключения электроэнергии;

26) ВУ - вспомогательные услуги;

27) СДТУ - средства диспетчерского и технологического управления;

28) КЗ - короткое замыкание;

29) МСР - малая система распределения;

30) ЛЭП - линия электропередачи;

31) ОМСР - оператор малой системы распределения;

32) ОСП - оператор системы передачи;

33) ОСР - оператор системы распределения;

34) ОУХЭ - оператор установки хранения энергии;

35) ПА - противоаварийная автоматика;

36) ПВЧ - процесс восстановления частоты;

37) ПВУ - поставщик вспомогательных услуг;

38) ППЧ - процесс поддержания частоты;

39) ПТВН - постоянный ток высокого напряжения;

40) ПЗР - процесс замещения резервов;

41) ОРВЧ (FRCE) - ошибка регулирования восстановления частоты;

42) РВЧ - резерв восстановления частоты;

43) РДЦ - региональные диспетчерские центры;

44) РЗ - резерв замещения;

45) РЗА и ПА - устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики;

46) РКЦ - региональный координационный центр;

47) РПН - регулятор напряжения под нагрузкой;

48) РПЧ - резерв поддержки частоты;

49) рРВЧ - ручной резерв восстановления частоты;

50) САОН - специальная автоматика отключения нагрузки;

51) САРЧМ - системы автоматического регулирования частоты и мощности;

52) СГАО - специальные графики аварийных отключений;

53) СЭС - солнечная электростанция;

54) СК - синхронный компенсатор;

55) СЧХ - статическая частотная характеристика;

56) ТПР - трансформатор поперечной регулировки;

57) УХЭ - установка хранения энергии;

58) ЦР - центральный регулятор;

59) ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение.

2. Применение требований настоящего Кодекса

2.1. Все новые генерирующие единицы, УХЭ, электроустановки объектов распределения/энергопотребления и систем ПТВН должны соответствовать требованиям настоящего Кодекса, применяются к их типов. Новыми генерирующими единицами, УХЭ и электроустановками объектов распределения/энергопотребления считаются такие, которые были присоединены к ОЭС Украины после вступления в силу настоящего Кодекса или владельцы таких энергообъектов заключили договор на закупку основного энергооборудования до дня вступления в силу настоящего Кодекса со сроком действия договора не более 2 лет. Все остальные генерирующие единицы, УХЭ и электроустановки объектов распределения/энергопотребления считаются существующими.

2.2. Требования настоящего Кодекса не применяются к электроустановкам, связанным прямой линией и не имеющим каких-либо электрических связей (в том числе с применением любых коммутационных устройств) с электрооборудованием, которое работает синхронно в ОЭС Украины.

Строительство и эксплуатация таких электроустановок, как и объединяющей их прямой линии, происходит согласно требованиям Порядка согласования строительства и эксплуатации прямой линии, утвержденного постановлением НКРЭКУ от 04 сентября 2018 года № 954, Правил устройства электроустановок и ГКД 34.20.507 эксплуатация электрических станций и сетей Правила», утвержденного приказом Министерства топлива и энергетики от 13 июня 2003 года № 296 (далее - Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей).

2.3. К существующим генерирующих единиц, УХЭ и электроустановок объектов распределения/энергопотребления могут применяться отдельные требования раздел III настоящего Кодекса.

Решение о применении отдельных требований раздела III настоящего Кодекса к существующим генерирующих единиц и электроустановок объектов распределения/энергопотребления принимает Регулятор.

Существующие генерирующие единицы типа C, D, к которым по решению регулятора должны применяться отдельные требования раздела III настоящего Кодекса в соответствии с проведенной ОСП оценки (анализа), имеют право подавать запрос на освобождение от применения этих требований в соответствии с порядком, определенным в главе 3 настоящего раздела.

3. Порядок освобождения от выполнения требований этого Кодекса

3.1. Регулятор имеет право по обращению пользователя, ОСП и / или ОСР освобождать от выполнения отдельных требований настоящего Кодекса.

3.2. Пользователь должен заполнить запрос совместно с соответствующим ОСР по согласованию или совместно с ОСП.

Запрос на освобождение от исполнения требований этого Кодекса должен включать:

идентификатор пользователя;

ссылки на положения настоящего Кодекса, запрос на освобождение от исполнения которого подается, а также детальное обоснование необходимости освобождения с соответствующими документами;

срок действия освобождения.

Запрос на освобождение от исполнения требований настоящего Кодекса должна предоставляться отдельно на каждую генерирующую единицу или электроустановку объекта распределения / энергопотребление.

3.3. В течение 14 дней после получения запроса на освобождение от исполнения требований настоящего Кодекса соответствующий ОСР по согласованию с ОСП или ОСП должен подтвердить Пользователю полноту заполнения запроса. Если ОСР или ОСП считать запрос неполным, они могут потребовать дополнительную информацию. В случае непредоставления такой информации Пользователем в течение 14 дней запрос будет отклонен.

3.4. ОСП или соответствующий ОСР совместно с ОСП должны оценить запрос на освобождении от выполнения требований этого Кодекса и передать этот запрос Регулятору вместе со своими выводами и расчетами не позднее 3 месяцев после получения запроса.

3.5. Для подготовки предложений об освобождении от применения отдельных требований настоящего Кодекса к существующим генерирующих единиц типов B, C и D или к существующим электроустановок объектов распределения / энергопотребления ОСП и соответствующие ОСР должны выполнить количественный анализ затрат и выгод для каждой из требований настоящего Кодекса, должен включать:

расходы на обеспечение соответствия требованиям этого Кодекса относительно существующих генерирующих единиц, существующих электроустановок объектов распределения / энергопотребления;

социально-экономическую выгоду от применения требований, установленных в настоящем Кодексе;

потенциал альтернативных средств для достижения требуемой производительности.

3.6. Перед проведением количественного анализа затрат и выгод ОСП должен:

провести предварительное качественное сравнение затрат и выгод, которое должен учитывать доступные сетевые или рыночные альтернативы;

получить одобрение регулятора.

3.7. ОСП может приступить к количественному анализу затрат и выгод, если качественное сравнение показывает, что вероятные выгоды превышают возможные расходы. Если расходы считаются высокими или выгода - низкой, тогда ОСП не должен осуществлять дальнейшие шаги.

3.8. ОСР, владельцы генерирующих объектов, владельцы объектов распределения / энергопотребления должны способствовать проведению анализа затрат и выгод и предоставлять необходимые данные на запрос ОСП в течение 3 месяцев после получения запроса, если иное не согласовано ОСП.

3.9. Анализ затрат и выгод должен выполняться в соответствии со следующими принципами:

1) ОСП и владелец генерирующего объекта, объекта распределения / энергопотребления должны при анализе затрат и выгод использовать один или более из следующих принципов расчета:

чистая приведенная стоимость;

доход на инвестиции;

норма прибыли;

время, необходимое для достижения безубыточности;

2) ОСП и владелец генерирующего объекта, объекта распределения / энергопотребления должны также количественно оценить социально-экономические выгоды с точки зрения повышения надежности электроснабжения, включая, в частности:

связано уменьшение вероятности потери электроснабжения в течение всего срока проведения реконструкции / переоснащения;

вероятную степень и продолжительность такой потери электроснабжения;

социальную часовую стоимость такой потери электроснабжения;

3) ОСП и владелец генерирующего объекта, объекта распределения / энергопотребления должны количественно оценить выгоды для внутреннего рынка электроэнергии, трансграничной торговли и интеграции генерирующих мощностей, осуществляющих производство электрической энергии из возобновляемых источников энергии, включая, в частности:

реакцию активной мощности на отклонение частоты;

резервы балансировки;

обеспечение реактивной мощности;

ведения режима перегрузки;

защитные меры;

4) ОСП должен количественно оценить затраты на выполнение соответствующих требований настоящего Кодекса к существующим генерирующих единиц, существующих электроустановок объектов распределения / энергопотребления включая, в частности:

прямые затраты на выполнение требования;

расходы, связанные с соответствующей потерей возможностей;

расходы, связанные с изменениями в техническом обслуживании и эксплуатации.

3.10. ОСП и соответствующие ОСР должны обеспечить проведение общественных обсуждений и консультаций с заинтересованными сторонами по применению требований раздел III настоящего Кодекса к существующим генерирующих единиц и электроустановок объектов распределения / энергопотребление.

3.11. Регулятор принимает решение об освобождении от выполнения отдельных требований этого Кодекса относительно существующих генерирующих единиц или существующих электроустановок объектов распределения / энергопотребления в течение 6 месяцев после получения отчета и рекомендаций ОСП.

3.12. Решение регулятора об освобождении от выполнения отдельных требований этого Кодекса относительно существующих генерирующих единиц или электроустановок объектов распределения / энергопотребления должен быть обнародован на официальном вебсайте регулятора и своем сайте ОСП в сети Интернет.

3.13. ОСП должен вести регистрацию всех освобождений от выполнения требований этого Кодекса, которые были предоставлены, отклонены (в которых Пользователь получил отказ) или отменены Регулятором. Этот реестр должен быть обнародован на своем сайте ОСП в сети Интернет и содержать:

требование настоящего Кодекса, освобождение от выполнения которой было предоставлено, отказано или отменено;

содержание запроса на освобождение от исполнения требования настоящего Кодекса;

причины предоставления, отказа или отмены освобождения от выполнения требования настоящего Кодекса;

последствия освобождении от выполнения требования настоящего Кодекса.

4. Администрирование этого Кодекса

4.1. Администратором этого Кодекса (далее - Администратор Кодекса) является ОСП ОЭС Украины.

4.2. Функции Администратора Кодекса:

обнародования этого Кодекса на своем сайте в сети Интернет;

разработка и публикации на своем сайте в сети Интернет проектов изменений в настоящего Кодекса;

проработка предложений и замечаний участников рынка и других заинтересованных сторон о внесении изменений в настоящий Кодекс в соответствии с порядком, определенным в этой главе;

предоставление на рассмотрение и утверждение Регулятору проектов изменений в настоящего Кодекса;

предоставления Пользователям информации и / или консультаций по выполнению или реализации положений настоящего Кодекса;

создание и ведение информационных баз данных по изменениям и дополнениям с настоящим Кодексом;

рассмотрение и обобщение предложений по внесению изменений и дополнений в настоящего Кодекса;

ведение реестра освобождения от требований настоящего Кодекса;

предоставление Регулятору ежегодного отчета о своей деятельности как Администратора Кодекса.

4.3. Администратор Кодекса обязан:

осуществлять мониторинг законодательных и нормативно-правовых актов, которые устанавливают новые или изменяют существующие положения, регулируемые настоящим Кодексом, и разрабатывать соответствующие изменения и дополнения с настоящим Кодексом;

разрабатывать и предоставлять на утверждение Регулятору изменения и дополнения с настоящим Кодексом;

осуществлять мониторинг действующих нормативно-технических документов, обеспечивающих выполнение требований настоящего Кодекса и обнародовать перечень этих документов на своем сайте в сети Интернет постоянно обновляя его,

обнародовать на своем сайте в сети Интернет этот Кодекс каждый раз после внесения в него изменений и дополнений;

предоставлять Пользователям на их запросы разъяснения по применению, выполнения или реализации отдельных положений настоящего Кодекса;

вести реестр освобождения от выполнения требований этого Кодекса в соответствии с пунктом 3.13 главы 3 настоящего раздела;

предоставлять Регулятору ежегодный отчет о своей деятельности как Администратора Кодекса, который публикуется на своем сайте ОСП.

4.4. Изменения и дополнения в настоящий Кодекс разрабатываются по инициативе регулятора, ОСП и / или по предложениям участников рынка электрической энергии, других заинтересованных сторон и утверждаются Регулятором.

4.5. Обоснованные предложения участников рынка и других заинтересованных сторон о внесении изменений в настоящий Кодекс могут предоставляться в письменном и / или электронном виде Администратору Кодекса в форматах и по форме, определенной администрацией Кодекса и размещена на его собственном сайте в сети Интернет.

4.6. Администратор Кодекса регистрирует предложения и замечания к изменениям в настоящего Кодекса, полученные от участников рынка и других заинтересованных сторон, по результатам анализа формирует обобщенный проект решения по изменениям и дополнениям к этому Кодекса с учетом собственных предложений и всех предложений и замечаний, полученных от участников рынка и других заинтересованных сторон.

4.7. Администратор Кодекса публикует на своем сайте в сети Интернет обобщенный проект решения об изменениях в настоящего Кодекса с целью получения предложений и замечаний от участников рынка и других заинтересованных сторон в форматах и по форме, определенной администрацией Кодекса и размещена на его собственном сайте в сети Интернет, с указанием конечного срока их предоставления, но не менее 15 календарных дней со дня их обнародования.

4.8. После получения предложений и замечаний от участников рынка и заинтересованных сторон к обобщенному проекта решения об изменениях с настоящим Кодексом Администратор Кодекса проводит согласительную совещание (заседание) при участии участников рынка электрической энергии и других заинтересованных сторон. Протокол согласительного совещания (заседания) с заключением о поданных предложений по изменениям в настоящего Кодекса публикуется на своем сайте Администратора Кодекса в сети Интернет не позднее 10 рабочих дней со дня ее проведения.

4.9. По результатам проведения согласительного совещания (заседания) Администратор Кодекса формирует обобщенный проект изменений в настоящий Кодекс и подает его на рассмотрение и утверждение регулятора.

Решение о внесении изменений в настоящий Кодекс Регулятор принимает в порядке, установленном законодательством.

4.10. Обоснованные предложения участников рынка и заинтересованных сторон о внесении изменений в настоящий Кодекс подаются Регулятору и рассматриваются им в порядке, установленном законодательством.

4.11. Информация о внесении изменений в настоящий Кодекс публикуется Администратором Кодекса на своем сайте в сети Интернет не позднее 3 рабочих дней со дня вступления в силу соответствующего решения регулятора.

5. Рассмотрение жалоб и урегулирования споров

5.1. ОСП, Пользователи, а также пользователи системы распределения, электроустановки которых находятся в оперативном подчинении ОСП, должны соблюдать требования настоящего Кодекса и договоров, заключенных в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

5.2. Если между ОСП и Пользователем возникает спорный вопрос, они должны принять исчерпывающие меры с целью его урегулирования путем переговоров.

5.3. Пользователь при нарушении его прав и законных интересов, предусмотренных настоящим Кодексом, вправе обратиться в ОСП с обращением/жалобой/претензией.

5.4. ОСП рассматривает обращения, жалобы и претензии Пользователей соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

5.5. ОСП обязан разработать и обнародовать на своем вебсайте в сети Интернет процедуру рассмотрения им обращений/жалоб/претензий Пользователей и форму предоставления обращения / жалобы / претензии, которые учитывают требования настоящего Кодекса и других нормативно-правовых актов регулятора.

5.6. ОСП должен осуществлять регистрацию и сохранение обращений/жалоб/претензий Пользователей с ведением единой базы данных по обращениям/жалоб/претензий, полученных в любой форме.

ОСП должен обеспечить сохранение соответствующей информации в базе данных по обращениям/жалоб/претензий в течение 3 лет.

5.7. ОСП должен рассмотреть обращение/жалобу/претензию в срок не более 30 календарных дней с даты получения обращения/жалобы/претензии, если меньший срок не установлен действующим законодательством и настоящим Кодексом.

Если при рассмотрении обращения/жалобы/претензии необходимо осуществить испытания, техническую проверку, провести экспертизу измерительного комплекса и т.д., срок рассмотрения обращения/жалобы/претензии может быть продлен с установлением необходимого срока для его рассмотрения, о чем ОСП должен уведомить Пользователя, которой подал обращение/жалобу/претензию.

5.8. Если Пользователь не согласен с решением, принятым ОСП, по его обращению/жалобой/претензией, он вправе обжаловать такое решение путем обращения к Регулятора.

Регулятор рассматривает обращения пользователя, который является потребителем, согласно утвержденному им порядке рассмотрения обращений потребителей.

5.9. Если ОСП и Пользователь не достигших между собой согласия по спорному вопросу, любая из сторон спора имеет право обратиться в Регулятора.

5.10. При разрешении спора Регулятор имеет право требовать от сторон спора копии документов, объяснения и другую информацию, необходимую для установления фактических обстоятельств дела.

5.11. Решение, принятое Регулятором в ходе досудебного рассмотрения спора, является обязательным для исполнения сторонами спора.

5.12. Пользователь и/или ОСП имеют право обжаловать решение, принятое Регулятором в ходе рассмотрения обращения потребителя и/или досудебного рассмотрения спора между Пользователем и ОСП, в судебном порядке в соответствии с законодательством Украины.

II. Планирование развития системы передачи

Общие положения

1.1. ОСП осуществляет прогнозирование развития источников мощности, и планирования развития системы передачи для обеспечения соответствия (достаточности) пропускной способности системы передачи потребностям рынка электрической энергии с учетом текущего и долгосрочного спроса на передачу электрической энергии, а также выполнение требований по операционной безопасности и безопасности поставок электроэнергии в перспективе.

1.2. При планировании развития системы передачи ОСП осуществляет:

оценку соответствия (достаточности) генерирующих мощностей на соответствующую перспективу;

оценку текущего и перспективного состояния системы передачи и ее соответствия критериям/стандартам операционной безопасности, надежности и показателям качества при передаче электрической энергии;

определения решений по развитию системы передачи для обеспечения ее надежного и эффективного функционирования;

планирование привлечения эффективных инвестиций в развитие системы передачи.

1.3. С целью выполнения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и планирования развития системы передачи ОСП должен проводить исследования, моделирование, расчеты и соответствующий анализ в соответствии с разработанными им методологиями.

Методология оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей должна учитывать особенности проведения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей на долгосрочную (включая среднесрочную) и краткосрочную перспективы.

1.4. При разработке методологий проведения исследований и определении методов и средств решения отдельных задач, связанных с выполнением оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и планированием развития системы передачи, ОСП учитывает требования настоящего Кодекса, нормативно-технических документов, регламентирующих планирования и проектирования развития энергосистемы и ее отдельных элементов, рекомендации и соответствующие методологические подходы ENTSO-E.

1.5. ОСП разрабатывает проекты методологии (в том числе проекты по внесению изменений в методологии) выполнения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и методологии планирования развития системы передачи ОСП и предоставляет их на рассмотрение Регулятору. Срок рассмотрения Регулятором проектов методологий не может превышать два месяца со дня их получения.

ОСП обнародует на своем официальном вебсайте методологии, с учетом предоставленных Регулятором замечаний к проектам методологий (в случае их наличия).

В случае инициирования изменений в методологии выполнения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и/или методологии планирования развития системы передачи Регулятором ОСП разрабатывает соответствующий проект(-ы) методологии(-ей) и подает его(-их) на рассмотрение Регулятору в течение двух месяцев с даты получения такого запроса.

Если изменения в методологию выполнения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей или методологии планирования развития системы передачи внесены менее чем за четыре месяца до даты обнародования проекта отчета (плана), они применяются ОСП для подготовки отчета (плана) в следующем периоде.

ОСП обеспечивает совершенствование методологий выполнения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и планирования развития системы передачи, в частности с целью учета актуального состояния ОЭС Украины, нормативно-правового обеспечения подготовки отчета и плана, практик и требований ENTSO-E.

1.6. ОСП должен обнародовать на своем официальном вебсайте актуальные методологии выполнения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и планирования развития системы передачи.

1.7. Результаты оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей для покрытия прогнозируемого спроса на электрическую энергию и обеспечения необходимого резерва оформляются ОСП в соответствующем отчете и подаются Регулятору на утверждение.

1.8. Предложения ОСП по развитию системы передачи на следующие 10 лет оформляются им в соответствующем плане и подаются Регулятору на одобрение.

1.9. Подготовка отчета по оценке соответствия (достаточности) генерирующих мощностей (далее - Отчет) и Плана развития системы передачи на следующие 10 лет (далее - План) осуществляется с соблюдением следующих сроков:

__________

* год разработки Отчета

2.2. Методологические основы выполнения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей

2.1. Оценка соответствия (достаточности) генерирующих мощностей осуществляется на краткосрочную, среднесрочную и долгосрочную перспективы.

2.2. ОСП производит оценку соответствия (достаточности) генерирующих мощностей для покрытия прогнозируемого спроса на электрическую энергию и обеспечения необходимого резерва в энергосистеме согласно следующему алгоритму:

подготовка (усовершенствование) методологии выполнения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей;

сбор и подготовка входных данных для проведения исследований и работ;

формирование сценариев развития спроса на электрическую энергию и предложения (источников мощности и межгосударственных пересечений) в рамках прогнозов развития экономики и энергетики на краткосрочную (до одного года), среднесрочную (до 10 лет) и долгосрочную перспективы (не менее 20 лет);

определение и анализ рисков по реализации сценариев;

определение условий проведения моделирования в пределах каждого сценария (с учетом факторов сезонности, неравномерности суточного потребления электрической энергии и мощности и т.п.);

моделирование и расчеты;

определение результатов сценарной оценки прогнозных балансов мощности и электрической энергии на основе критериев (индикаторов) соответствия (достаточности) источников мощности и их анализ;

разработка детализированного базового (наиболее вероятного) сценария развития источников мощности на перспективу T+10 лет при обеспечении выполнения требований балансовой надежности и критерия N-1;

формирование выводов относительно потенциальных рисков возникновения дефицита источников мощности и мощностей межгосударственных связей для покрытия спроса на электрическую энергию и обеспечения соответствующих резервов мощности на соответствующую перспективу;

подготовка предложений по мерам предотвращения дефицита источников мощности и мощностей межгосударственных пересечений на соответствующую перспективу для надежного обеспечения прогнозируемого спроса на электрическую энергию с учетом требований безопасности поставки электрической энергии и операционной безопасности при работе энергосистемы как в изолированном режиме, так и в режиме параллельной работы с энергосистемами других стран (в том числе определение необходимых дополнительных мер по развитию источников мощности, необходимых для выполнения требований безопасности поставки электрической энергии и операционной безопасности, и обоснование технико-экономических требований и необходимых сроков внедрения дополнительных источников мощности).

2.3. ОСП формирует долгосрочные сценарии развития спроса и предложения в ОЭС Украины, учитывая, в частности:

стратегические документы общегосударственного уровня (в частности Энергетическая стратегия Украины, Национальный план действий по развитию возобновляемой энергетики и т.д.), которые непосредственно или косвенно касаются вопросов развития в сфере электроэнергетики и смежных сферах (в частности относительно энергоэффективности, выполнения общенациональных требований по развитию возобновляемых источников энергии, ограничений на выбросы парниковых газов и загрязняющих веществ, нефтегазовой отрасли);

сценарии развития экономики;

структуру потребления и его развитие;

развитие и интеграцию энергетических рынков;

проекты по развитию источников мощности, реализуемые и запланированные;

планы (прогнозы производителей и/или ОУХЭ) по выводу генерирующих мощностей и/или УХЭ по эксплуатации (консервация, демонтаж);

планы (прогнозы) по уменьшению мощности потребителей в части применения мер управления спросом;

проекты по развитию системы передачи (в том числе межгосударственных связей), которые реализуются и запланированы к реализации;

потребности в резервах для обеспечения операционной безопасности;

проекты/прогнозы по развитию газовой инфраструктуры и ее использование;

собственные предположения (оценки) о возможных изменениях прогнозных балансов мощности и электрической энергии;

внешнеполитические и внешнеэкономические факторы, определяющие развитие электроэнергетического сектора.

Пересмотр долгосрочных сценариев развития спроса и предложения осуществляется ОСП в обязательном порядке минимум один раз в пять лет или в случае принятия по состоянию на 01 июня новых и/или внесения изменений в действующие стратегические документы общегосударственного уровня и / или нормативно-правовых актов, которые непосредственно или косвенно касаются вопросов развития электроэнергетики и смежных сфер.

2.4. Сценарные предположения, при которых формируются сценарии развития спроса и предложения в ОЭС Украины должны быть достаточно вероятными и не противоречивыми.

2.5. Количество сформированных ОСП долгосрочных и краткосрочных прогнозных сценариев развития спроса и предложения в ОЭС Украины должно быть достаточным, чтобы охватить реалистичный диапазон возможных путей развития на долгосрочную и краткосрочную перспективы, но не менее трех на каждую перспективу.

2.6. Формирование наиболее вероятного (базового) сценария на перспективу ближайших 10 лет должно базироваться на результатах многофакторного анализа показателей разработанных долгосрочных сценариев развития спроса и предложения с оценкой рисков нарушения требований безопасности поставок электрической энергии.

Для формирования базового сценария ОСП рассматривает и приводит в Отчете по результатам консультаций с заинтересованными сторонами различные сценарные предположения и данные о:

развития межгосударственных связей;

развития системы передачи данных, в частности в части устранения сетевых ограничений выдачи мощности;

развития разных типов генерирующих мощностей;

развитию электротранспорта и соответствующей инфраструктуры;

развития УХЭ, мер управления спросом;

оценки экономической доходности работы на рынке электрической энергии генерирующих мощностей, УХЭ и мер управления спросом (в том числе с учетом изменений механизмов функционирования рынка электрической энергии).

ОСП сотрудничает с оператором газотранспортной системы, оператором газохранилищ по вопросам формирования текущей и прогнозной информации о потребности Украины в природном газе и состоянии ее обеспечения на соответствующую перспективу.

ОСП обнародует проекты долгосрочных сценариев развития спроса и предложения, базовый сценарий и сценарии, которые рассматривались при его формировании, описание и обоснование принятых предположений при их формировании на собственном официальном вебсайте и предоставляет их на рассмотрение Регулятору.

Замечания к предложенным сценариям предоставляются Регулятором и заинтересованными сторонами в течение 30 рабочих дней.

2.7. Моделирование развития генерирующих мощностей и анализ сценариев развития спроса и предложения должны, в частности, учитывать:

допустимые погрешности прогноза потребности потребителей в электрической энергии и мощности;

влияние мер по энергоэффективности и потенциал управления спросом, развитие технологий хранения энергии;

зависимость (эластичность) спроса от стоимости электрической энергии (по категориям потребителей);

экономическую оценку вероятности вывода из эксплуатации, консервации, нового строительства генерирующих мощностей, УХЭ и мер управления спросом;

влияние сложнопрогнозируемых технологий производства электрической энергии (ВЭС и СЭС и т.п.) и необходимость обеспечения достаточности резервных мощностей компенсации колебаний производства электрической энергии такими технологиями;

необходимость соблюдения критерия надежности N-1;

нахождение части генерирующих мощностей, УХЭ и линий электропередач в плановых и аварийных ремонтах;

ограничение пропускной способности между ценовыми зонами рынка электрической энергии (где применяется);

оптимальное использование межгосударственных линий электропередачи;

доступ к топливным ресурсам.

2.8. При моделировании развития генерирующих мощностей в ОЭС Украины ОСП должно осуществлять моделирование покрытия графиков электрических нагрузок для каждого часа каждого года охватываемого базовым сценарием временного горизонта.

2.9. Оценка каждого сценария развития осуществляется путем анализа возможных прогнозируемых случаев, характеризующих отдельные ситуации (условия работы энергосистемы), которые могут возникнуть в рамках выбранного сценария.

2.10. Для каждого сценария развития должны быть определены, в частности, следующие прогнозные показатели:

основные макроэкономические показатели, по которым он был сформирован;

уровни и режимы потребления электрической энергии (учитывая собственные потребности, в том числе технологические затраты электрической энергии в электрических сетях);

величины пропускной способности межгосударственных связей;

уровни и режимы импорта и экспорта электрической энергии;

мощность технологий генерации электрической энергии (по типам);

мощность технологий, оказывающих услуги по управлению спросом;

характеристики УХЭ;

описание типа технологий хранения энергии и их мощность;

потребности в резервах (по видам);

потребности в топливных ресурсах (по видам) и их стоимости;

цена производства и/или отпуска электроэнергии в электрическую сеть.

2.11. По результатам проведенных исследований и моделирований ОСП оценивает соответствие (достаточность) генерирующих мощностей для обеспечения прогнозируемых объемов и графиков потребления электрической энергии в ОЭС Украины путем расчета критериев (индикаторов) соответствия (достаточности) источников мощности и соответствующего их анализа.

В качестве таких критериев ОСП применяет критерий ожидаемой потери нагрузки (LOLE), критерий ожидаемой недопоставленной электрической энергии (EENS) и критерий остаточной мощности (запаса мощности). С целью более углубленного анализа ОСП может использовать дополнительные критерии соответствия (достаточности) источников мощности, которые определяет в соответствующей методологии.

Допустимые диапазоны значений критериев соответствия (достаточности) источников мощности определяются ОСП в методологии выполнения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей с учетом Правил о безопасности поставок электрической энергии, утвержденных приказом Министерства энергетики и угольной промышленности Украины от 27 августа 2018 года № 448, зарегистрированных в Министерстве юстиции Украины 19 сентября 2018 года № 1076/32528 (далее-Правила безопасности поставок).

2.12. На основе выполненного анализа и сформированных выводов ОСП готовит, в частности:

предложения о необходимости развития системы передачи (отдельных ее элементов) с целью обеспечения достаточной пропускной способности передачи электроэнергии и отпуска электрической энергии в энергосистему;

предложения о необходимости развития межгосударственных связей;

рекомендации относительно необходимости строительства, реконструкции, модернизации генерирующих мощностей, УХЭ и внедрения мер управления спросом, а также других мер с целью недопущения дефицита мощности;

предложения к настоящему Кодексу, Правилам рынка, другим нормативно-правовым актам с целью усовершенствования работы рынка электрической энергии и стимулирования развития генерирующих мощностей, УХЭ, мер управления спросом.

ОСП приводит в Отчете результаты моделирования реализации предлагаемых ОСП мер с указанием влияния (в количественном выражении) каждого из предлагаемых мер.

3. Требования к содержанию отчета и этапов его подготовки

3.1. Подготовленный ОСП Отчет должен содержать, в частности:

краткое изложение результатов оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей (в том числе значение критериев (индикаторов) соответствия (достаточности) источников мощности, свод основных факторов, влияющих на соответствие (достаточность) генерирующих мощностей);

описание методологии, методов и средств проведения работ и исследований;

анализ изменений уровней и режимов потребления электрической энергии на протяжении не менее 5 последних полных лет;

анализ структуры производства электрической энергии для не менее 5 последних полных лет, наличия и влияния на ее формирование обеспеченности органическим и ядерным топливом, гидроресурсами, а также цен на электрическую энергию (и тепловую энергию для ТЭЦ);

описание сценариев развития спроса и предложения на средне- и долгосрочную перспективу, принятые предположения на перспективу и описание выбранных условий моделирования;

показатели сложившихся сценариев развития на среднесрочную, долгосрочную и краткосрочную перспективы; анализ основных тенденций развития источников мощности и нагрузки и их изменений по соответствующим сценариям;

описание базового сценария развития спроса и предложения (основные показатели, принятые предположения и описание избранных условий моделирования);

расчет критериев (индикаторов) соответствия (достаточности) источников мощности для базового сценария и их анализ;

оценку прогнозных балансов мощности и электроэнергии ОЭС Украины и критерии соответствия (достаточности) источников мощности на краткосрочную перспективу (для каждого месяца Т+1);

оценку рисков, возникающих в результате реализации сценариев развития относительно достаточности источников мощности для покрытия прогнозируемого спроса на электрическую энергию;

предложения по мерам по минимизации влияния выявленных рисков.

3.2. ОСП ежегодно до 1 февраля обнародует график подготовки Отчета на собственном официальном вебсайте.

3.3. Для подготовки отчета ОСП использует всю необходимую информацию, полученную по своему запросу от пользователей, участников рынка, органов государственной власти, оператора газотранспортной системы, оператора газохранилищ согласно формам предоставления информации для проведения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и инструкций по их заполнению, обнародованных на собственном вебсайте ОСП, а также дополнительную информацию, полученную по отдельным запросам ОСП (при необходимости).

3.4. При подготовке проекта отчета ОСП использует информацию, полученную во время проведения консультаций с органами государственной власти, заинтересованными сторонами, Регулятором, оператором газотранспортной системы, оператором газохранилищ, научным и экспертным сообществом относительно формирования сценарных предположений относительно перспектив развития энергетики страны с учетом тенденций развития экономики и других смежных вопросов, связанных с разработкой согласованных сценариев на краткосрочную, среднесрочную и долгосрочную перспективы.

3.5. По результатам проведенных консультаций ОСП публикует на своем официальном вебсайте соответствующие аналитические материалы с описанием и обоснованием принятых сценарных предположений, на основе которых готовится Отчет.

3.6. Подготовленный проект Отчета обнародуется ОСП на собственном официальном вебсайте до 01 октября вместе с уведомлением о проведении общественных обсуждений.

3.7. ОСП в течение календарного месяца с даты опубликования проекта Отчета обеспечивает проведение общественных обсуждений и консультаций, обеспечивает сбор замечаний и предложений, их рассмотрение и анализ.

Предложения и замечания к проекту Отчета ОСП принимает до 15 октября (включительно).

3.8. По результатам проведенных общественных обсуждений и консультаций ОСП осуществляет доработку проекта Отчета и представляет его на утверждение Регулятору до 01 ноября в соответствии с пунктом 1.9 главы 1 настоящего раздела. Вместе с проектом Отчета ОСП предоставляет подробные материалы и результаты расчетов, которые осуществлялись при подготовке Отчета, а также результаты проведенных общественных обсуждений и консультаций.

3.9. В случае получения замечаний и предложений от регулятора ОСП осуществляет корректировку проекта Отчета и повторно представляет его на утверждение в установленные Регулятором сроки.

3.10. После утверждения Отчета Регулятором ОСП обнародует его вместе с ключевыми показателями, которые использовались для моделирования на собственном официальном вебсайте.

4. Особенности проведения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей на краткосрочную перспективу

4.1. Оценка соответствия (достаточности) генерирующих мощностей на краткосрочную перспективу проводится ОСП на период Т+1 при подготовке отчета.

ОСП выполняет краткосрочную оценку соответствия (достаточности) генерирующих мощностей согласно следующему алгоритму:

сбор и подготовка входных данных для проведения расчетов;

формирование базового и критического сценария развития спроса и предложения в рамках прогнозов на краткосрочную перспективу;

анализ и расчет;

формирование выводов о потенциальных рисках возникновения дефицита источников мощности и соответствующих факторов;

подготовка предложений по мерам предотвращения дефицита источников мощности с учетом требований безопасности поставок электрической энергии и операционной безопасности энергосистемы.

4.2. При проведении краткосрочной оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей ОСП учитывает, в частности:

запланированную недоступность объектов системы передачи данных, в том числе межгосударственных линий;

запланированную недоступность объектов системы распределения, которые оказывают влияние на работу системы передачи и выдачу мощности в ОЭС Украины;

запланированную недоступность источников мощности;

текущую информацию о планируемом вводе/выводе генерирующих мощностей и УХЭ;

текущую информацию о применении мер управления спросом;

прогноз потребления электрической энергии на соответствующий период (годовой, сезонный и т.п.);

текущую информацию о прогнозируемом состоянии притока водных ресурсов;

текущую и прогнозную информацию о состоянии обеспечения производителей топливными ресурсами (уголь, природный газ и т.п.);

вероятность аварийной недоступности мощности системы передачи/распределения, в том числе межгосударственных линий электропередачи;

вероятность аварийной недоступности генерирующих мощностей, УХЭ, мер управления спросом;

прогнозируемые погодные условия/явления и их влияние на режимы потребления электроэнергии;

режимы производства энергии из ВИЭ;

ожидаемые перетоки импорта/экспорта электрической энергии;

текущую и прогнозную информацию о необходимости и состоянии обеспечения ОЭС Украины ископаемым и ядерным топливом (в том числе природным газом) для обеспечения безопасности снабжения электрической энергией.

4.3. ОСП актуализирует оценку соответствия (достаточности) генерирующих мощностей на краткосрочную перспективу в течение года на сезонной основе.

4.4. ОСП проводит сезонную оценку соответствия (достаточности) генерирующих мощностей по меньшей мере для периодов летнего (с 01 апреля - по 30 сентября) и зимнего (с 01 октября - по 31 марта) сезонов с целью оценки рисков, связанных с безопасностью поставки электрической энергии, которые могут возникнуть в течение указанных периодов.

Для проведения сезонной оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей Пользователи должны предоставлять ОСП до 20 февраля и до 20 августа информацию (данные) в соответствии с формами, опубликованными на официальном вебсайте ОСП.

4.5. Сезонная оценка соответствия (достаточности) генерирующих мощностей готовится для каждой недели соответствующего периода. Расчеты проводятся для базового сценария баланса мощности в ОЭС Украины на соответствующий период. Если в результате оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей при базовом сценарии ОСП выявлена недостаточность источников мощности для покрытия спроса на электрическую энергию, ОСП делает оценку причин возникновения дефицита источников мощности, а также мер для его предотвращения с учетом требований безопасности поставки электрической энергии и операционной безопасности энергосистемы

4.6. ОСП обнародует результаты оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей для зимнего сезона до 15 сентября и результаты оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей для летнего сезона до 15 марта на собственном официальном вебсайте.

Соответствующая информация должна быть прозрачной, содержать основные входящие и исходящие данные, быть исчерпывающей и информативной.

4.7. Если по результатам проведения краткосрочной оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей (в том числе сезонной) выявлены риски недостаточности источников мощности для покрытия прогнозируемого спроса на электрическую энергию и обеспечения необходимого резерва в периоде, для которого проводилась оценка, ОСП в соответствии с правилами безопасности поставок безотлагательно уведомляет об этом Регулятора и центральный орган исполнительной власти, обеспечивающий формирование и реализацию государственной политики в электроэнергетическом комплексе, и предоставляет предложения (план действий) относительно соответствующих превентивных мер.

4.8. Если после обнародования результатов краткосрочной (в том числе сезонной) оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей происходят существенные изменения во входных данных, которые использовались при проведении оценки (изменение планов ремонтов и т.п.), И/или возникают другие непредвиденные обстоятельства, ОСП проводит месячную оценку соответствия (достаточности) генерирующих мощностей, если ОСП считает, что соответствующие изменения могут повлечь риск для покрытия спроса на электрическую энергию и обеспечения необходимого резерва в ОЭС Украины.

ОСП должен проводить оценку соответствия (достаточности) генерирующих мощностей в месяц за обоснованным обращением Регулятора и/или центрального органа исполнительной власти, что обеспечивает формирование и реализацию государственной политики в электроэнергетическом комплексе.

ОСП может проводить оценку соответствия (достаточности) генерирующих мощностей также на неделю и в сутки в случаях и в порядке, определенных методологией выполнения краткосрочной оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей.

Для актуализации краткосрочной оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей на соответствующий период ОСП может использовать данные (информацию), полученные для анализа операционной безопасности в соответствии с главой 6 раздела VI настоящего Кодекса. В случае необходимости ОСП может обратиться к пользователям с запросом о предоставлении дополнительной и / или подтверждения ранее предоставленной информации на ближайший соответствующий период.

Результаты краткосрочной оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей (сезонные, в месяц, в неделю и в сутки вперед) обнародуются ОСП на своем официальном сайте.

5. Методологические основы планирования развития системы передачи

5.1. Планирование развития системы передачи предусматривает определение необходимых мероприятий и инвестиций для обеспечения соответствия (достаточности) пропускной способности системы передачи для нужд Пользователей и надежности ее функционирования с соблюдением принципов и критериев, определенных этим Кодексом.

5.2. ОСП осуществляет планирование и определение мер по развитию системы передачи согласно разработанной им методологии по такому обобщенным алгоритмом:

подготовка исходных данных для проведения исследований и работ (в том числе с учетом результатов оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей)

технический анализ сложившихся сценариев развития на основе моделирования и оценки влияния каждого сценария на работу системы передачи (в том числе путем проведения сетевых исследований (анализ установившихся режимов, анализ статической и динамической устойчивости, анализ коротких замыканий и т.д.))

определения требований и критериев работы системы передачи для реализации каждого сценария развития и выявления ограничений в системе передачи;

формирование набора возможных решений о мерах по развитию системы передачи (в том числе путем оценки результативности предлагаемых решений, анализа вариантов и избрание целесообразных решений, оценки стоимости возможных инвестиционных проектов по развитию системы передачи).

5.3. Главными задачами выполнения работ и исследований при планировании развития системы передачи являются:

формирование и анализ режимов работы системы передачи при соответствующих сценариях развития и определения прогнозируемых потребностей пропускной способности системы передачи;

выявление и анализ потенциальных ограничений пропускной способности электрических сетей системы передачи и нарушений надежности работы системы передачи;

формирование и обоснование соответствующих решений по развитию системы передачи (в том числе проектов по развитию межгосударственных линий электропередачи) для обеспечения долгосрочного спроса на передачу электрической энергии.

5.4. Формирование перечня новых проектов по развитию системы передачи на планируемый период должен выполняться на основе сравнительного анализа альтернативных проектов или групп проектов, обеспечивающих реализацию соответствующих решений, с применением методов оценки затрат и выгод.

5.5. Оценка затрат и выгод проектов по развитию системы передачи должна осуществляться, в частности, на основе анализа следующих критериев:

общие инвестиционные затраты проекта;

увеличение пропускной способности;

влияние на технологические расходы электроэнергии в электрических сетях;

надежность электроснабжения;

запасы статической устойчивости;

интеграция ВИЭ;

социальное влияние и воздействие на окружающую среду;

влияние на общественное благосостояние.

5.6. Процесс планирования развития системы передачи должно сопровождаться разработкой и периодическим обновлением схем перспективного развития электрических сетей системы передачи, в которых решения, предусмотренные Планом, детализируются с учетом обеспечения требований операционной безопасности.

5.7. ОСП определяет сроки, в которые необходимо обеспечить реализацию решений по развитию системы передачи для обеспечения соответствия (достаточности) пропускной способности системы передачи.

6. Требования к содержанию Плана и этапов его разработки

6.1. План ежегодно разрабатывается ОСП на основе Отчета, а также с учетом планов развития смежных систем передачи, систем распределения электрической энергии.

6.2. План должен содержать:

описание методологии разработки Плана с указанием методов и средств, которые были использованы при проведении соответствующих исследований и моделирований;

анализ работы ОЭС Украины за последние 3-5 лет и описание текущей ситуации;

анализ выполнения предыдущего плана;

анализ полученных результатов исследований и моделирования, в том числе выявленных «узких мест» и ограничений пропускной способности системы передачи и формирования требований по целевых показателей работы системы передачи;

перечень необходимых мероприятий по развитию системы передачи на следующие 10 лет, направленных на обеспечение эффективного функционирования системы передачи, с обоснованием необходимости и / или целесообразности их реализации и определения приоритетности их реализации;

анализ рисков при неполной реализации запланированных решений по развитию системы передачи, возможных форс-мажорных обстоятельств и тому подобное;

перечень основных объектов системы передачи, строительство или реконструкция которых являются целесообразными в течение следующих 10 лет;

информацию о мерах, осуществляемых ОСП, направленных на внедрение и развитие «умных сетей»;

информацию по объектам системы передачи, которые должны быть построены и / или реконструированы в течение следующих 10 лет, сроки их строительства и / или реконструкции, источники финансирования;

информацию об инвестициях в объекты системы передачи, по которым уже приняты решения и находящихся на стадии реализации, с указанием прогнозных инвестиций, которые должны быть осуществлены в течение следующих 3 лет.

6.3. Исходные данные для разработки Плана ежегодно предоставляются ОСП Пользователями согласно перечню, который определяется ОСП согласно главы 9 настоящего раздела, и в определенные им сроки, но не позднее чем до 01 февраля года в соответствии с пунктом 1.9 главы 1 настоящего раздела.

6.4. ОСП должен осуществить анализ полученных от ОСР проектов планов развития систем распределения на следующие 5 лет относительно частей этих планов, относящихся к развитию электрических сетей 110 (150) кВ, на соответствие Плану, а также на их соответствие схемам перспективного развития, нормативно-правовым актам / нормативно-техническим документам и предоставить ОСР выводы (с обоснованными предложениями и замечаниями о необходимости корректировки в случае несоответствия) в течение 20 рабочих дней с даты получения их от ОСР по форме согласно приложению 15 к настоящему Кодексу.

В случае обоснованной необходимости выполнения мероприятий по строительству, реконструкции и/или техническому переоснащению объектов ОСП, связанных с выполнением планов развития систем распределения, ОСР согласовывает с ОСП техническое задание на проектирование таких мероприятий.

Выполнение таких мероприятий в сетях ОСП должно быть предусмотрено в Плане и соответствующей инвестиционной программе ОСП и коррелироваться со сроками выполнения соответствующих мероприятий в планах развития систем распределения и инвестиционных программах ОСР.

6.5. Подготовлен проект Плана публикуется ОСП на своем сайте в сети Интернет до 15 марта года, предшествующего году начала планового периода.

6.6. ОСП в течение календарного месяца с даты опубликования проекта Плана прозрачным и недискриминационный способ обеспечивает проведение общественных обсуждений и консультаций с заинтересованными участниками рынка, сбор замечаний и предложений, их рассмотрение и анализ.

6.7. По результатам проведенных общественных обсуждений и консультаций, рассмотрения и анализа предоставленных предложений и замечаний ОСП осуществляет доработку проекта Плана и размещает на своем сайте в сети Интернет отчет по учету или отклонения (с соответствующим обоснованием) предоставленных предложений и замечаний.

6.8. ОСП должен представить проект Плана на одобрение Регулятору до 01 мая года, предшествующего году начала планового периода. Вместе с проектом Плана ОСП предоставляет подробные материалы и результаты расчетов, которые осуществлялись при подготовке Плана, а также результаты проведенных общественных обсуждений и консультаций.

6.9. В случае получения замечаний и предложений от регулятора ОСП осуществляет корректировку проекта Плана и повторно представляет его на одобрение в установленные Регулятором сроки.

6.10. После одобрения Плана Регулятором ОСП обнародует его на своем сайте в сети Интернет.

6.11. ОСП должен обеспечить свободный доступ к информации о закупках оборудования, материалов, работ и услуг по строительству, реконструкции и/или техническому переоснащению объектов оператора системы передачи (далее - Закупка). Закупка должна осуществляться с соблюдением принципов, предусмотренных Законом Украины «О публичных закупках».

Информация о результатах осуществленных и повторных, по данному мероприятию, Закупок обнародуется на официальном вебсайте ОСП в разделе «Закупки», согласно форме приложения 11 к настоящему Кодексу и должна актуализироваться ежемесячно до 25 числа месяца, следующего за отчетным.

6.12. ОСП разрабатывает инвестиционную программу на основании плана и подает ее Регулятору вместе с расчетом тарифа на услуги по передаче электрической энергии. Разработка инвестиционной программы осуществляется ОСП в соответствии с требованиями приложения 12 к настоящему Кодексу, согласно форме, приведенной в приложении 13 к настоящему Кодексу.

6.13. ОСП формирует и подает Регулятору отчет о выполнении инвестиционной программы в соответствии с требованиями приложения 12 к настоящему Кодексу, согласно форме, приведенной в приложении 14 к настоящему Кодексу.

7. Отчет о выполнении Плана

7.1. ОСП готовит отчет о выполнении Плана с целью предоставления информации Регулятору и Пользователям о полноте и своевременности выполнения мероприятий одобренного Плана и достижении соответствующих результатов.

7.2. В отчете о выполнении Плана должна содержаться следующая информация:

1) перечень мер, предусмотренных Планом, с указанием состояния их выполнения;

2) причины невыполнения запланированных мер с соответствующим обоснованием;

3) ретроспективный сравнительный анализ показателей результативности деятельности ОСП (устранение узких мест, величины уровней расхода электрической энергии, пропускной способности, показателей качества электрической энергии, показателей надежности (непрерывности) передачи электрической энергии и т.п.).

7.3. Отчет о выполнении Плана формируется ОСП согласно форме, приведенной в приложении 10 к настоящему Кодексу, и подается Регулятору до 01 марта года, следующего за отчетным, в электронной форме (файл Excel и скан-копия в формате pdf) по электронному адресу НКРЕКП energo3@ nerc.gov.ua и по официальному адресу с наложением квалифицированной электронной подписи.

8. Сбор данных и формирование информационной базы для оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и планирования развития системы передачи

8.1. Оценка соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и планирования развития системы передачи должны осуществляться на единой информационной базе, которую создает, администрирует и использует ОСП.

8.2. Подготовка информационного поля для проведения исследований осуществляется на основе постоянного, периодического или по запросу ОСП мониторинга:

законодательной и нормативно-правовой базы, ожидаемых и возможных их изменений в будущем

государственной политики в социально-экономической сфере;

состояния и перспектив развития экономики и отдельных ее отраслей;

ситуации на рынке электрической энергии Украины и сопредельных стран;

технических характеристик элементов ОЭС Украины;

технико-экономических, экологических и показателей надежности работы элементов ОЭС Украины;

режимов работы ОЭС Украины;

планов развития энергетических компаний и состояния их реализации;

темпов и направлений научно-технического прогресса в электроэнергетике и других отраслях экономики;

другой информации, ОСП определяет как необходимую для решения задач оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и планирования развития системы передачи.

В процессе мониторинга ОСП осуществляет анализ полученной информации, ее обобщение и аналитическую обработку и в максимально структурированном виде заносит и поддерживает ее в актуальном состоянии в специализированной базе данных.

8.3. Для сбора информации, необходимой для оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и планирования развития системы передачи, ОСП использует открытые источники информации, а также право обращаться в органы государственной власти, органов государственной статистики, научных учреждений, других учреждений и организаций о предоставлении соответствующей информации.

8.4. Информация от пользователей системы передачи/распределения, которая необходима для оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и планирования развития системы передачи, делится на постоянные данные и данные, которые предоставляются на периодической основе.

8.5. ОСП должен разработать и обнародовать на своем сайте в сети Интернет формы предоставления постоянных и периодических данных пользователями системы передачи/распределения и соответствующие инструкции по их заполнению.

По запросу пользователя системы передачи/распределения ОСП должен предоставлять соответствующие разъяснения по заполнению форм предоставления данных.

8.6. ОСП должен обеспечить неразглашение коммерческой информации, полученной им от пользователей системы передачи/распределения в процессе выполнения оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей и планирования развития системы передачи.

9. Постоянные данные, предоставляемые пользователями ОСП

9.1. Для составления планов и отчетов используются постоянные данные о технических характеристиках электроустановок Пользователей.

9.2. Постоянные данные включают технические характеристики (установленные заводом-изготовителем, определенные проектом или по результатам испытания), схемы и режимы, характеризующие работу электроустановок (и / или их составляющих), присоединенных к системе передачи.

9.3. Постоянные данные в соответствии с приведенными в главе 6 раздела X настоящего Кодекса типов данных предоставляются пользователями при их присоединении к системе передачи и обновляются в случае их изменения (старение данных, реконструкции электроустановок и т.п.) или на отдельный запрос ОСП.

9.4. ОСП имеет право дополнять и уточнять перечень постоянных данных, необходимых для подготовки планов и отчетов.

10. Данные, предоставляемые Пользователями на периодической основе

10.1. Для составления планов и отчетов используются данные, характеризующие работу электроустановок пользователей, и предоставляются на периодической основе.

10.2. Пользователи согласно с видами своей деятельности на рынке электрической энергии должны предоставлять:

фактические данные за предыдущие 3 года и данные на прогнозный период относительно потребностей в объемах электрической энергии, максимальной активной и реактивной мощности;

фактические данные за предыдущие 3 года и данные на прогнозный период по установленной энергогенерирующей мощности, установленной мощности и полной энергоемкости УХЭ, объемов производства электрической энергии и мощности, а также предоставление вспомогательных услуг;

технико-экономические, экологические и показатели надежности работы энергогенерирующей мощности и УХЭ за последние 3 года;

планы по строительству, реконструкции и технического перевооружения, технико-экономические показатели соответствующих проектов и их обоснование соответствия требованиям экологической безопасности, а также вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики и электроустановок УХЭ;

планы развития систем распределения.

10.3. Оперативные фактические данные по объемам потребления активной и реактивной мощности, узлов и сечений, а также уровней напряжения в характерных точках сети и другие данные по схеме электроснабжения и режима работы электроэнергетического оборудования должны быть получены в процессе осуществления контрольного измерения в режимные дни, определенные ОСП.

10.4. Определение объемов потребления активной и реактивной мощности отдельных Пользователей осуществляется этими пользователями, которые несут ответственность за достоверность данных услуг.

10.5. Пользователи должны предоставлять ОСП фактические данные предыдущего года и данные на прогнозный период по своим потребностям в объемах электрической энергии, активной и реактивной мощности в целом и по каждой точке присоединения к электрической сети.

10.6. Пользователи - ОСР, готовя информацию, касающуюся объемов потребления в узлах своей электрической сети, должны учитывать точки раздела с сетями соседних пользователей, не допуская взаимного дублирования потребления в точке раздела, с соответствующим согласованием этой информации со смежными пользователями перед ее предоставлением ОСП.

10.7. Данные фактического потребления и спроса активной мощности и энергии должны содержать следующую информацию:

фактические суточные графики потребления активной мощности для эпохи максимального спроса и суток минимального спроса в ОЭС Украины, даты которых определяются ОСП;

фактические суточные графики потребления активной мощности для эпохи максимального спроса и суток минимального спроса каждого пользователя, даты которых определяются Пользователем на основе статистических данных и / или условий производства;

потреблении электрической энергии за предыдущий год и ежегодные потребности в активной энергии на прогнозный период для каждой из точек присоединения Пользователя (ОСР предоставляют, в том числе, данные по основным группам потребителей, отраслях промышленности и энергоемких предприятиях);

типичные почасовые графики суточного потребления по группам потребителей для рабочего и выходного дня отопительного и неотапливаемых сезонов.

10.8. На отдельный запрос ОСП Пользователи обязаны предоставлять такую дополнительную информацию:

данные о прогнозируемый спрос за любые другие периоды;

подробные данные о любых индивидуальные нагрузки, характеристики которых значительно отличаются от типичного диапазона бытовых, коммерческих и промышленных нагрузок;

чувствительность потребления (активная и реактивная мощности) к изменениям напряжения и частоты в электрической сети;

максимально возможное влияние на напряжение электрической сети в точке присоединения, который по мнению пользователя, может оказывать нелинейность характеристик его оборудования;

подробные данные по любым потребителям, генерирующих установках и УХЭ, которые могут вызвать изменение активной мощности в точке присоединения больше чем на 300 кВт в минуту для распределительной сети и больше чем на 5 МВт в минуту - для магистральной сети;

другую информацию, по оценке ОСП нужна для перспективного планирования.

10.9. Данные по производству электрической энергии предоставляются по каждому производителю электрической энергии для генерирующих единиц типа В, С, D и должны содержать следующую информацию:

производство электрической энергии по каждой енергоустановци (каждому энергоблока) в годовом и месячном разрезе (кВт · ч);

отпуск электрической энергии с шин станций в годовом и месячном разрезе (кВт · ч);

ограничения мощности для нормальных режимов (постоянные и / или сезонные), если таковые имеются (кВт)

ожидаемый режим работы (базовую нагрузку, полупиковый нагрузки, пиковая нагрузка, возможности предоставления резервов и т.п.) на каждой электростанции;

суточный прогнозируемый график производства активной мощности для энергоустановок или энергоблоков. Такой график предоставляется по отношению к каждой точке присоединения для эпохи пикового и минимального спроса, а также типового спроса рабочих и выходных дней по каждому месяцу каждого года прогнозируемого периода.

10.10. По каждой электростанции или генерирующей единицы, которые предполагается выделять с помощью автоматики частотного деления (АЧД) для сохранения их собственных нужд на район с примерно сбалансированным нагрузкой, должна предоставляться прогнозируемое значение максимального и минимального потребления мощности этим районом (кВт) с учетом объемов автоматической частотной разгрузки.

10.11. Пользователи системы передачи/распределения, в которых установлено УХЭ типа А2, В, С, D, предоставляют информацию о:

отпуск электрической энергии по каждой электроустановке УХЭ в годовом и месячном разрезе (МВт · ч);

отбор электрической энергии по каждой электроустановке УХЭ в годовом и месячном разрезе (МВт · ч);

ожидаемый режим работы (базовую нагрузку, полупиковый нагрузки, пиковая нагрузка, возможности предоставления резервов и т.п.) на каждой электроустановке;

суточный прогнозируемый график отпуска и отбора активной мощности, предоставляемой по каждой точке присоединения для эпохи пикового и минимального спроса, а также типового спроса рабочих и выходных дней по каждому месяцу каждого года прогнозируемого периода;

суточный прогнозируемый график отбора активной мощности, предоставляемой по каждой точке присоединения для эпохи пикового и минимального спроса, а также типового спроса рабочих и выходных дней по каждому месяцу каждого года прогнозируемого периода.

10.12. По запросу ОСП для подготовки сезонной оценки соответствия (достаточности) генерирующих мощностей Пользователи должны предоставлять запрашиваемую информацию в недельном разрезе.

III. Условия и порядок приема в системы передачи, технические требования к электроустановкам объектов электроэнергетики

1. Общие условия для присоединения электроустановок к системе передачи

1.1. К системе передачи могут быть присоединены:

электростанции, установленная мощность которых превышает 20 МВт;

электростанции, установленная мощность которых составляет 20 МВт и менее согласно ТЭО;

электроустановки систем распределения (объекты распределения);

системы постоянного тока высокого напряжения (системы ПТВН);

УХЭ на уровне напряжения 110 кВ и выше, номинальная (установленная) мощность которых превышает 20 МВт;

УХЭ на уровне напряжения 110 кВ и выше, номинальная (установленная) мощность которых составляет 20 МВт и меньше согласно ТЭО;

электроустановки потребителя на уровне напряжения 110 кВ и выше (объекты энергопотребления), в том числе МСР в соответствии с ТЭО.

Электроустановки существующих потребителей в части изменения разрешенной к использованию мощности без повышения уровня надежности электроснабжения электроустановки, изменения степени напряжения и / или изменения схемы питания.

1.2. Право на присоединение к системе передачи имеет любой Заказчик, электроустановки которого соответствуют установленным техническим условиям на присоединение, а сам Заказчик придерживается или обязуется соблюдать требования настоящего Кодекса.

Отказ в присоединении электроустановок Заказчика к системе передачи по основаниям, не предусмотренным Законом Украины «О рынке электрической энергии» или настоящим Кодексом, не допускается.

Отказ в присоединении электроустановок Заказчика к системе передачи должен содержать ссылку на норму Закона Украины «О рынке электрической энергии» и/или настоящего Кодекса, которая не соблюдена Заказчиком и препятствует или делает невозможным предоставление ОСП соответствующей услуги по присоединению электроустановок Заказчика.

Отказ в присоединении электроустановок Заказчика к электрическим сетям оператора системы направляется Заказчику в указанный в заявлении о присоединении способ обмена информацией в течение 2 рабочих дней, начиная со следующего рабочего дня со дня получения заявления.

Оставление ОСП заявления о присоединении электроустановки Заказчика к системе передачи по каким-либо основаниям без рассмотрения, возвращение такого заявления, оставление его без движения, отказ в его принятии не допускается.

1.3. Строительство, реконструкция или техническое переоснащение электрических сетей от точки присоединения к токоприемников Заказчика обеспечивается Заказчиком и остается в его собственности.

1.4. Точка присоединения электроустановок Заказчика располагается на границе земельного участка Заказчика или, с его согласия, на территории этого земельного участка. Точка присоединения электроустановок Заказчика указывается в договоре о присоединении электроустановок к системе передачи (приложение 3 к настоящему Кодексу).

1.5. Разработка и согласование с ОСП и другими заинтересованными сторонами проектной документации на строительство, реконструкцию и / или техническое переоснащение электрических сетей системы передачи с целью присоединения электроустановок Заказчика (электроустановок инженерного внешнего электроснабжения), а также решение вопросов по отводу земельных участков для размещения объектов внешнего обеспечение осуществляется Заказчиком.

1.6. ОСП не имеет права отказать в присоединении электроустановок Заказчика к системе передачи при соблюдении Заказчиком требований настоящего Кодекса, отсутствии ограничения пропускной способности в сети ОСП (или отдельных ее элементах), в которую Заказчик обнаружил намерения присоединиться, обеспечения надежности электроснабжения и стандартов операционной безопасности функционирования ОЭС Украина.

1.7. ОСП при выдаче Заказчику технических условий на присоединение или формировании требований, выводов / рекомендаций по выполнению соответствующих технических мероприятий по технических условий на присоединение, подготовленных ОСР, для обеспечения надежной и устойчивой работы объектов электроэнергетики в ОЭС Украины и / или в соответствующих ее частях имеет руководствоваться принципом обеспечения операционной безопасности функционирования ОЭС Украины.

В случае достижения пределов операционной безопасности функционирования ОЭС Украины ОСП должен принимать меры относительно временного прекращения (ограничения) выдачи технических условий на присоединение и / или предоставления письменных заключений / рекомендаций по выполнению технических мероприятий для обеспечения надлежащей и устойчивой работы объектов электроэнергетики в ОЭС Украины и / или в соответствующих ее частях к реализации технических и рыночных мер, предусмотренных утвержденным отчетом по оценке соответствия (адекватности) генерирующих мощностей.

Решение о прекращении (ограничении) выдачи технических условий на присоединение и / или предоставления письменных заключений / рекомендаций по выполнению технических мероприятий для обеспечения надлежащей и устойчивой работы объектов электроэнергетики в ОЭС Украины и / или в соответствующих ее частях должны быть:

обоснованным с указанием причин такого прекращения (ограничения). Обоснование причины такого отказа должно базироваться на объективных технически и экономически обоснованных условиях, а также информации о обоснованный срок, по истечении которого Заказчик должен обратиться по выдаче технических условий на присоединение;

направлено в адрес пользователей системы передачи;

размещен на своем сайте ОСП в сети Интернет;

направлено Регулятору и в центральный орган исполнительной власти, обеспечивающий формирование и реализацию государственной политики в электроэнергетическом комплексе, в пятидневный срок со дня его оформления.

В случае принятия ОСП решение о прекращении (ограничении) выдачи технических условий на присоединение для обеспечения надлежащей и устойчивой работы объектов электроэнергетики в ОЭС Украины и / или в соответствующих ее частях сроки подготовки технических условий и договора присоединения ОСП и ОСР приостанавливаются.

Принятие / отмене решения о прекращении (ограничении) выдачи технических условий на присоединение и / или предоставления письменных заключений / рекомендаций по выполнению технических мероприятий для обеспечения надлежащей и устойчивой работы объектов электроэнергетики в ОЭС Украины и / или в соответствующих ее частях может осуществляться ОСП исключительно согласно соответствующим требованиям (критериям), разработанными и утвержденными ОСП и обнародованным им на своем сайте в сети Интернет.

1.8. Присоединение вновь построенных электроустановок к системе передачи не имеет приводить к ухудшению параметров надежности и качества электрической энергии для других Пользователей.

1.9. Перед осуществлением присоединения к сети системы передачи Заказчик должен предоставить всю запрашиваемую ОСП информацию, определенную настоящим Кодексом, включая информацию, необходимую для планирования режимов работы энергосистемы.

1.10. В случаях, определенных Кодексом систем распределения, утвержденным постановлением НКРЭКУ от 14 марта 2018 г. № 310, для учета пропускной способности сети ОСП, ОСР обращается в ОСП за получением требований (технических мер) ОСП, выполнение которых необходимо в электрических сетях ОСП для обеспечения технической возможности подсоединение электроустановок заказчика.

ОСП в срок не более 10 рабочих дней с даты обращения ОСР должно предоставить требования (или сообщить об их отсутствии), выполнение которых необходимо в электрических сетях ОСП для обеспечения технической возможности присоединения электроустановок заказчика.

ОСП обнародует на официальном вебсайте в сети Интернет порядок и исчерпывающий перечень документов для получения требований ОСП, которые должны содержать:

требования к электроустановкам заказчика относительно каналов связи для передачи информации по учету, телеизмерениям и данным оперативно-технологического характера, в том числе по показателям качества электрической энергии;

требования к электроустановкам ОСП в части организации релейной защиты и противоаварийной автоматики;

требования действующих нормативно-технических документов в части обеспечения критериев выдачи/потребления мощности с соответствующим обоснованием.

1.11. Заказчик при осуществлении подключения к системе передачи электроустановок, предназначенных для производства электрической энергии, имеет право установить и подключить УХЭ к электрическим сетям внутреннего электроснабжения.

Прогнозируемую величину номинальной (установленной) мощности P_nom УХЭ, которую планируется подключить к технологическим сетям внутреннего электрообеспечения производителя, заказчик должен указать в заявлении, типовая форма которого приведена в Приложении 1 (тип Б) к настоящему Кодексу.

Производитель электрической энергии имеет право установить и присоединить (подключить) УХЭ к технологическим сетям внутреннего электрообеспечения, предназначенным для производства или комбинированного производства электрической и тепловой энергии, если в любой момент времени суммарная мощность, с которой осуществляется отпуск электрической энергии из сетей производителя в сети ОСП или отбор из сетей ОСП к технологическим сетям внутреннего электрообеспечения производителя электрической энергии, не превышает соответствующих величин разрешенной (договорной) мощности отпуска электрической энергии и разрешенной (договорной) мощности отбора электрической энергии такого производителя на грани балансовой принадлежности согласно паспорту точки передачи, заключенному с производителем электрической энергии, и Договора о предоставлении услуг по диспетчерскому (оперативно-технологическому) управлению (при наличии).

В случае если паспортом точки передачи, оформленным с производителем, не определена величина разрешенной (договорной) мощности отбора электрической энергии на собственные нужды генерирующей установки, такая мощность определяется согласно указанной в реализованных технических условиях на присоединение электроустановок производителя, предназначенных для потребления электрической энергии, или (в случае отсутствия такой мощности в реализованных технических условиях на присоединение) - согласно мощности, устанавливаемой на уровне мощности, предназначенной для собственных нужд генерирующих установок в зависимости от источника энергии на уровне согласно требованиям нормативно-технических документов, но не более 4% для электроустановок, предназначенных для производства электрической энергии из энергии солнца, и не более 8% для других производителей электрической энергии от разрешенной (договорной) мощности отпуска электрической энергии.

В случае необходимости осуществления производителем отбора электрической энергии из сетей ОСП сверх величины разрешенной (договорной) мощности отбора электрической энергии электроустановок такого производителя на грани балансовой принадлежности согласно паспорту точки передачи, оформленному с производителем, такой производитель должен получить услугу по присоединению к электрическим сетям согласно требованиям настоящего раздела.

Присоединение (подключение) УХЭ к технологическим сетям внутреннего электрообеспечения производителя электрической энергии осуществляется согласно пункту 7.12 главы 7 настоящего раздела.

В случае установления производителем электрической энергии УХЭ в собственных технологических сетях внутреннего электрообеспечения согласно требованиям настоящего раздела такой производитель должен обеспечить установление технических средств контроля, в том числе автоматики, для недопущения отпуска и/или отбора электрической энергии к (з) сетям ОСП, мощности, превышающей соответствующие величины разрешенной (договорной) мощности отпуска и/или отбора электрической энергии в точке присоединения (для производителя электрической энергии, присоединившего в одной точке присоединения электроустановки, предназначены для производства электрической энергии из любых источников энергии). Указанные технические средства должны быть установлены производителем на пределе балансовой принадлежности ОСП и предусматривать автоматическое отключение электроустановок производителя или снижение нагрузки до уровня величины разрешенной (договорной) мощности отпуска и/или отбора электрической энергии в случае превышения величины разрешенной (договорной) мощности отпуска и/или отбора электрической энергии, с которой соответственно осуществляется отпуск или отбор электрической энергии в (из) сетей ОСП в соответствии с паспортом точки передачи.

2. Технические требования к генерирующих объектов, которые присоединяются к системе передачи или влияют на режимы работы системы передачи

2.1. Определение типа генерирующих единиц

Генерирующие единицы классифицируются по четырем категориям в соответствии с уровнем напряжения их точки присоединения и их мощности, а именно:

тип А - точка присоединения с напряжением ниже 110 кВ и мощностью до 1 МВт включительно;

тип В - точка присоединения с напряжением ниже 110 кВ и мощностью от 1 МВт до 20 МВт включительно;

тип С - точка присоединения с напряжением ниже 110 кВ и мощностью от 20 МВт до 75 МВт включительно;

тип D - точка присоединения с напряжением 110 кВ и выше. Генерирующая единица также относится к типу D, если ее точка присоединения имеет напряжение ниже 110 кВ, а мощность выше 75 МВт.

2.2. Технические требования по типам генерирующих единиц

Перечень общих технических требований к соответствующим типам генерирующих единиц и дополнительных технических требований к синхронным генерирующих единиц и единиц энергоцентров приведен в таблицах 1-3 соответственно.

Таблица 1

Общие технические требования к генерирующим единиц

Таблица 2

Дополнительные технические требования к синхронным генерирующих единиц

Таблица 3

Дополнительные технические требования к единицам энергоцентров

2.3. Технические требования к стабильности частоты:

1) частотных диапазонов:

генерирующие единицы должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать в пределах диапазона частот и интервалов времени, указанных в таблице 4.

Таблица 4

Минимальные интервалы времени, для которых генерирующие единицы должны быть способными работать на разных частотах, отклоняющихся от номинального значения, без отсоединения от сети

Существующие генерирующие единицы АЭС и ТЭС должны быть способными оставаться присоединенными к сети в диапазоне 48,0-49,0 Гц не менее 5 минут, в диапазоне 47,5-48,0 Гц не менее 60 секунд, в диапазоне 50,5-51 5 Гц не менее 10 секунд

2) устойчивость к скорости изменения частоты:

генерирующие единицы должны быть способными оставаться присоединенным к сети и работать при скорости изменения частоты до 1,7 Гц / с;

3) режим с ограниченной чувствительностью к частоты - повышенная частота (LFSM-O):

генерирующие единицы должны быть способными обеспечить изменения активной мощности при отклонении частоты за пределы зоны нечувствительности по частоте (см. рис. 1) и с статизмом, определенными ОСП в пределах значений, указанных в абзацах третьем и четвертом настоящего подпункта;

зона нечувствительности по частоте fRmax должна иметь возможность изменяться в диапазоне от 50,2 Гц до 50,5 Гц включительно;

уставка статизм должна иметь возможность изменяться в диапазоне между 2% и 12%;

генерирующие единицы должны быть способными к реакции активной мощности на отклонение частоты с задержкой не более 1 секунды;

после достижения генерирующей единицей минимального технического уровня Pmin нагрузки генерирующей единицы она должна быть способной продолжать работу на этом уровне;

генерирующие единицы должны быть способным к устойчивой работе в режиме LFSM-O. Когда LFSM-O активный, уставка LFSM-O должна иметь приоритет над другими видами регулирования активной мощности;

Рисунок 1

Способность генерирующих единиц реакции активной мощности на отклонение частоты в режиме LFSM-O

P max, P min - максимальный, минимальный технический уровень мощности генерирующей единицы; P тек - текущий уровень мощности; f Rmax - максимальное значение зоны нечувствительности по частоте; fmin, fmax минимальная, максимальная допустимая частота работы генерирующей единицы.

4) режим с ограниченной чувствительностью к частоты - снижена частота (LFSMU):

генерирующие единицы должны быть способными обеспечить изменения активной мощности при отклонении частоты за пределы зоны нечувствительности по частоте (см. рис. 2) и с статизмом, определенными ОСП в пределах значений, указанных в абзацах третьем и четвертом настоящего подпункта;

зона нечувствительности по частоте f Rmin должна иметь возможность изменяться в диапазоне от 49,8 Гц до 49,5 Гц включительно;

уставки статизм должны иметь возможность изменяться в диапазоне между 2% и 12%;

генерирующие единицы должны быть способными к реакции активной мощности на отклонение частоты с задержкой не более 1 секунды;

после достижения генерирующей единицей максимального технического уровня P max мощности генерирующей единицы она должна быть способной продолжать работу на этом уровне;

генерирующие единицы должны быть способным к устойчивой работе в режиме LFSM-U;

Рисунок 2

Способность генерирующих единиц к реагированию активной мощности на отклонение частоты в режиме в LFSM-U

P max, P min - максимальный, минимальный технический уровень мощности генерирующей единицы; P тек - текущий уровень мощности. f Rmin, f Rmax - минимальное, максимальное значение зоны нечувствительности по частоте; f min, f max минимальная, максимальная допустимая частота работы генерирующей единицы.

5) режим нормированного ППЧ (частотно чувствительный режим FSM):

генерирующие единицы должны быть способными изменять активную мощность при отклонении частоты в соответствии с параметрами, установленными ОСП (см. рис. 3) в пределах диапазонов, указанных в таблице 5;

Рисунок 3

Способность генерирующих единиц реакции активной мощности на отклонение частоты в режиме в FSM, что иллюстрирует случай нулевой мертвой зоны и нечувствительность

P ref - базовая активная мощность, к которой относится Δ P; Δ P - изменение выходного активной мощности генерирующей единицы; fn - номинальная частота (50 Гц) в сети; Δ f - отклонение от номинальной частоты в сети.

Таблица 5

Параметры для реакции активной мощности на отклонение частоты в режиме FSM

в случае повышения частоты изменение активной мощности при отклонении частоты ограничивается минимальным техническим уровнем;

в случае снижения частоты изменение активной мощности при отклонении частоты ограничивается максимальной мощности;

фактическое изменение активной мощности при отклонении частоты может ограничиваться рядом факторов, в частности влиянием окружающей среды и наличием источников первичной энергии;

в случае скачкообразного изменения частоты генерирующие единицы должны быть способными изменять активную мощности при отклонении частоты по линии, как указано на рис. 4, или выше нее (во избежание колебаний активной мощности для генерирующих единиц);

Рисунок 4

Способность изменять активную мощность при отклонении частоты

P max - максимальная мощность, к которой относится Δ P; Δ P - изменение выходного активной мощности генерирующей единицы. Генерирующая единица должна обеспечивать исходную активную мощность Δ P к точке Δ P 1 в соответствии с интервалами времени t 1 и t 2со значениями Δ P 1, t 1 и t 2, определенных ОСП согласно таблице 6; t 1 - начальная задержка; t 2 - время полной активации.

Таблица 6

Параметры полного изменения активной мощности на отклонение частоты вследствие скачкообразного изменения частоты

генерирующие единицы должны быть способными обеспечить устойчивую выдачу имеющейся регулирующей активной мощности при отклонении не менее 15 минут

в пределах 15 минут регулирования активной мощности должно соответствовать статической частотной характеристике генерирующих единиц;

в случае снижения частоты, гидроаккумулирующие (аккумулирующие) объекты должны быть способными к отсоединению своей нагрузки, за исключением собственных нужд станции;

генерирующие объекты должны иметь оборудование связи, чтобы передавать в режиме реального времени с надлежащей защитой от генерирующего объекта к диспетчерских пунктов ОСП, по крайней мере, следующие сигналы:

сигнал индикации состояния нормированного ППЧ FSM (ув. / выкл.)

плановая активная мощность (по графику);

фактическое значение активной мощности;

фактические задачи по активной мощности для соответствующего отклонения частоты;

статизм и зона нечувствительности;

при необходимости ОСП может указывать дополнительные сигналы, должны передаваться генерирующим объектом с использованием устройств мониторинга и регистрации для проверки участия генерирующих единиц в нормированном ППЧ;

6) дистанционное отключение / включение:

генерирующие единицы должны быть оборудованы входным портом, чтобы прекращать выработку активной мощности не позднее чем через 5 секунд после получения команды на входном порту. Соответствующие Операторы должны указывать требования для оборудования, чтобы обеспечить дистанционное управление этим механизмом;

7) управляемость активной мощностью:

генерирующие единицы должны быть оборудованы интерфейсом (входным портом), чтобы иметь возможность уменьшать выходную активную мощность до указанного уровня позже чем через 60 секунд после получения команды на входном порту. ОСП имеет право указывать требования к оборудованию, чтобы иметь возможность дистанционно регулировать выходную активную мощность генерирующих единиц;

8) регулирования активной мощности:

система регулирования генерирующей единицы должна быть способной к настройке уставки активной мощности согласно управляющими действиями/оперативными командами ОСП;

ОСП устанавливает время, в рамках которого должна быть достигнута уставка активной мощности (при условии наличия топлива/источника энергии) и указать допустимое отклонение для новой уставки и время, за которое она должна быть установлена;

в случае вывода из работы генерирующей единицы из-под управления Системы автоматического регулирования частоты и мощности (САРЧМ) ОСП обеспечивает управление этой генерирующей единицей в ручном режиме, сообщив безотлагательно владельца генерирующей единицы о времени такого перевода. ОСП сообщает регулятора о случаях вывода из-под САРЧМ генерирующих единиц путем ежемесячного отчета;

9) автоматическое присоединение:

ОСП указывает условия, при которых генерирующая единица может автоматически соединиться с сетью после незапланированного отключения или при восстановлении системы передачи.

Эти условия должны включать: диапазоны частоты и диапазоны напряжений, в пределах которых автоматическое присоединение является допустимым, и соответствующее время задержки; максимальный градиент увеличения выходной активной мощности.

Если другие условия не согласованы между ОСП, владельцем генерирующей единицы и соответствующим ОСР, условия автоматического присоединения следующие:

диапазон частоты 49,9-50,1 Гц;

диапазон напряжения 0,9-1,1 в. в.;

минимальное время задержки 60 секунд

максимальный градиент увеличения выходной активной мощности ≤ 20% P max / мин;

10) искусственная инерция:

единицы энергоцентра должны быть способными обеспечивать искусственную инерцию.

Принципы работы систем управления, установленные для обеспечения искусственной инерции, и соответствующие параметры определяются ОСП на этапе подключения электроустановок.

2.4. Технические требования к надежности генерирующих единиц

2.4.1. Способность нести заданную нагрузку

Генерирующие единицы должны быть способными нести нагрузку на заданном уровне активной мощности независимо от изменения частоты в пределах пороговой частоты, указанной в подпункте 1 пункта 2.3 настоящей главы;

2.4.2. Устойчивость к КЗ

1) генерирующие единицы должны быть способными оставаться присоединенными к сети и продолжать стабильную работу при КЗ и после его устранения релейной защитой при изменении напряжения по кривой (см. Рис. 5), параметры которой задаются ОСП в пределах диапазонов, указанных в таблицах 7 и 8 для синхронных генерирующих единиц и единиц энергоцентров соответственно. Временные интервалы работы генерирующих единиц без отключения от сети при КЗ для указанных уровней напряжения (см. Рис. 5), присоединенных на уровне напряжения 110 кВ и выше, приведены в таблицах 9 и 10 для синхронных генерирующих единиц и единиц энергоцентров соответственно;

Рисунок 5

График напряжения генерирующей единицы при прохождении КЗ без отключения от сети

На графике показана нижняя граница кривой напряжения в зависимости от времени для напряжения в точке присоединения, выраженной как отношение ее фактического значения к ее опорного значения в и. о. - до, в течение и после повреждения. U ret - остаточное напряжение в точке присоединения в течение КЗ, t clear - момент ликвидации КЗ. U rec1, U rec2, tr ec1, t rec2 и t rec3 - указывают на определенные точки нижних границ восстановления напряжения после ликвидации КЗ.

Таблица 7

Параметры для синхронных генерирующих единиц

Таблица 8

Параметры для единиц энергоцентров

Таблица 9

Параметры для синхронных генерирующих единиц присоединенных на уровне напряжения 110 кВ и выше

Таблица 10

Параметры для единиц энергоцентров присоединенных на уровне напряжения 110 кВ и выше

2) для обеспечения возможности работы генерирующих единиц без отключения от сети при КЗ ОСП по требованию владельца генерирующего объекта должен предоставить ему значение минимальной и максимальной мощности КЗ в точке присоединения и указать предаварийных рабочие параметры генерирующей единицы, выраженные как выходные активная и реактивная мощности в точке присоединения и напряжение в точке присоединения;

3) генерирующие единицы должны быть способными продолжать стабильную работу, когда фактические значения линейных напряжений относительно уровня напряжения в точке присоединения при КЗ, учитывая вышеприведенные предаварийных и послеаварийных режимах, остается выше границы, указанной на рисунке 5, если схема защиты внутренних электрических повреждений не требует отсоединения генерирующей единицы от сети. Схемы защиты и уставки для внутренних электрических повреждений не должны ставить под угрозу характеристики способности оставаться в работе без отключения от сети при КЗ;

4) защита от понижения напряжения (способность оставаться в работе без отключения от сети при КЗ или минимальное значение, указанное для напряжения в точке присоединения) устанавливается владельцем генерирующего объекта в соответствии с его максимальных технических возможностей, если ОСП не устанавливает требования в соответствии с подпунктом 2 пункта 2.6 этой главы. Уставки должны быть обоснованы владельцем генерирующего объекта в соответствии с этим принципом.

2.4.3. Восстановление выработки активной энергии после КЗ

Генерирующие единицы должны восстанавливать производство активной энергии после КЗ ОСП определяет величину и время восстановления выработки активной энергии.

Минимальные требования к восстановлению выработки активной энергии после КЗ:

время начала восстановления - в момент достижения 90% напряжения на момент возникновения КЗ;

максимально допустимое время восстановления активной энергии после КЗ - 1 секунда;

минимальный уровень мощности активной энергии - 90% мощности активной энергии на момент возникновения КЗ.

2.4.4. статическая устойчивость

В случае отклонений мощности генерирующие единицы должны сохранять статическую устойчивость, работая в любой рабочей точке характеристики PQ.

Генерирующие единицы должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать без снижения мощности пока напряжение и частота остаются в указанных пределах в соответствии с требованиями, установленными в этом разделе.

Генерирующие единицы должны быть способными оставаться присоединенными к сети при однофазных или трехфазных КЗ и АПВ на линиях электропередачи, отходящих от станции. Подробные данные этой способности должны подлежать координации и согласованию относительно схем защиты и установок, в соответствии с подпунктом 2 пункта 2.6 настоящей главы.

2.5. Технические требования к стабильности напряжения:

1) способность к выработке реактивной энергии (общая)

Генерирующие единицы должны быть способными производить реактивную мощность, если такое требование установлено ОСП;

2) быстрое подпитки КЗ током

Единицы энергоцентра по требованию ОСП должны быть способными обеспечивать быстрое подпитки КЗ током в точке присоединения при симметричных (трехфазных) повреждений;

ОСП должен установить требования к работе единиц энергоцентра без отключения от электрической сети при нормативных повреждений;

3) система регулирования напряжения

Генерирующие единицы должны быть оборудованы постоянной системой автоматического регулирования возбуждения, которая может обеспечивать постоянное напряжение на зажимах генератора переменного тока на уровне выбранной уставки без нестабильности во всем рабочем диапазоне синхронной генерирующей единицы.

Синхронные генерирующие единицы должны быть оборудованы системой АРВ. Эта система должна включать:

функцию ограничения диапазона выходного сигнала таким образом, чтобы самая высокая частота характеристики не могла возбуждать крутильные колебания на других подключенных к сети генерирующих единицах;

ограничитель минимального возбуждения для предотвращения уменьшению возбуждения генератора переменного тока до уровня, который угрожает синхронной устойчивости;

ограничитель максимального возбуждения для предотвращения возбуждения генератора переменного тока выше максимального значения, которое допустимо в пределах его проектных параметров;

ограничитель тока статора;

функцию PSS для демпфирования колебаний мощности, которая является обязательной для новых синхронных генерирующих единиц типа В, С и D и существующих синхронных генерирующих единиц ГЭС/ГАЭС типа D.

Уставки настройки функции PSS для демпфирования колебаний мощности выбираются согласно методике производителя этой системы. Частоты настройки должны соответствовать заданным ОСП значениям.

Меры по настройке функции PSS должны быть выполнены владельцами генерирующих единиц в срок не более пяти месяцев после получения соответствующего оперативного распоряжения ОСП;

4) автоматическое отключение при отклонениях напряжения за допустимые пределы

Генерирующим единицам разрешается автоматическое отключение, когда напряжение в контрольной точке присоединения выходит за пределы, установленные ОСП;

5) способность к выработке реактивной энергии при максимальной активной мощности

Синхронные генерирующие единицы должны быть способными по требованию ОСП использовать все резервы реактивной мощности до аварийных перегрузок в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей.

Генерирующие единицы должны быть способными обеспечивать по требованию ОСП выработки / потребления реактивной мощности в случаях колебаний напряжения с учетом того, что:

синхронные генерирующие единицы должны быть способными обеспечивать выработку / потребления реактивной мощности на ее максимальном уровне в пределах графика UQ / P max, указанного на рисунке 6;

диапазон Q / P max и диапазон напряжений для синхронных генерирующих единиц должны находиться в пределах значений, указанных в таблице 11, а для единиц энергоцентра - в пределах значений, указанных в таблице 12;

необходимо учитывать, что полный диапазон реактивной мощности не может быть имеющимся во всем диапазоне напряжений в установившемся режиме;

генерирующие единицы должны быть способными к перемещению в любую рабочую точку в пределах своего профиля UQ / Pmax в соответствующих временных рамках до значений, установленных ОСП.

Рисунок 6

Рабочие диапазоны UQ / Pmax генерирующей единицы

Диаграмма отражает пределы графика UQ / P max напряжением в точке присоединения, выраженной отношением ее фактического значения к ее опорного значения в и. о., в зависимости от отношения реактивной мощности (Q) до максимальной мощности (P max ).

Таблица 11

Параметры для обводной (см. Рис. 6) для синхронных генерирующих единиц

Таблица 12

Параметры для обводной (см. Рис. 6) для единиц энергоцентра

Единицы энергоцентра должны соответствовать следующим требованиям режимов регулирования реактивной мощности:

быть способными к выдаче реактивной мощности автоматически или в режимах регулирования напряжения, реактивной мощности или коэффициента мощности;

для обеспечения режима регулирования напряжения должны быть способными к содействию регулированию напряжения в точке присоединения путем обеспечения обмена реактивной мощности с сетью с уставкой напряжения, охватывает от 0,95 до 1,05 о. е. с шагами не более 0,01 о. е., с крутизной характеристики в диапазоне, по крайней мере 2-7%, и шагами не более 0,5%. Выходная реактивная мощность должна быть нулевой, когда значение напряжения в точке присоединения равно вставке напряжения;

осуществлять работу с уставкой с или без зоны нечувствительности, выбранной в диапазоне от нуля до ± 5% опорного значения 1 о. е. напряжения, с шагами не более 0,5%;

в течение ступенчатой изменения напряжения должны быть способными достигать 90% изменения реактивной мощности в течение времени, не превышает 5 секунд, и стабилизироваться на значении, указанном крутизной характеристики в пределах времени, не превышающий 60 секунд, с устоявшимся допустимым отклонением реактивной мощности не более 5 % от максимальной реактивной мощности;

для обеспечения режима регулирования реактивной мощности должны быть способными к установлению уставки реактивной мощности где угодно в диапазоне реактивной мощности, определенном в абзаце третьем настоящего подпункта, с уставкой шага не более чем 5 МВАр или 5% (менее из этих значений) полной реактивной мощности, регулируя реактивную мощность в точке присоединения с точностью в пределах ± 5 МВАр или ± 5% (менее из этих значений) полной реактивной мощности;

быть способными регулировать коэффициент мощности в точке присоединения в пределах необходимого диапазона реактивной мощности в соответствии с требованиями, установленными в абзаце третьем настоящего подпункта, с шагами целевого коэффициента мощности не более 0,01;

6) демпфирования колебаний мощности

Единицы энергоцентра должны быть способными демпфировать колебания мощности. Характеристики регулирования напряжения и реактивной мощности единиц энергоцентра не должны оказывать негативное влияние на демпфирования колебаний мощности;

7) требования по диапазонов напряжения

С учетом требований подпункта 2.4.2 пункта 2.4 настоящей главы генерирующие единицы должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать в пределах диапазонов напряжения в точке присоединения, выраженных напряжением в точке присоединения в виде опорного значения 1 о. е., и для периодов времени, указанных в таблице 13 (для классов напряжения до 330 кВ включительно) и таблицы 14 (для классов напряжения от 400 кВ до 750 кВ).

Таблица 13

Таблица 14

Широкие диапазоны напряжения или длиннее минимальные периоды времени для работы могут быть согласованы между ОСП и владельцем генерирующего объекта. Если шире диапазона напряжения и длиннее минимальное время для эксплуатации экономически выгодным и технически возможными, то такое предложение не должна быть отклонена любой из сторон.

С учетом требований абзаца второго настоящего подпункта ОСП имеет право указывать напряжение в точке присоединения, при которой генерирующие единицы должны быть способными к автоматического отключения. Условия и уставки для автоматического отключения должны быть согласованы между ОСП и владельцем генерирующего объекта.

2.6. Технические требования по управлению системой передачи:

1) схемы управления и параметры настройки

Схемы, принцип действия, алгоритмы работы станционных систем управления, АСУ ТП генерирующих единиц (в части регулирования частоты, мощности и АРВ), которые необходимы для обеспечения стабильности системы передачи и принятия противоаварийных мер, должны быть согласованы соответствующим Оператором в части технических требований к построению АСУ ТП в составе информационно-технологической системы диспетчерского управления ОЭС Украины, определенных согласно приложению 8 к настоящему Кодексу. Внесение любых изменений в схемы и алгоритмы работы без согласования с соответствующим Оператором запрещается;

2) релейная защита и противоаварийная автоматика и параметры настройки

Алгоритмы работы, принципы организации и уставки релейной защиты и противоаварийной автоматики генерирующих единиц в обязательном порядке согласовываются с ОСП и должны быть скоординированы (согласованные) с действием РЗ и ПА передающих и распределительных сетей. ОСП должен определять схемы и уставки, РЗ и ПА сетей, с учетом характеристик генерирующей единицы. При угрозе безопасной работе ОЭС Украины, оборудованию или жизни и здоровью персонала, релейная защита и противоаварийная автоматика генерирующей единицы должны иметь приоритет над автоматикой регулирования нормального режима (например, САРЧМ).

При выборе схемы и алгоритма работы релейной защиты и противоаварийной автоматики должна быть учтена необходимость защиты от:

внешних и внутренних коротких замыканий;

несимметричных нагрузок (обратная последовательность фаз)

перегрузок статора и ротора;

пере- / недовозбуждения;

повышение / понижение напряжения в точке присоединения;

повышение / понижение напряжения на зажимах генератора;

колебаний мощности в электрических сетях;

ложных срабатываний с учетом пусковых токов;

асинхронных режимов;

недопустимых кручений вала (например, подсинхронных резонанс);

повреждений линий электропередачи, влияющие на работу генерирующей единицы;

повреждений блочных трансформаторов;

с учетом необходимости обеспечения резервирования на случай отказа коммутационной аппаратуры и защиты, перевозбуждение (U / f), обратной мощности, скорости изменения частоты, смещение нейтрали напряжения.

При организации взаимодействия РЗ и ПА генерирующих единиц и электрических сетей должен быть установлен следующий приоритет действия (от самого высокого до самого низкого):

защита электрических сетей и защита оборудования генерирующей единицы;

обеспечения искусственной инерции, где это уместно;

осуществление регулирования частоты и мощности;

ограничения мощности;

ограничения градиента мощности;

3) обмен информацией

Генерирующие объекты должны быть способными к обмену технологической информацией с ОСП в режиме реального времени в соответствии с требованиями главы 6 раздела X настоящего Кодекса с меткой времени;

Организация обмена информацией осуществляется согласно приложениям 8 и 9 к настоящему Кодексу и техническим требованиям;

4) динамическая устойчивость

Генерирующие единицы должны быть способными к отсоединению от сети автоматически, чтобы предотвратить нарушение устойчивости энергосистемы или повреждение генерирующей единицы.

Владельцы генерирующих объектов и ОСП должны согласовать условия (критерии) обеспечение динамической устойчивости или сохранения управляемости;

5) контрольно-измерительная аппаратура

Генерирующие объекты должны быть оборудованы средствами регистрации аварийных событий и мониторинга динамического поведения системы. Эти средства должны регистрировать такие параметры:

напряжение;

активную мощность;

реактивную мощность;

частоту.

ОСП имеет право устанавливать параметры аппаратуры регистрации аварийных событий, в частности критерии запуска и частоту дискретизации.

ОСП определяет требования к мониторингу динамического поведения энергосистемы, в частности к процедуре выявления и сигнализации слабо затухающих колебаний мощности (WAMS).

Системы мониторинга качества электроснабжения и динамического поведения энергосистемы должны включать средства доступа к информации для владельца генерирующего объекта и ОСП. Протоколы обмена зарегистрированными данными должны быть согласованы между владельцем генерирующего объекта и ОСП.

В случае необходимости ОСП может выдвинуть требования о необходимости установки дополнительных устройств на генерирующем объекте, с целью предупреждения аварийных ситуаций в энергосистеме;

6) имитационные (математические, компьютерные) модели

По требованию ОСП владельцы генерирующих объектов должны предоставить имитационные модели, которые должным образом отражают поведение генерирующей единицы как в установившемся режиме так и в электромеханическом и электромагнитном переходных процессах.

Владельцы генерирующих объектов должны обеспечить верификацию предоставленных моделей соответствующими результатами испытаний в соответствии с требованиями настоящего Кодекса и предоставлять результаты испытаний ОСП.

Модели, предоставленные владельцами генерирующих объектов, должны содержать следующие составляющие в зависимости от существования отдельных компонентов:

генератор переменного тока и первичный двигатель;

регулирования частоты вращения и мощности;

регулирования напряжения, включая функцию стабилизатора энергосистемы (PSS) и систему регулирования возбуждения, в случае их наличия;

модели защит генерирующей единицы;

модели преобразователей в случае их наличия.

ОСП определяет:

формат, в котором должны предоставляться модели;

объем документации о структуре и блок-схемы модели;

минимальные и максимальные мощности КЗ в точке присоединения, выраженные в МВА, как эквивалент сети;

7) скорость изменения активной мощности

С целью обеспечения возможности изменять активную мощность генерирующей единицы в соответствии с ее планового графика ОСП устанавливает минимальную (но не менее 1% от установленной мощности) и максимальную границы для скорости изменения выходного активной мощности для генерирующей единицы, учитывая тип генерирующего оборудования;

8) заземления нейтрали

Заземляющего устройства нейтрали на сетевой стороне повышающих трансформаторов должна соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок;

9) средства синхронизации

Генерирующие единицы должны быть оборудованы необходимыми средствами синхронизации для подключения к сети.

Синхронизация генерирующих единиц должно быть возможным для частот в пределах диапазонов, указанных в таблице 4.

Параметры устройств синхронизации должны быть согласованы ОСП и владельцем генерирующего объекта на этапе проектирования, а именно:

напряжение;

частота;

диапазон фазового угла;

последовательность чередования фаз;

отклонения напряжения и частоты.

2.7. Технические требования по восстановлению системы передачи:

1) автоматическое повторное присоединение

Генерирующие единицы должны быть способными к повторного подключения к сети после случайного отключения, вызванного нарушением сети в соответствии с условиями, установленными ОСП. ОСП должен определить необходимость установки систем автоматического повторного подключения и их параметров для каждого генерирующего объекта на основе расчетов электрических режимов;

2) автономный пуск

Способность к автономному пуска не является обязательным для любых типов генерирующих единиц, за исключением случаев, когда ОСП считает, что безопасность энергосистемы подвергается риску из-за дефицита в энергосистеме способности к автономному пуска. В таком случае ОСП может обратиться к владельцам генерирующих объектов с требованием предоставить коммерческое предложение по обеспечению способности к автономному пуска, а владельцы обязаны предоставить ему такое предложение.

Генерирующие единицы со способностью к автономному пуска должны быть способными к пуску с полностью обесточенного состояния без какой-либо внешней подачи электрической энергии в пределах временного интервала, утвержденного ОСП.

Генерирующие единицы со способностью к автономному пуска должны быть способными синхронизироваться в пределах частоты, указанной в таблице 4, и в пределах напряжения в соответствии с подпунктом 7 пункта 2.5 настоящей главы, если это применимо.

Генерирующие единицы со способностью к автономному пуска должны быть способными к автоматического поддержания напряжения при присоединении нагрузки.

Генерирующие единицы со способностью к автономному пуска должны:

быть способными регулировать частоту и мощность в выделенном энергорайоне;

регулировать частоту в случае ее повышения или снижения во всем диапазоне выходной активной мощности между минимальным уровнем регулирования и максимальной мощностью, а также на уровне нагрузки собственных нужд;

параллельно работать с несколькими генерирующими единицами в составе одного острова;

автоматически регулировать напряжение в процессе восстановления энергосистемы;

3) участие в островном режиме работы

Генерирующие единицы (кроме энергоблоков АЭС и единиц энергоцентра) должны быть способными участвовать в островном режиме работы с такими пределами:

пределы частоты для островного режима работы установлены в таблице 4;

пределы напряжения для островного режима работы должны устанавливаться ОСП или соответствующим Оператором в координации с ОСП.

Генерирующие единицы должны быть способными работать в режиме нормированного ППЧ (FSM) при островного режима работы в соответствии с требованиями подпункта 5 пункта 2.3 настоящей главы. В случае избытка мощности генерирующие единицы должны быть способными к снижению выходного активной мощности от предыдущей рабочей точки до любой новой рабочей точки в пределах графика PQ. В связи с этим генерирующие единицы должны быть способным к снижению выходного активной мощности к техническому минимуму.

ОСП и владельцем генерирующего объекта должна быть согласована процедура информирования о переходе генерирующих единиц от параллельной работы с ОЭС Украины на работу в островном режиме и наоборот;

4) быстрая повторная синхронизация

В случае отсоединения генерирующей единицы от сети эта генерирующая единица должна быть способной к быстрой повторной синхронизации методом точной синхронизации, предусматривающий установление устройств автоматической и полуавтоматической точной синхронизации.

Если на повторную синхронизацию генерирующей единицы требуется более 15 минут, ОСП и соответствующий ОСР совместно с владельцем генерирующего объекта должны согласовать схему выделения на питание собственных нужд и прилегающий энергорайона.

В вышеупомянутом случае генерирующие единицы должны быть способными к длительной работе после переключения на питание собственных нужд и прилегающего энергорайона в изолированном режиме. Минимальная продолжительность работы в изолированном режиме должна быть установлена ОСП с учетом типа генерирующего оборудования.

2.8. Применение технических требований к ГАЭС, энергетических объектов с комбинированным выработкой тепла и электроэнергии

Генерирующие единицы ГАЭС должны соответствовать всем требованиям, указанным в этой главе, как в генераторном, так и в насосном режимах работы, если они относятся к типу B, C или D. Работа в режиме синхронных компенсаторов для ГАЭС не должна быть ограничена во времени техническим проектом.

Насосные модули на ГАЭС, которые обеспечивают только режим закачки, должны выполнять технические требования, изложенные в главе 3 настоящего раздела, и рассматриваться как объекты энергопотребления.

Требования этого раздела относительно способности поддерживать постоянную выходную активную мощность или модулировать исходную активную мощность не должны применяться к генерирующим единиц объектов с комбинированным выработкой тепла и энергии, встроенных в сети промышленных объектов, на которых выполняются все из следующих критериев:

основное назначение этих объектов - выработка тепла для промышленных процессов соответствующего промышленного объекта;

выработки тепла и электрической энергии неразрывно связаны, то есть любое изменение выработки тепла заканчивается неизбежной сменой выработки активной мощности и наоборот;

генерирующие единицы относятся к типу A, B или C.

3. Технические требования к электроустановкам объектов распределения / энергопотребления, которые присоединяются к системе передачи или влияют на режимы работы системы передачи

3.1. Требования к электроустановкам по частоте

Присоединены к системе передачи электроустановки объектов распределения / энергопотребления должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать в частотных диапазонах и в течение периодов времени, указанных в таблице 15.

Таблица 15

Минимальные интервалы времени, для которых энергообъекты должны быть способным работать на различных частотах, отклоняющихся от номинального значения, без отсоединения от сети

3.2. Требования к электроустановкам относительно напряжения

ОСР / владельцы объектов энергопотребления должны обеспечить, чтобы их присоединение не приводили к искажению или колебания напряжения питающей сети в точке присоединения. Уровень искажения не должна превышать уровень, установленный им ОСП.

Присоединены к системе передачи объекты распределения / энергопотребления должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать в диапазонах напряжения и в течение периодов времени, указанных в таблице 16 (для уровней напряжения до 330 кВ включительно) и таблицы 17 (для уровней напряжения выше 400 кВ ).

Оборудование распределительных сетей, подключенных к системе передачи на том же напряжении, что и напряжение точки присоединения, должен быть способен оставаться присоединенным к сети и работать в диапазонах напряжения и в течение периодов времени, указанных в таблице 16 (для уровней напряжения до 330 кВ включительно) и таблицы 17 (для уровней напряжения выше 400 кВ).

Таблица 16

Таблица 17

Если этого требует ОСП, присоединенные к системе передачи электроустановки объектов распределения / энергопотребления должны быть способными к автоматическому отключению при указанных уровней напряжения. Условия и настройки для автоматического отключения должны быть согласованы между ОСП и ОСР / владельцем объекта энергопотребление.

3.3. Требования к электроустановкам по короткого замыкания:

1) ОСП должен указать уровень максимального тока короткого замыкания в точке присоединения, который должны быть способными выдерживать присоединены к системе передачи электроустановки объекты распределения / энергопотребления;

2) ОСП должен предоставить ОСР / владельцу объекта энергопотребление оценку минимальных и максимальных токов короткого замыкания, которые очикуватимуться в точке присоединения;

3) после возникновения незапланированной события ОСП должен сообщить заинтересованного ОСР / владельца объекта энергопотребление как можно скорее но не позднее 3 дней после наступления незапланированной события по изменению порога максимального тока короткого замыкания в сети ОСП;

4) установлен в соответствии с подпунктом 3 настоящего пункта новый порог должен быть доведен до ОСР и владельцев объектов энергопотребления, электроустановки которых присоединены к системе передачи и должны быть способными выдерживать изменения порога максимального тока короткого замыкания;

5) перед запланированным событием ОСП должен сообщить заинтересованного ОСР / владельца объекта энергопотребления, как можно скорее, но не позднее одной недели перед запланированным событием, об изменениях по увеличению порога максимального тока короткого замыкания в сети ОСП;

6) установлен в соответствии с подпунктом 5 настоящего пункта новый порог должен быть доведен до ОСР и владельцев объектов энергопотребления, электроустановки которых присоединены к системе передачи и должны быть способными выдерживать изменения порога максимального тока короткого замыкания;

7) ОСП должен запросить информацию от ОСР и владельцев объектов энергопотребления относительно вклада тока короткого замыкания от их энергоустановок или сетей. Эквивалентные модули сети должны быть представлены и подтверждены для нулевой, прямой и обратной последовательностей;

8) после незапланированной события ОСР / владельцы объектов энергопотребления должны как можно быстрее сообщить ОСП, но не позднее 7 дней после незапланированной события, об изменениях в взноса тока короткого замыкания с превышением порога, установленного ОСП;

9) до соревнований ОСР / владельцы объектов энергопотребления должны как можно быстрее сообщить ОСП, но не позднее 7 дней до соревнований, об изменениях в взноса тока короткого замыкания с превышением порога, установленного ОСП.

3.4. Требования к объектам распределения / энергопотребления по реактивной мощности:

1) присоединены к системе передачи объекты распределения / энергопотребления должны быть способными к поддержанию их устойчивой работы в точке присоединения в пределах диапазона реактивной мощности, указанного ОСП для потребления и генерации реактивной мощности, который не должен превышать 48% (при коэффициенте мощности 0, 95) большей среди мощности максимально допустимой выдачи или максимально допустимого потребления. Коэффициент мощности может буди изменен по взаимному согласию ОСР и ОСП, после выполнения расчетов;

2) ОСП может требовать, чтобы присоединены к системе передачи распределительные сети были способными компенсировать генерацию реактивной мощности в точке присоединения до нулевого значения в условиях перетока активной мощности менее 25% от максимально допустимого перетока;

3) с учетом требований подпункта 1 настоящего пункта ОСП может требовать, чтобы в присоединенной к системе передачи распределительной сети активно было обеспечено регулирование перетоков реактивной мощности в точке присоединения. ОСП и ОСР должны согласовать метод этого регулирования с учетом надежности электроснабжения потребителей и работы ОЭС Украины в целом.

3.5. Требования к объектам распределения / энергопотребления по схемам защиты и устройств управления:

1) ОСП и ОСР / владельцы объектов энергопотребления должны согласовать типа устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, схемы релейной защиты и противоаварийной автоматики и уставки для присоединенных к системе передачи объектов распределения / энергопотребления;

2) с учетом безопасности работы энергосистемы и без ущерба для оборудования и здоровья персонала и населения автоматическая защита объектов распределения / энергопотребления должен иметь приоритет над управлением путем предоставления оперативных команд и распоряжений диспетчерским персоналом;

3) устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики должны обеспечивать:

ликвидацию внешних и внутренних КЗ;

предупреждения повышения или понижения напряжения в точке присоединения к системе передачи выше / ниже предельно допустимых границ;

предупреждения отклонения частоты за пределы предельно допустимых значений;

защита электроустановок потребителей;

защиту блочных трансформаторов;

резервирования на случай отказа коммутационной аппаратуры и защиты;

4) ОСП и ОСР / владельцы объектов энергопотребления, объекты которых подключены к системе передачи, должны согласовать процедуры внесения изменений в схемы, уставки и типы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики с учетом их взаимодействия с системами управления нормального режима;

5) процедура согласования схем, уставок и типов устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики должна учитывать:

режимы работы объектов распределения / энергопотребления (изолированно или синхронно)

необходимость демпфирования (гашения) колебаний мощности;

предупреждения и ликвидации нарушения нормального режима работы передающей сети;

автоматический ввод резерва;

автоматическое повторное включение после ликвидации КЗ;

6) ОСР / владельцы объектов энергопотребления, обязаны создавать собственные телекоммуникационные сети и обеспечивать обмен данными с ОСП в соответствии с требованиями главы 6 раздела X настоящего Кодекса.

3.6. Требования к автоматической частотной разгрузки (АЧР), отключение нагрузки (САОН) и повторного включения нагрузки после действия устройств АЧР (ЧАПВ) и САОН:

1) все присоединенные к системе передачи объекты распределения / энергопотребления должны соответствовать требованиям АЧР или САОН:

ОСР и владельцы присоединенных к системе передачи объектов энергопотребления должны обеспечивать способность к автоматическому отключению / включению согласованной доли их нагрузки при снижении / повышении частоты и / или напряжения до уставок срабатывания и / или превышении допустимых перетоков мощности в контролируемых ОСП сечениях. ОСП определяет уставки срабатывания и объемы подключенной нагрузки к устройствам АЧР, САОН и ЧАПВ.

Включение / включения нагрузки, заведенного под АЧР / ЧАПВ, должно выполняться многоступенчатым для заданного диапазона частот и с заданным временем и соответствовать следующим требованиям:

диапазон частот - в пределах 47-50 Гц с шагом настройки 0,01 Гц;

реле частоты АЧР должны сохранять заданные уставки срабатывания по частоте при изменениях величины контролируемой и оперативного напряжения в пределах диапазона 20-130% номинальной;

реле частоты АЧР должны сохранять работоспособность и обеспечивать отсутствие ложного срабатывания выходных реле при выключении и включении контролируемой и оперативного напряжения плавно и толчком, при скачкообразных и плавных качаниях контролируемого напряжения и частоты;

диапазон изменения уставок по скорости отклонения частоты - от 0,1 Гц / с до 20 Гц / с с дискретностью 0,1 Гц / с; по времени от 0,1 секунды до 300 секунд - с дискретностью 0,1 секунды;

максимальное время отключения нагрузки с учетом времени отключения выключателя - не более 150 миллисекунд после срабатывания устройства АЧР;

контроль направления перетока активной мощности в точке отключения для присоединений на которых, в зависимости от режима работы генерирующих единиц, возможно изменение направления (реверса) активной мощности.

Контролируемая напряжение на реле частоты АЧР должна подаваться от точки подключения нагрузки, заведенного под действие АЧР;

2) для обеспечения отключения нагрузки от устройств САОН при снижении напряжения за допустимые пределы должны удовлетворяться следующие требования:

ОСП в координации с ОСР / владельцами объектов энергопотребления определяет объекты распределения / энергопотребления, которые должны отключаться при снижении напряжения за допустимые пределы;

ОСР согласовывает с ОСП метод отключения нагрузки при снижении напряжения за допустимые пределы (с использованием реле или по оперативным командами и распоряжениями диспетчерского персонала);

специальная автоматика отключения нагрузки при снижении напряжения за допустимые пределы должна предусматривать:

контроль напряжения путем измерения всех трех фаз;

блокировка работы реле по направлению перетока активной или реактивной мощности;

3) условия оперативного отключения нагрузки, заведенного под действие САОН, определяет ОСП (с использованием кнопок (дистанционного отключения) или по оперативным командами диспетчерского персонала).

3.7. Требования по созданию имитационных (математических, компьютерных) моделей:

1) присоединены к системе передачи объекты распределения / энергопотребления должны соответствовать требованиям, связанным с созданием имитационных моделей:

ОСР / владельцы объектов энергопотребления должны обеспечить создание имитационных моделей, которые показывали бы поведение присоединенных к системе передачи объектов распределения / энергопотребления в устоявшихся и переходных режимах;

ОСП должен определить содержание и формат этих имитационных моделей, должны включать:

данные, необходимые для расчетов установившихся и переходных режимов;

данные, необходимые для задания параметров моделей, используемых при проведении расчетов электромагнитных и электромеханических переходных процессов в точке присоединения;

структуру и блок-схемы имитационных моделей.

Имитационные модели должны корректно воспроизводить моделирования:

изменения нагрузки при изменении частоты или напряжения;

действие релейной защиты и противоаварийной автоматики присоединенных к системе передачи объектов распределения / энергопотребления;

действие преобразователей;

2) ОСП должен указывать требования к регистраторам переходных режимов на присоединенных к системе передачи объектах распределения / энергопотребления для обеспечения верификации моделей на соответствие фактическим режимам.

3.8. Общие положения о предоставлении вспомогательных услуг ОСП объектами энергопотребления, в том числе в составе единиц агрегации;

1) ОСП объектами энергопотребления могут предоставляться дополнительные услуги:

регулирования активной мощности за счет изменения потребления (дистанционно от диспетчерского центра или локально)

регулирования реактивной мощности (дистанционно от диспетчерского центра или локально).

Вспомогательные услуги, предоставляемые объектами энергопотребления могут включать совместно или отдельно, модификации с увеличением или уменьшением потребления;

2) каждый владелец объекта энергопотребления, который предоставляет дополнительные услуги ОСП, должен подтвердить ОСП свою способность удовлетворять требования, изложенные в этом пункте и пункте 3.9 настоящей главы, путем предоставления оперативного уведомления в соответствии с порядком, изложенным в подпунктах 3 или 4 настоящего пункта, и получить от ОСП для электроустановок по предоставлению вспомогательных услуг статус единицы поставки вспомогательных услуг;

3) для электроустановок потребителя, присоединенных на уровне выше 1000 В, порядок оперативного сообщения должен быть изложен в документе - паспорт единицы предоставления вспомогательных услуг (ПОНДП).

Содержание документа ПОНДП имеет, в частности, включать и результаты проведенных испытаний и информацию, определенную ОСП. Каждая электроустановка потребителя с управлением спросом должна иметь отдельный документ ПОНДП.

Опираясь на документ ПОНДП, ОСП должен выдать владельцу объекта энергопотребления для соответствующей электроустановки по управлению спросом статус ДПО;

4) для электроустановок потребителя, присоединенных на уровне напряжения 1000 В или ниже, порядок оперативного сообщения должен соответствовать требованиям:

порядок оперативного сообщение для электроустановок потребителя в объектах энергопотребления, присоединенных на уровне напряжения 1000 В или ниже, должен быть изложен в инструкции по монтажу;

шаблон пособия по монтажу предоставляется соответствующим ОСР, его содержание согласовывается, прямо или косвенно - через третье лицо, с ОСП;

на основании пособия по монтажу, владелец объекта энергопотребление или ОСР должен представить информацию, прямо или косвенно - через третье лицо, ОСП по возможности установки потребителя к управлению спросом. Дата этого представления должно быть выбрана с предложением на рынке пропускной способности электроустановок потребителей по управлению спросом. Требования, установленные в руководстве по монтажу этой установки, должны дифференцироваться от других типов присоединений и различных категорий услуг по управлению спросом;

для каждой электроустановки потребителя по управлению спросом должны предоставляться отдельные пособия по монтажу;

содержание пособия по монтажу оборудования отдельных электроустановок потребителей может быть объединен ОСР;

руководство по монтажу должна содержать следующие элементы:

место, в котором электроустановка потребителя по управлению спросом присоединена к сети

максимальная мощность установки управления спросом в кВт;

тип услуг по управлению спросом;

сертификат электроустановки потребителя и сертификат оборудования для услуги по управлению спросом или если их нет в наличии - равноценная информация;

контактные данные владельца объекта энергопотребление или третьего лица, агрегирует электроустановки потребителя в составе объекта энергопотребление.

Опираясь на информацию, полученную на основании пособия по монтажу, ОСП должен выдать владельцу объекта энергопотребление или ОСР для соответствующей электроустановки по управлению спросом статус ДПО.

3.9. Технические требования к электроустановкам потребителя с регулировкой активной мощности, регулированием реактивной мощности:

1) объекты энергопотребления могут оказывать ОСП услуги по регулированию активной мощности и реактивной мощности;

2) электроустановки потребителя с регулировкой активной мощности, регулированием реактивной мощности - индивидуально или через агрегатора, должны отвечать следующим требованиям:

электроустановки должны быть способными работать в диапазонах частот, указанных в пункте 3.1 настоящей главы;

электроустановки должны быть способными работать в диапазонах напряжения, указанных в пункте 3.2 настоящей главы, если они присоединены на уровне напряжения 110 кВ и выше;

электроустановки должны быть способны работать в нормальном диапазоне рабочего напряжения системы в точке подключения, указанной ОСП, если они присоединены на уровне напряжения ниже 110 кВ

электроустановки должны быть способны контролировать потребление мощности из сети в диапазоне, установленном ОСП в договорах о предоставлении вспомогательных услуг;

электроустановки должны быть оснащены оборудованием для получения оперативных команд, прямо или косвенно - через третье лицо оперативного персонала, от ОСП по изменению своей нагрузки, а также для передачи необходимой информации

электроустановки должны быть способны регулировать потребление мощности в течение периодов времени, установленных ОСП в договорах о предоставлении вспомогательных услуг;

оперативный персонал, в управлении которого находятся электроустановки, должен сообщать ОСП по изменению мощности. ОСП должен указывать форму и сроки предоставления такого сообщения;

электроустановки должны обладать способностью выдерживать скорость изменения частоты до 1,7 Гц / с без отсоединения от системы;

при подключении потребления к системе регулирования частоты и / или напряжения объект энергопотребления должен обеспечивать изменение нагрузки в соответствии с командами центрального регулятора системы регулирования частоты и / или напряжения. Такой объект энергопотребления должен быть оборудован приемо-передающими средствами для получения команд от центрального регулятора и передачи соответствующей информации в центральный регулятора, прямого или косвенно - через агрегатора;

3) для регулирования напряжения с отключением или повторным включением энергоустановок статической компенсации каждый подсоединенный к системе передачи объект энергопотребления должен обеспечить возможность включать или отключать свои установки статической компенсации, прямо или косвенно через агрегатора в ответ на оперативные команды и распоряжения ОСП или в условиях, определенных в договоре о предоставлении услуг по диспетчерского (оперативно технологического) управления.

4. Технические требования к системам постоянного тока высокого напряжения, которые присоединены к системе передачи или влияют на режимы работы системы передачи

4.1. Требования к системам ПТВН по частоте, регулирования активной мощности и диапазонов регулирования:

1) системы ПТВН должны соответствовать следующим требованиям частоты:

системы ПТВН должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать в пределах частотных диапазонов и периодов времени, указанных в таблице 18;

Таблица 18

Минимальные интервалы времени и диапазоны частот, для которых системы ПТВН должны быть способны работать

ОСП и владельцы систем ПТВН могут договориться о более широких частотные диапазоны или длительный минимальное время срабатывания, если речь идет о поддержании или восстановлении безопасности системы. Если шире частотные диапазоны и длиннее минимальное время срабатывания экономически выгодным и технически возможными, то такое предложение не должна быть отклонена любой из сторон;

ОСП и владелец системы ПТВН могут указать максимальное допустимое уменьшение выходного активной мощности от ее рабочей точки, если частота в энергосистеме снизится ниже 49 Гц;

системы ПТВН должны быть способными выдерживать скорость изменения частоты, оставаться подключенными к сети и работать, если скорость изменения частоты не выходит за пределы диапазона от -2,5 Гц / с до + 2,5 Гц / с;

2) системы ПТВН должны быть способными к регулированию активной мощности в соответствии со следующими требованиями:

регулирования активной мощности во всем имеющемся диапазоне ПТВН;

для систем ПТВН, связывающие различные области регулирования или синхронные области ОСП вместе с присоединенным через систему ПТВН ОСП определяют, каким образом в системе ПТВН должно быть предусмотрено изменение подпитки активной мощностью в случае нарушения режима в одной или другой синхронной области или области регулирования;

системы ПТВН должны быть способными к быстрому реверсирования активной мощности. Реверсирования мощности должно быть возможным в пределах от максимальной пропускной способности при активном мощностью в одном направлении до максимальной пропускной способности при активном мощностью в другом направлении со скоростью, не превышающей 2 секунды;

3) системы ПТВН должны быть способными к работе в режиме нормированного ППЧ FSM:

в режиме с ограниченной чувствительностью к частоты - повышенная частота LFSM-O;

в режиме с ограниченной чувствительностью к частоты - снижена частоты LFSMU;

4) при работе в режиме нормированного ППЧ (FSM) системы ПТВН должны выполнять следующие требования:

быть способными реагировать на отклонения частоты в каждой присоединенной сети переменного тока путем регулирования активной мощности передачи, как отражено на рисунке 7, и в соответствии с параметрами, установленными соответствующим Оператором - в пределах диапазонов, указанных в таблице 19;

быть способными настраивать статизм для восходящего и нисходящего регулирования, зону нечувствительности частотной характеристики и рабочий диапазон изменения, в пределах диапазона доступной для FSM активной мощности, как отражено на рисунке 7,

Рисунок 7

Изменения активной мощности системы ПТВН при отклонении частоты в режиме FSM

Рисунок иллюстрирует случай нулевой зоны нечувствительности и нечувствительности с положительной уставкой активной мощности (режим импорта). Δ P - изменение выходного активной мощности системы ПТВН. f n - целевая частота в сети ВС, где предоставляется услуга FSM, а Δ f - отклонение частоты в сети ВС, где предоставляется услуга FSM.

Таблица 19

Параметры для реакции активной мощности на отклонение частоты в режиме FSM

при ступенчатой изменении частоты системы ПТВН должны быть способными к активации реакции активной мощности на отклонение частоты (см. рис. 8) таким образом, чтобы эта реакция была на уровне или выше сплошной линии (см. рис. 8) и параметров времени, указанных соответствующим оператором в пределах диапазонов, указанных в таблице 20;

для систем ПТВН, соединяющие различные области регулирования или синхронные области, во время работы в режиме FSM система ПТВН должна быть способной регулировать полную активную мощность по частотной характеристикой в любой момент времени и в течение непрерывного периода времени;

Рисунок 8

Способность систем ПТВН реакции активной мощности на отклонение частоты

Δ P - изменение активной мощности, инициированной ступенчатой изменением частоты.

Таблица 20

Параметры полной активации реакции активной мощности на отклонение частоты вследствие изменения ступени частоты

5) при работе в режиме с ограниченной чувствительностью к частоты - повышенная частота (LFSM-O) системы ПТВН имеют:

настраивать частотную характеристику активной мощности как при приеме, так и при выдаче энергии (см. рис. 9) на пороговой частоте f 1 между 50,2 Гц и 50,5 Гц, включая, по статизмом s 3, который настраивается от 0, 1% до 12%;

регулировать активную мощность вниз к своей минимальной пропускной способности.

Рисунок 9

Способность систем ПТВН к изменению активной мощности при отклонении частоты в режиме LFSM-O

Δ P - изменение выходного активной мощности системы ПТВН и в зависимости от рабочих режимов уменьшения импортируемой мощности или увеличение экспортируемой мощности. f n- номинальная частота сети или сетей ВС, к которым присоединена система ПТВН, а Δ f - изменение частоты в сети или сетях ВС, к которым присоединена система ПТВН. При повышенных частот, когда f превышает f 1, система ПТВН должна уменьшать активную мощность в соответствии с уставки статизма.

6) при работе в режиме с ограниченной чувствительностью к частоты - снижена частота (LFSM- U) системы ПТВН имеют:

настраивать частотную характеристику активной мощности как при приеме, так и при выдаче энергии (см. рис. 10) на пороговой частоте f 2 между 49,8 Гц и 49,5 Гц, включая, по статизмом s 4, который настраивается от 0, 1% до 12%;

в режиме LFSM-U системы ПТВН должны быть способными регулировать активную мощность в своей максимальной пропускной способности.

Рисунок 10

Способность систем ПТВН к изменению активной мощности при отклонении частоты в режиме LFSM-U

Δ P - изменение выходного активной мощности системы ПТВН и в зависимости от рабочих режимов уменьшения импортируемой мощности или увеличение экспортируемой мощности. f n- номинальная частота в сети или сетях ВС, к которым присоединена система ПТВН, а Δ f - изменение частоты в сети или сетях ВС, к которым присоединена система ПТВН. По пониженных частот, когда f ниже f 2, система ПТВН должна увеличивать выходную активную мощность в соответствии с уставки статизма s 4.

7) системы ПТВН должны иметь такую конфигурацию, чтобы потеря ею инжекции активной мощности в синхронную зону была ограничена значением, указанным соответствующим Оператором на основе влияния системы ПТВН на энергосистему;

8) по требованию ОСП системы ПТВН должны быть оборудованы независимым модулем управления для модуляции выходной активной мощности преобразовательной подстанции ПТВН в зависимости от значения частоты во всех точках подключения системы ПТВН для поддержания стабильной частоты энергосистемы. Принципы работы, параметры и критерии активации этого регулятора частоты определяются ОСП на этапе подключения электроустановок.

4.2. Требования к системам ПТВН относительно напряжения:

1) с учетом требований пункта 4.3 этой главы преобразовательные подстанции систем ПТВН должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать с максимальным током системы ПТВН в пределах диапазонов напряжения в точке присоединения в 1 о. е. и в течение периодов времени, указанных в таблице 21 (для уровней напряжения до 330 кВ) и таблицы 22 (для напряжения от 330 кВ до 750 кВ)

Таблица 21

Таблица 22

2) преобразовательные подстанции систем ПТВН должны быть способными к автоматическому отключению при достижении в точке присоединения уровня напряжения, определенного соответствующим Оператором. Сроки и уставки для автоматического отключения должны быть согласованы между соответствующим Оператором и владельцем системы ПТВН;

3) включение систем ПТВН к системе передачи должно выполняться с контролем напряжения;

4) владельцы систем ПТВН должны обеспечить, чтобы присоединения их систем ПТВН к сети не приводило к искажению или колебания напряжения питающей сети в точке присоединения выше уровня, установленного соответствующим нормативно-техническим документом.

4.3. Требования к системам ПТВН по короткого замыкания:

1) преобразовательные подстанции систем ПТВН должны быть способными продолжать устойчивую работу при КЗ и после его устранения релейной защитой. Временные интервалы работы преобразовательных подстанций ПТВН без отключения от сети при КЗ для кривой зависимости напряжения от времени, отраженной на рисунке 11, указанные в таблице 23. Должны быть разработаны схемы защиты и уставки для внутренних повреждений, чтобы не ставить под угрозу способность проходить короткое замыкание без отключение от сети;

Рисунок 11

Кривая зависимости напряжения от времени

U ret - остаточное напряжение в точке присоединения при повреждении, t clear - момент, когда повреждения ликвидированы, U rec1 и t rec1 указывают точку более низких пределов восстановления напряжения после ликвидации повреждения. U block - блокировочная напряжение в точке присоединения. Упомянутые значения времени измеряются от t fault.

Таблица 23

Параметры кривой зависимости напряжения от времени при прохождении КЗ без отключения от сети преобразовательной подстанции ПТВН
(см. Рис. 11)

2) по запросу владельца системы ПТВН ОСП должен предоставить значение минимальной и максимальной мощности КЗ в каждой точке присоединения, выраженная в МВА, и указать предаварийных рабочие параметры преобразовательной подстанции ПТВН, выраженные как выходные активная и реактивная мощности, а также напряжения в точке присоединения;

3) системы ПТВН должны быть способными действовать в диапазоне величин короткого замыкания и сетевых характеристик, указанных соответствующим Оператором, а также присоединенные на постоянном токе единицы энергоцентра должны быть способными к стабильной работе в диапазоне от минимальной до максимальной мощности короткого замыкания и с сетевыми характеристиками точки присоединения системы ПТВН;

4) ОСП должен указать профиль восстановления активной мощности, какие системы ПТВН должны быть способными обеспечить;

5) системы ПТВН должны соответствовать следующим требованиям привнесение тока короткого замыкания:

системы ПТВН должны быть способными, если это предусмотрено соответствующим Оператором, в координации с ОСП привносить быстрый ток короткого замыкания в точке присоединения в случае симметричных (трехфазных) повреждений;

там, где система ПТВН нужна для того, чтобы указанную во втором абзаце этого подпункта возможность, соответствующий Оператор должен указать:

как и когда отклонение напряжения должно быть обнаружено, а также конец отклонения напряжения;

характеристики быстрого тока короткого замыкания;

время и точность быстрого тока короткого замыкания, который может включать в себя несколько этапов.

Соответствующий Оператор в координации с ОСП может определить требование к привнесение полного тока короткого замыкания в случае несимметричного (1фазный или 2-фазного) повреждения;

6) системы ПТВН, включая воздушные линии электропередачи постоянного тока, должны быть способными к быстрому восстановлению после неустойчивых повреждений в системе ПТВН.

4.4. Требования к системам ПТВН по реактивной мощности:

1) ОСП должен указать требования к способности регулирования реактивной мощности при изменении напряжения. Преобразовательные подстанции ПТВН должны обеспечивать регулирование реактивной мощности с учетом уровня активной мощности в пределах графика UQ / P max;

2) график UQ / P max не имеет выходить за пределы прямоугольника (см. Рис. 12), параметры которого установлены в таблице 24;

Рисунок 12

Требования к графику UQ / P max

Диаграмма отражает пределы графика UQ / P max с напряжением U в точках присоединения, выраженной соотношением ее фактического значения к его опорного значения в 1 о. е., а также соотношение Q / P max реактивной мощности к максимальной пропускной способности при активном мощностью системы ПТВН. Положение, размер и форма внутренней обводной являются ориентировочными, а формы, отличные от прямоугольника, могут использоваться в пределах внутренней обводной. Для форм графиков, кроме прямоугольной, диапазон напряжений отражает высокие и низкие значения точек напряжения. Такой профиль не приведет к полному диапазону реактивной мощности, имеющегося во всем диапазоне стабилизированных напряжений.

Таблица 24

Параметры для внутренней огибающей, указанной на рисунке 12

3) системы ПТВН должны быть способными к перемещению в любую рабочую точку в пределах графика UQ / P max и во временных рамках, указанных ОСП;

4) системы ПТВН должны отвечать следующим требованиям:

быть способными работать в любом из трех следующих режимов регулирования:

режим регулирования напряжения,

режим регулирования реактивной мощности,

режим регулирования коэффициента мощности;

обеспечивать регулировочные свойства:

изменять заданные уровни напряжения в точке присоединения в соответствии с оперативными командами ОСП,

менять зону нечувствительности вокруг заданного уровня напряжения в диапазоне ± 5%;

преобразовательные подстанции систем ПТВН должны быть способными регулировать коэффициент мощности в точке присоединения.

ОСП определяет приемо-передающее оборудование и его параметры настройки с целью дистанционного выбора режимов регулирования и соответствующих уровней напряжения.

5) владелец системы ПТВН должен обеспечить, чтобы реактивная мощность его преобразовательной подстанции ПТВН, обмениваемой с сетью в точке присоединения, была ограничена значениями, определенными соответствующим Оператором по согласованию с ОСП.

Изменения реактивной мощности, вызванные работой регулирования реактивной мощностью преобразовательной подстанции ПТВН, не должны приводить к изменению напряжения, которое превышает допустимое значение в точке присоединения. Максимально допустимое значение регулировки напряжения определяет соответствующий Оператор по согласованию с ОСП.

4.5. Требования к системам ПТВН способностью к демпфирования колебаний мощности.

Системы ПТВН должны быть способными до POD в присоединенной сети переменного тока. ОСП должен указать частотный диапазон колебаний, схема управления должно положительно тушить.

Уставки настройки функции POD выбираются по методике производителя этой системы. Частоты настройки должны соответствовать заданным ОСП значениям.

Меры по настройке функции POD должны быть выполнены владельцами систем ПТВН в срок не более трех месяцев после получения соответствующего оперативного распоряжения ОСП.

4.6. Требования к системам ПТВН по схемам защиты и устройств управления:

1) системы ПТВН должны быть способными обеспечивать устойчивую работу во всех режимах (нормальные и переходные) в системе ПТВН или сети переменного тока, к которой она присоединена;

2) отключение преобразовательной подстанции ПТВН не должно приводить к нарушению устойчивой работы ОЭС в точке присоединения;

3) владельцы систем ПТВН должны предоставить информацию ОСП по устойчивости системы ПТВН к возмущениям в ОЭС Украины;

4) схемы защиты, а также уставки для системы ПТВН, должны быть скоординированы и согласованы между соответствующим Оператором и владельцем системы ПТВН;

5) электрическая защита систем ПТВН должен иметь приоритет над оперативным управлением с учетом безопасности системы, безопасности и здоровья служебного персонала и населения;

6) владельцы систем ПТВН должны организовать устройства защиты и управления в соответствии с приведенным ниже приоритетного ранжирование, перечисленным в порядке убывания значимости:

защита электрической сети и системы ПТВН;

регулирования активной мощности;

искусственная инерция;

автоматические корректирующие действия (реверсирование активной мощности), как указано в абзаце четвертом подпункта 2 пункта 4.1 настоящей главы;

режим ограниченной чувствительности к частоте - LFSM;

FSM и регулирования частоты;

режим регулирования реактивной мощности;

способность демпфировать колебания мощности;

ограничения градиента мощности;

7) параметры и уставки основных функций управления системами ПТВН должны быть согласованы между владельцем системы ПТВН и ОСП;

8) регистрация и мониторинг аварийных нарушений систем ПТВН должен соответствовать требованиям:

системы ПТВН должны быть оборудованы средствами регистрации аварийных нарушений и мониторинга динамического поведения системы для каждой из ее преобразовательных подстанций ПТВН по таким параметрам: напряжение постоянного Потребляемый ток и переменного тока, переменный и постоянный ток, активная мощность, реактивная мощность, частота;

соответствующий Оператор может указать параметры качества электроснабжения, которым должны отвечать системы ПТВН;

подробные сведения об оборудовании регистрации аварийных нарушений, указанных в абзаце втором настоящего подпункта, включая аналоговые и цифровые каналы, установки, в т. ч. критерии запуска и частота дискретизации должны быть согласованы между владельцем системы ПТВН и ОСП;

все оборудование для мониторинга динамического поведения системы должен включать схему сигнализации колебаний, определенную ОСП для выявления слабозатухающих колебаний мощности;

средства контроля качества электроснабжения и динамического мониторинга поведения системы должны включать механизмы электронного доступа к информации для владельца системы ПТВН и ОСП. Протоколы обмена зарегистрированными данными должны быть согласованы между владельцем системы ПТВН, соответствующим Оператором и ОСП;

9) схемы защиты должны разрабатываться с учетом характеристик системы, специфики сети, а также технических особенностей технологии единицы энергоцентра и соглашаться соответствующим Оператором в координации с ОСП;

10) владельцы систем ПТВН обязаны создавать собственные телекоммуникационные сети и обеспечивать обмен данными с ОСП в соответствии с требованиями раздела X настоящего Кодекса.

4.7. Требования к системе ПТВН способностью к автономному пуска

Соответствующий Оператор может получить от владельцев систем ПТВН квоту для способности к автономному пуска с полностью обесточенного состояния.

Системы ПТВН со способностью к автономному пуска с полностью обесточенного состояния должны быть способны в случае подачи питания на одну преобразовательную подстанцию подавать питание на шину подстанции переменного тока, к которой присоединена другая преобразовательная подстанция, в пределах периода времени после обесточивания системы ПТВН, определенного соответствующим Оператором. Такие системы ПТВН должны быть способными синхронизировать в пределах частоты, установленной в подпункте 1 пункта 4.1 настоящей главы, и в пределах напряжения, установленной соответствующим Оператором, или как это предусмотрено в подпункте 1 пункта 4.2 настоящей главы. Соответствующий Оператор может указать более широкие диапазоны частоты и напряжения, если это необходимо для восстановления безопасности системы.

Соответствующий Оператор и владелец системы ПТВН должны согласовать пропускную способность, наличие возможности для автономного запуска с полностью обесточенного состояния и оперативную методику.

4.8. Требования по созданию имитационных (математических, компьютерных) моделей:

1) соответствующий Оператор в координации с ОСП вправе обязать собственника системы ПТВН предоставить имитационные модели, которые должным образом отражают поведение системы ПТВН как в статическом, так и в динамическом моделировании (составляющая частоты основной гармоники), а также в электромагнитных переходных моделирования.

Формат, в котором должны быть предусмотрены модели, и предоставление документации о структуре и блок-схемы моделей должны быть указаны соответствующим Оператором;

2) для целей динамического моделирования данные модели должны содержать в зависимости от наличия указанных составляющих такие подмодели:

агрегата преобразователя ПТВН;

составляющей переменного тока;

сети постоянного тока;

регулятора напряжения и мощности;

специального управления, если такое применяется, которое показывает, например, функции демпфирования колебаний мощности (POD), регулирования подсинхронных крутильной взаимодействия (SSTI) и т.д.;

многотерминальные управления, если такое применяется;

защиты системы ПТВН, как согласовано между соответствующим Оператором и владельцем системы ПТВН;

3) владельцы систем ПТВН должны провести испытания / моделирование систем ПТВН на соответствие требованиям главы 5 настоящего раздела и предоставить отчет по результатам этих испытаний / моделирований соответствующем Оператору. Модели должны использоваться для подтверждения соблюдения требований настоящего Кодекса, включая, но не ограничиваясь этим, испытания на соответствие моделированием, как это предусмотрено в упомянутых разделах, и использования в исследованиях для непрерывной оценки в планировании и эксплуатации системы;

4) владельцы систем ПТВН должны предоставить соответствующему Оператору или ОСП по его запросу записи систем ПТВН, чтобы сравнить реакцию моделей с этими записями.

4.9. Эксплуатация систем ПТВН.

Каждый агрегат преобразователя ПТВН системы ПТВН должен быть оборудован автоматическим контроллером, способным получать оперативные команды от ОСП. Этот автоматический контроллер должен быть способен согласованно управлять агрегатами преобразователя ПТВН системы ПТВН. Соответствующий Оператор должен определить иерархию автоматического контроллера для каждого агрегата преобразователя ПТВН.

Автоматический контроллер системы ПТВН обязан быть способен передавать следующие типы сигналов ОСП - оперативные сигналы и сигналы волнения.

Передаваемые оперативные сигналы обеспечивают:

сигналы запуска;

измерение переменного и постоянного напряжения;

измерение переменного и постоянного тока;

измерение активной и реактивной мощности на стороне переменного тока;

измерение мощности постоянного тока;

уровень (режим) работы агрегата преобразователя ПТВН в многополюсном преобразователе ПТВН;

статус частей сети и топологии;

диапазоны активной мощности в режимах работы FSM, LFSM-O и LFSM-U.

Передаваемые сигналы тревоги обеспечивают:

аварийная блокировка;

блокировка смены активной мощности;

быстрое реверсирование активной мощности.

Автоматический контроллер должен иметь возможность принимать следующие типы сигналов от ОСП - оперативные сигналы и сигналы тревоги.

Принимаемые оперативные сигналы обеспечивают:

команду запуска;

заданные значения уставки активной мощности;

настройка режима, чувствительного к частоте;

уставки реактивной мощности, напряжения или подобные заданные значения уставок;

режимы регулировки реактивной мощности;

управление демпфированием колебаний мощности;

искусственную инерцию.

Принимаемые сигналы тревоги обеспечивают:

команду аварийной блокировки;

команду блокировки смены активной мощности;

направление перетока активной мощности;

команду быстрого реверса активной мощности.

По каждому сигналу соответствующий Оператор может определять качество подаваемого сигнала.

5. Подтверждение соответствия электроустановок объектов электроэнергетики, УХЭ которые присоединяются к системе передачи или оборудование которых влияет на режимы работы системы передачи, техническим требованиям этого Кодекса путем проведения испытаний и / или моделирования соответствии

5.1. Общие положения по подтверждению соответствия:

1) владельцы генерирующих объектов, объектов распределения/энергопотребления, систем ПТВН (владельцы объектов электроэнергетики), ОУХЭ, которые присоединяются к системе передачи или влияют на режимы работы системы передачи, должны подтвердить соответствие своих электроустановок требованиям настоящего Кодекса путем проведения испытаний и / или моделирования соответствия. Владельцы объектов электроэнергетики, ОУХЭ должны обеспечить, чтобы электроустановки их объектов соответствовали требованиям настоящего Кодекса на протяжении всего срока эксплуатации объекта;

2) владельцы объектов электроэнергетики, ОУХЭ должны сообщать ОСП о любых: запланированных изменениях технических возможностей их электроустановок, связанных с выполнением требований, определенных настоящим Кодексом. Намерения относительно изменений технических возможностей электроустановок, которые могут повлиять на соответствие требованиям, предусмотренным настоящим Кодексом, должны быть уведомлены ОСП до реализации такого изменения, но не позднее одной недели до запланированного изменения;

эксплуатационные события, нарушения или отказа, влияющие на соблюдение требований, установленных настоящим Кодексом, не позднее одной недели после наступления незапланированного события;

3) владельцы объектов электроэнергетики, ОУХЭ должны выполнять обоснованное требование ОСП по испытанию на соответствие электроустановки.

Испытания должны быть проведены:

при подключении новой генерирующей мощности, УХЭ;

после любого отказа оборудования (кроме УХЭ);

в случае проведения реконструкции, модификации или замены какого-либо оборудования, влияющего на выполнение требований настоящего Кодекса;

в случае получения от ОСП материалов мониторинга работы электроустановки, подтверждающих нарушение владельцем электроустановки, ОУХЭ требований к электроустановкам, установленным настоящим Кодексом;

для подтверждения соответствия требованиям настоящего Кодекса;

в плановом порядке, определенном ОСП (не чаще раза в год).

В случае проведения плановых испытаний ОСП должен уведомить владельца объектов электроэнергетики, ОУХЭ о необходимости проведения испытаний и довести до владельца график испытаний на новый календарный год не позднее декабря текущего года и не менее чем за 30 суток до начала испытаний;

4) организация проведения испытаний осуществляется согласно требованиям главы 8 раздела IV настоящего Кодекса, технические аспекты по подтверждению соответствия путем проведения испытаний / моделировок должны соответствовать требованиям, установленным в пунктах 5.2 и 5.3 настоящей главы, с учетом условий подпункта 5 настоящего пункта;

5) несмотря на требования к испытаниям/моделированию, изложенные в пунктах 5.2 и 5.3 настоящей главы, ОСП имеет право:

разрешать владельцу объекта электроэнергетики, ОУХЭ осуществлять альтернативную серию испытаний/моделирований при условии, что они эффективны и достаточны для того, чтобы подтвердить соответствие электроустановок требованиям настоящего Кодекса;

требовать, чтобы владелец объекта электроэнергетики, ОУХЭ провел дополнительные или альтернативные серии испытаний/моделирований в тех случаях, когда информация, предоставленная ОСП по проверке соответствия, не достаточна, чтобы подтвердить выполнение требований настоящего Кодекса;

требовать, чтобы владелец генерирующего объекта провел надлежащие испытания для демонстрации характеристик генерирующей единицы во время работы на проектном или альтернативных видах топлива или топливных смесях. ОСП и собственник генерирующего объекта должны согласовать, какие типы топлива должны быть испытаны;

6) для подтверждения соответствия электроустановок требованиям настоящего Кодекса владельцы объектов электроэнергетики, ОУХЭ должны предоставить для каждой отдельной электроустановки в составе объекта отчеты об испытаниях и имитационные модели, демонстрирующие устоявшиеся и динамические характеристики в соответствии с требованиями настоящего Кодекса, включая использование фактических значений, измеренных во время испытания, на уровне детализации, необходимой ОСП, определяемой им с учетом технических требований по проведению испытаний/моделирований, установленных в пунктах 5.2 и 5.3 настоящей главы и подпункте 5 настоящего пункта. Вместо выполнения соответствующего испытания владельцы объектов электроэнергетики, ОУХЭ могут подтвердить соответствие своих электроустановок отдельным требованиям настоящего Кодекса сертификатами соответствия оборудования, выданными органом по оценке соответствия, и предоставить их ОСП;

7) ОСП на основании предоставленных владельцами объектов электроэнергетики, ОУХЭ отчетов об испытаниях/сертификатов соответствия и имитационных моделей должен оценивать соответствие электроустановок объектов электроэнергетики, ОУХЭ требованиям, установленным настоящим Кодексом, как при предоставлении разрешения на подключение, так и в течение всего срока эксплуатации электроустановки объекта.

Для генерирующих единиц типа A при оценке соответствия требованиям настоящего Кодекса ОСП или соответствующий ОСР может использовать предоставленные владельцами соответствующих объектов электроэнергетики ОУХЭ сертификаты соответствия оборудования, выданные органом сертификации.

Соответствие электроустановки потребителя, используемой объектом энергопотребления для предоставления услуг ОСП путем управления спросом, должно быть оценено ОСП в координации с соответствующим ОСР;

8) ОСП должен предоставить владельцам объектов, ОУХЭ технические данные и имитационные модели сети в объеме, необходимом для выполнения запрашиваемых моделирований;

9) ОСП имеет право проверять, соответствует ли электроустановка требованиям настоящего Кодекса, выполняя свои собственные моделирования соответствия и опираясь на предоставленные владельцами объектов, ОУХЭ отчеты о моделировании, имитационных моделях и измерениях в рамках проведенных испытаний;

10) испытания/моделирование считаются успешными, если результаты испытаний подтвердили выполнение соответствующих требований настоящего Кодекса.

5.2. Технические требования подтверждения соответствия генерирующих единиц, УХЭ и систем ПТВН путем проведения испытаний/моделирований.

5.2.1. Для генерирующих единиц и УХЭ типа В и систем ПТВН владельцы объектов электроэнергетики ОУХЭ должны подтвердить их соответствие установленным настоящим Кодексом техническим требованиям путем проведения таких испытаний и/или моделирований:

1) испытание или моделирование реакции в режиме повышения частоты (LFSM-O) должны проводиться с соблюдением следующих требований:

должна быть подтверждена способность генерирующих единиц/УХЭ / систем ПТВН непрерывно модулировать активную мощность, чтобы способствовать регулированию частоты в случае какого-либо значительного увеличения частоты в энергосистеме. Должны быть проверены и подтверждены устоявшиеся параметры регулирования, такие как статизм и мертвая зона частотной характеристики, а также динамические параметры, включая реакцию на пошаговое изменение частоты;

испытание / моделирование должно проводиться путем моделирования ступенек частоты и линейных изменений, достаточно больших для того, чтобы активизировать изменение активной мощности по крайней мере на 10% максимальной мощности, учитывая уставки статизма и мертвую зону частотной характеристики. В случае необходимости смоделированные сигналы отклонения частоты должны подаваться одновременно как в регулятор частоты вращения, так и в регулятор нагрузки систем регулирования, учитывая схему этих систем регулирования;

результаты испытаний/моделирования (как динамических, так и статических) параметров должны подтвердить их соответствие установленным техническим требованиям;

незатухающие колебания не должны возникать после реагирования на ступенчатые изменения;

2) моделирование способности генерирующих единиц/УХЭ /систем ПТВН проходить короткое замыкание без отключения от сети в соответствии с установленными техническими требованиями;

3) моделирование послеаварийного восстановления активной мощности должно подтвердить способность генерирующих единиц/УХЭ /систем ПТВН обеспечивать послеаварийное восстановление активной мощности в соответствии с установленными техническими требованиями.

5.2.2. Для единиц энергоцентра и УХЭ типа B и систем ПТВН, в дополнение к требованиям подпункта 5.2.1 настоящего пункта, владельцы объектов электроэнергетики, ОУХЭ должны проводить моделирование инжекции быстрого тока короткого замыкания, которые должны подтвердить такую способность генерирующих единиц/ УХЭ / систем ПТВН в соответствии с установленными техническими требованиями.

5.2.3. Для генерирующих единиц типа C и D и УХЭ типа В, С и D и систем ПТВН, в дополнение к требованиям подпункта 5.2.1 настоящего пункта, владельцы объектов электроэнергетики ОУХЭ должны проводить испытания и/или моделирование:

1) испытания или моделирование реакции в режиме снижения частоты (LFSM-U) должны проводиться с соблюдением следующих требований:

должна быть подтверждена техническая способность генерирующих единиц, УХЭ типа В, С, D непрерывно модулировать активную мощность, чтобы способствовать регулированию частоты при значительном снижении частоты в системе;

испытание/моделирование должно проводиться моделированием ступеней частоты и линейных изменений, достаточно больших для того, чтобы активировать изменения активной мощности по крайней мере на 10% максимальной активной мощности с отправной точкой не выше 80% максимальной мощности, учитывая уставки статизма и мертвой зоны частотной характеристики;

результаты испытаний/моделирования (как динамических, так и статических) параметров должны подтвердить их соответствие установленным техническим требованиям;

незатухающие колебания не должны возникать после реагирования на ступенчатые изменения;

2) испытание или моделирование реакции в режиме нормированного ППЧ (FSM) должны проводиться с соблюдением следующих требований:

должна быть подтверждена техническая способность генерирующих единиц / УХЭ типа В, С, D/систем ПТВН непрерывно модулировать активную мощность в полном рабочем диапазоне между максимальной мощностью и минимальным уровнем регулирования, чтобы способствовать регулированию частоты. Должны быть проверены устоявшиеся параметры регулировки такие как нечувствительность, статизм, мертвая зона частотной характеристики и регулировочный диапазон, а также динамические параметры, включая реакцию на пошаговое изменение частоты;

испытание / моделирование должно проводиться путем модулирования ступенек частоты и линейных изменений, достаточно больших для того, чтобы активировать по крайней мере 10% полного диапазона частотной характеристики активной мощности в каждом направлении, принимая во внимание уставки статизма и мертвую зону частотной характеристики. Чтобы выполнить это испытание/моделирование, должны быть представлены смоделированные сигналы отклонения частоты;

время активации полного диапазона частотной реакции активной мощности как результат изменения шага частоты, не должно быть длиннее установленного в соответствии с техническими требованиями;

незатухающие колебания не должны возникать после реагирования на ступенчатые изменения;

время начальной задержки должно удовлетворять техническим требованиям;

уставки статизма должны находиться в диапазоне, определенном в соответствии с техническими требованиями;

нечувствительность частотной характеристики активной мощности в любой соответствующей рабочей точке не должна превышать установленную в соответствии с техническими требованиями;

3) испытание генерирующих единиц, УХЭ типа С, D по контролю за восстановлением частоты. Должна быть проверена совместная работа в режиме FSM и регулировка для восстановления частоты;

4) испытания или моделирование на способность к выработке реактивной мощности должны проводиться с соблюдением следующих требований:

должна быть подтверждена техническая возможность генерирующих единиц УХЭ типа В, С, D по обеспечению способности к выработке емкостной и индуктивной реактивной мощности;

испытание должно быть выполнено при максимальной реактивной мощности (как емкостной, так и индуктивной) с проверкой следующих параметров:

работа с 60% избытком максимальной мощности в течение 30 минут,

работа в диапазоне 30-50% максимальной мощности в течение 30 минут,

работа в диапазоне 10-20% максимальной мощности в течение 60 минут;

продолжительность работы генерирующей единицы, УХЭ не должна быть короче продолжительности при максимальной реактивной мощности (как емкостной, так и индуктивной) для каждого параметра, указанного в настоящем подпункте;

должна быть подтверждена способность генерирующих единиц, УХЭ достигать любого целевого значения реактивной мощности в течение согласованного или установленного диапазона реактивной мощности;

в пределах, указанных диаграммой возможностей по выработке реактивной мощности, не должно происходить срабатывание приборов защиты;

5) испытания на способность систем ПТВН к выработке реактивной мощности, которые должны проводиться для систем ПТВН с соблюдением следующих требований:

агрегаты преобразователей ПТВН или преобразовательные подстанции ПТВН должны подтвердить свою техническую возможность производить опережающую и отстающую реактивную мощность в соответствии с установленными техническими требованиями;

испытание на способность к выработке реактивной мощности должно производиться на максимальной реактивной мощности (как опережающей, так и отстающей) и должно проверить следующие параметры:

работа на минимальной пропускной способности систем ПТВН по активной мощности,

работа на максимальной пропускной способности систем ПТВН по активной мощности,

работа по уставке активной мощности между этими минимальными и максимальными значениями пропускной способности систем ПТВН по активной мощности;

агрегаты преобразователей ПТВН или преобразовательные подстанции ПТВН должны работать не менее одного часа на максимальной реактивной мощности (как опережающей, так и отстающей) для каждого из вышеуказанных параметров;

агрегаты преобразователей ПТВН или преобразовательные подстанции ПТВН должны подтвердить свою способность переходить на любую уставку реактивной мощности в пределах применимого диапазона реактивной мощности и в пределах целевых значений соответствующей схемы регулирования реактивной мощности;

отсутствие срабатывания какой-либо защиты в рабочих пределах, указанных графиком возможностей реактивной мощности;

6) моделирование островного режима работы, которое должно проводиться для генерирующих единиц, УХЭ типа С и D с соблюдением следующих требований:

должно быть подтверждено, что во время островного режима работы характеристики генерирующих единиц УХЭ отвечают установленным техническим требованиям;

генерирующие единицы, УХЭ уменьшают или увеличивают выходную активную мощность из своей предыдущей рабочей точки к любой новой рабочей точке на графике PQ в рамках, определенных в соответствии с техническими требованиями.

5.2.4. Для синхронных генерирующих единиц и УХЭ типа C и D и систем ПТВН, в дополнение к требованиям подпунктов 5.2.1 и 5.2.3 настоящего пункта, владельцы генерирующих объектов ОУХЭ должны проводить следующие испытания:

1) испытания по способности синхронной генерирующей единицы, УХЭ к автономному запуску, которые должны проводиться с соблюдением следующих требований:

для синхронных генерирующих единиц УХЭ со способностью к автономному запуску должна быть подтверждена их техническая возможность до запуска, начиная с остановленного состояния, и без какой-либо подачи электрической энергии извне;

время запуска должно содержаться в пределах временного интервала, установленного в соответствии с техническими требованиями;

2) испытания по способности систем ПТВН к автономному пуску, которые должны проводиться для систем ПТВН с соблюдением следующих требований:

системы ПТВН должны подтвердить свою техническую способность подавать питание на шину удаленной подстанции переменного тока, к которой они подсоединены в соответствии с установленными техническими требованиями;

испытания должны проводиться при автономном пуске систем ПТВН из обесточенного состояния;

системы ПТВН должны работать в стабильной рабочей точке с согласованной пропускной способностью в соответствии с установленными техническими требованиями;

3) испытания по переключению на погрузку собственных нужд должны проводиться с соблюдением следующих требований:

синхронные генерирующие единицы УХЭ должны подтвердить свою техническую возможность переключаться и устойчиво работать на собственные нужды;

испытание должно производиться при максимальной активной мощности и номинальной реактивной мощности генерирующей единицы, УХЭ перед сбросом нагрузки;

ОСП имеет право устанавливать дополнительные условия с учетом установленных технических требований и возможностей оборудования;

переключение на нагрузку собственных нужд должно быть успешным, стабильная работа на собственные нужды должна быть продемонстрирована в течение установленного периода времени, а повторная синхронизация с сетью была проведена успешно.

5.2.5. Для синхронных генерирующих единиц и УХЭ типа D, в дополнение к требованиям подпунктов 5.2.1, 5.2.3 и 5.2.4 настоящего пункта, владельцы генерирующих объектов ОУХЭ должны проводить моделирование регулирования демпфирования колебаний мощности с соблюдением следующих требований:

должно быть подтверждено, что характеристики синхронных генерирующих единиц УХЭ с точки зрения их системы регулирования (функция PSS) способны к демпфированию колебаний активной мощности в соответствии с установленными техническими требованиями;

результатом регулирования должно быть улучшение демпфирования ответной реакции активной мощности АРВ в сочетании с функцией PSS, по сравнению с реакцией активной мощности одного только АРВ без PSS;

должны выполняться следующие совокупные условия:

функция PSS должна гасить существующие колебания активной мощности генерирующей единицы/УХЭ /системы ПТВН в пределах диапазона частот, установленных техническими требованиями. Этот диапазон частот должен включать в себя частоты локального режима генерирующей единицы, УХЭ и ожидаемые в сети колебания;

изменение активной мощности генерирующей единицы/УХЭ /системами ПТВН не должно приводить к незатухающим колебаниям активной или реактивной мощности генерирующей единицы/систем ПТВН.

5.2.6. Для единиц энергоцентра и УХЭ типа C и D, в дополнение к требованиям подпунктов 5.2.1-5.2.3 настоящего пункта, владельцы объектов электроэнергетики ОУХЭ должны проводить следующие испытания и моделирование:

1) испытания по регулированию активной мощности и диапазона регулирования, которые должны проводиться с соблюдением следующих требований:

генерирующие единицы/УХЭ/системы ПТВН должны подтвердить свою техническую возможность непрерывно модулировать активную мощность в полном рабочем диапазоне в соответствии с установленными техническими требованиями;

уставка и точность регулирования должны отвечать техническим требованиям;

2) испытания по регулированию системами ПТВН скорости линейного изменения активной мощности, которые должны проводиться для систем ПТВН с соблюдением следующих требований:

системы ПТВН должны подтвердить свою техническую способность регулировать скорость линейного изменения активной мощности;

испытание должно производиться путем отправки соответствующим Оператором указаний на установление скорости линейного изменения;

скорость линейного изменения должна быть регулируемой;

системы ПТВН должны подтвердить стабильную работу в течение периодов линейного изменения;

3) испытания на способность к режиму регулирования напряжения должны проводиться с соблюдением следующих требований:

генерирующие единицы/УХЭ/агрегаты преобразователей ПТВН или преобразовательные подстанции ПТВН должны подтвердить свою способность функционировать в режиме регулирования напряжения в соответствии с установленными техническими требованиями;

при испытании режима регулирования напряжения проверяются следующие параметры:

крутизна характеристики и мертвая зона частотной характеристики,

точность регулировки,

нечувствительность регулировки,

время активации реактивной мощности;

диапазон регулирования и регулируемый статизм и мертвая зона частотной характеристики должны соответствовать техническим требованиям;

нечувствительность регулирования напряжения должна быть не выше 0,01 о. е.;

после ступенчатого изменения напряжения 90% изменения в выходной реактивной мощности должны быть достигнуты в пределах, установленных в соответствии с техническими требованиями, значениями времени и допусками;

4) испытания режима регулирования реактивной мощности должны проводиться с соблюдением следующих требований:

генерирующие единицы/УХЭ/агрегаты преобразователей ПТВН или преобразовательные подстанции ПТВН должны подтвердить свою способность функционировать в режиме регулирования реактивной мощности в условиях, определенных в соответствии с техническими требованиями;

испытание режима регулирования реактивной мощности должно быть дополнительным для испытания возможностей по выработке реактивной мощности;

при испытании режима регулирования реактивной мощности должны быть проверены следующие параметры:

диапазон уставки реактивной мощности, точность регулировки,

время активации реактивной мощности;

диапазон уставки реактивной мощности и точность регулирования должны соответствовать установленным техническим требованиям;

5) испытания режима регулирования коэффициента мощности должны проводиться с соблюдением следующих требований:

генерирующие единицы/УХЭ/агрегаты преобразователей ПТВН или преобразовательные подстанции ПТВН должны подтвердить свою способность функционировать в режиме регулирования коэффициента мощности в условиях, определенных в соответствии с техническими требованиями;

при испытании режима регулирования коэффициента мощности должны быть проверены следующие параметры:

диапазон уставок коэффициента мощности,

точность регулировки,

реакция реактивной мощности на ступенчатую смену активной мощности;

диапазон уставок коэффициента мощности и точность регулирования должны удовлетворять установленным техническим требованиям;

время активации реактивной мощности как результат ступенчатой смены активной мощности не должно превышать установленного в соответствии с техническими требованиями;

6) моделирование для единиц энергоцентра, УХЭ способности к обеспечению искусственной инерции должны подтвердить способность единиц энергоцентра, УХЭ к обеспечению искусственной инерции к событию с понижением частоты в соответствии с установленными техническими требованиями;

7) моделирование для систем ПТВН модификации активной мощности в случае нарушения режима и реверсирования активной мощности, которые должны проводиться с соблюдением следующих требований:

владельцы систем ПТВН должны моделировать способность быстрого изменения активной мощности и быстрого реверсирования активной мощности согласно техническим требованиям, определенным настоящим разделом;

должна быть подтверждена стабильная работа системы ПТВН с соблюдением предварительно заданной последовательности изменения активной мощности;

начальная задержка настройки активной мощности должна быть короче установленного в соответствии с техническими требованиями значения или приемлемо обоснованной - если она длиннее.

Относительно испытаний, проводимых согласно подпунктам 3 - 5 настоящего подпункта, ОСП может выбрать только два из трех вариантов регулирования для проведения испытания.

5.2.7. Для УХЭ, являющегося полностью интегрированным элементом сети, соответствующий Оператор проводит испытания и / или моделирование соответствия в необходимых объемах согласно подпунктам 5.2.1-5.2.6 настоящего пункта, которые соответствуют способности по обеспечению безопасного и надежного функционирования системы передачи или системы распределения (но не используются для балансировки или управления перегрузками).

5.2.8. Для УХЭ, подключенных к внутренним сетям производителя электрической энергии или потребителя, технические требования по подтверждению соответствия электроустановок путем проведения испытаний/моделирований не применяются.

5.3. Технические требования подтверждения соответствия электроустановок объектов распределения/энергопотребления путем проведения испытаний/моделирований

5.3.1. Для присоединенных к системе передачи электроустановок объектов распределения/энергопотребления ОСР/владельцы объектов энергопотребления должны подтвердить их соответствие установленным настоящим Кодексом техническим требованиям путем проведения таких испытаний:

1) испытание на способность к повторному включению после случайного отключения из-за нарушения режима сети. Это повторное включение объектов распределения/энергопотребления, которое должно достигаться через выполнение методики повторного включения, преимущественно действием автоматики, разрешенной ОСП;

2) испытания синхронизации, которые должны подтвердить возможности электроустановок объектов распределения/энергопотребления до синхронизации с электрической сетью в соответствии с установленными техническими требованиями и проверить уставки устройств синхронизации. Тесты синхронизации должны охватывать следующие аспекты:

напряжение;

частоту;

диапазон фазового угла;

отклонение напряжения и частоты;

3) испытания дистанционного отсоединения должны подтвердить способность электроустановок объектов распределения/энергопотребления к дистанционному отключению от сети в точке (точках) присоединения в соответствии с установленными техническими требованиями;

4) испытание отключения нагрузки при низкой частоте, которые должны подтвердить способность объектов распределения/энергопотребления к отключению нагрузки при снижении частоты в соответствии с установленными техническими требованиями;

5) испытание реле отключения нагрузки при низкой частоте, которые должны подтвердить износ реле от входа питания номинальным переменным током в соответствии с установленными техническими требованиями;

6) испытания отключения нагрузки при низком напряжении, которые должны подтвердить способность электроустановок объектов распределения/энергопотребления к отключению нагрузки при низком напряжении и к работе объединены с блокировкой переключателя ответвлений под нагрузкой в соответствии с установленными техническими требованиями;

7) испытания по обмену информацией между ОСП и ОСР/оперативным персоналом объектов энергопотребления, в том числе в режиме реального времени, которые должны подтвердить способность объектов распределения/энергопотребления удовлетворять требования стандарта обмена информацией, установленные настоящим Кодексом.

5.3.2. Для присоединенных к системе передачи электроустановок объектов распределения, дополнительно к требованиям подпункта 5.3.1 настоящего пункта, ОСР должны проводить моделирование способности объектов распределения к генерированию реактивной мощности с соблюдением следующих требований:

при вычислении обмена реактивной мощностью при различных условиях ее генерирования и потребления должна использоваться имитационная модель устоявшегося потокораспределения нагрузки для присоединенной к системе передачи распределительной сети;

частью моделирований должно быть сочетание режимов установившегося минимального и максимального генерирования и потребления реактивной мощности, приводящих к самому низкому и высокому обмену реактивной мощностью;

частью моделирований должно быть вычисление экспортирования в точке присоединения реактивной мощности при перетоке активной мощности менее 25 % от максимально допустимого перетока;

результаты моделирования должны подтвердить соответствие объектов распределения установленным техническим требованиям.

5.3.3. Для присоединенных к системе передачи электроустановок объектов энергопотребления, дополнительно к требованиям подпункта 5.3.1 настоящего пункта, владельцы объектов должны проводить моделирование способности объектов энергопотребления к поддержанию уровня реактивной мощности с соблюдением следующих требований:

должна быть подтверждена возможность объекта энергопотребления поддерживать в точке присоединения уровень реактивной мощности в соответствии с установленными техническими требованиями;

имитационная модель потокораспределения нагрузки, присоединенной к системе передачи объекта энергопотребления, используется для вычисления обмена реактивной мощностью в различных режимах нагрузки. Частью моделировок должны быть режимы минимальной и максимальной нагрузки, приводящие к самому низкому и наивысшему обмену реактивной мощностью в точке присоединения;

результаты моделирования должны подтвердить соответствие установленным техническим требованиям.

5.3.4. Для присоединенных к системе передачи электроустановок объектов энергопотребления, которые могут производить реактивную мощность, дополнительно к требованиям подпункта 5.3.1 настоящего пункта, владельцы объектов должны проводить моделирование способности объектов энергопотребления к поддержанию уровня реактивной мощности с соблюдением следующих требований:

должна быть подтверждена возможность объекта энергопотребления поддерживать в точке присоединения уровень реактивной мощности в соответствии с установленными техническими требованиями;

имитационная модель потокораспределения нагрузки присоединенного к системе передачи объекта энергопотребления должна использоваться для вычисления обмена реактивной мощностью в разных режимах ее генерирования и потребления;

частью моделирования должно быть сочетание режимов минимального и максимального генерирования и потребления реактивной мощности, приводящих к самой низкой и высокой обеспеченности реактивной мощностью в точке присоединения;

результаты моделирования должны подтвердить соответствие установленным техническим требованиям.

5.3.5. Для электроустановок объектов энергопотребления, которые участвуют в регулировании активной мощности, регулировании реактивной мощности или управлении системными ограничениями посредством управления спросом, владельцы объектов энергопотребления должны проводить следующие испытания и моделирование:

1) испытания модификации электроустановок, которые должны подтвердить способность электроустановок объектов энергопотребления к изменению их потребляемой мощности после получения оперативной команды ОСП в соответствии с установленными техническими требованиями. Испытания должны проводиться по оперативной команде или альтернативно, путем имитации получения оперативной команды ОСП;

2) испытания отключения и/или повторного включения энергоустановок статической компенсации объекта энергопотребления, которые должны подтвердить способность объектов энергопотребления к регулированию напряжения в соответствии с установленными техническими требованиями. Эти испытания должны проводиться путем имитации получения оперативной команды ОСП на дальнейшее отключение энергоустановок статической компенсации и имитации получения оперативной команды ОСП на дальнейшее повторное включение этих энергоустановок;

3) моделирование электроустановок объектов энергопотребления, используемых для обеспечения регулирования активной мощности посредством управления спросом. Эти моделирования должны подтвердить техническую способность электроустановки объекта энергопотребления к обеспечению регулирования активной мощности при низкой частоте в соответствии с установленными техническими требованиями.

6. Технические требования к УХЭ, которые влияют на режимы работы системы передачи

6.1. Определение типа УХЭ

6.1.1. УХЭ может быть присоединена к системе передачи/распределения или электроустановкам пользователя системы передачи/распределения через синхронную машину или систему преобразования мощности (инвертор).

6.1.2. УХЭ классифицируются по пяти категориям в соответствии с уровнем напряжения их точки присоединения и их максимальной мощности отпуска, а именно:

1) тип А1 - точка присоединения с напряжением ниже 110 кВ и P _max.вп. к 0,15 МВт включительно;

2) тип А2 - точка присоединения с напряжением ниже 110 кВ и P _max.вп. к 1 МВт включительно, кроме относящихся к классу А1;

3) тип В - точка присоединения с напряжением ниже 110 кВ и P _max.вп. от 1 МВт до 20 МВт включительно;

4) тип С - точка присоединения с напряжением ниже 110 кВ и P _max.вп. от 20 МВт до 75 МВт включительно;

5) тип D - точка присоединения с напряжением 110 кВ и выше. УХЭ также относится к типу D, если ее P _max.вп. составляет выше 75 МВт.

6.2. Технические требования к соответствующим типам УХЭ приведены в таблице 25.

Таблица 25

6.3. Технические требования к стабильности частоты:

1) частотных диапазонов:

УХЭ должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать в пределах диапазона частот и интервалов времени, указанных в таблице 26 без отсоединения от сети;

Таблица 26

2) устойчивость к скорости изменения частоты:

УХЭ должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать при скорости изменения частоты до 1,7 Гц / с;

3) режим с ограниченной чувствительностью к частоты - повышенная частота (LFSM-O):

УХЭ должны быть способными обеспечить изменения активной мощности при отклонении частоты за пределы зоны нечувствительности по частоте (см. Рис. 13) и с статизмом, определенными ОСП в пределах значений, указанных в настоящем подпункте настоящего подпункта.

Рисунок 13

Диаграмма отражает характер изменения мощности УХЭ, что может отпускать и отбирать мощность в/из электросети,

зона нечувствительности по частоте f ₂ должна иметь возможность изменяться в диапазоне от 50,2 Гц до 50,5 Гц включительно;

уставка статизма должна иметь возможность изменяться в диапазоне от 0,1% до 12%;

УХЭ должны быть способными к реакции активной мощности на отклонение частоты с задержкой не более 500 мс, измеряемых на выводах синхронной машины или на системах преобразования мощности (инверторе) УХЭ;

УХЭ должна быть способной к устойчивой работе в режиме LFSM-O;

УХЭ, что отпускает активную мощность в режиме LFSM-О, должна в соответствии с характеристикой LFSM-O уменьшать отпуск активной мощности с последующим переходом к режиму отбора электрической энергии (если это технически возможно)

УХЭ, что отбирает активную мощность в режиме LFSM-О, увеличивает уровень активной мощности отбирается, согласно характеристике LFSM-O;

УХЭ должна отбирать электрическую энергию к накоплению полной энергоемкости УХЭ, после чего прекратить отбор электрической энергии. ОСП может определить другую характеристику или установить, что УХЭ при отборе активной мощности поддерживать уровень отбора на достижении порогового значения частоты даже при повышении частоты в режиме LFSM-О.

ОСП должен учитывать время, необходимое для перехода УХЭ из режима отбора электрической энергии в режим отпуска активной мощности или наоборот, что статизм в режиме отбора электрической энергии и в режиме отпуска электрической энергии может быть разным, а также ограничения по полной энергоемкости УХЭ (если это технологически Возможно);

4) режим с ограниченной чувствительностью к частоты - снижена частота (LFSMU):

УХЭ должны быть способными обеспечить изменения активной мощности при отклонении частоты за пределы зоны нечувствительности по частоте (см. Рис. 13) и с статизмом, определенными ОСП в пределах значений, указанных в настоящем подпункте настоящего подпункта;

зона нечувствительности по частоте f ₁ должна иметь возможность изменяться в диапазоне от 49,8 Гц до 49,5 Гц включительно;

уставки статизма должны иметь возможность изменяться в диапазоне от 0,1% до 12%;

УХЭ должны быть способными к реакции активной мощности на отклонение частоты с задержкой не более 500 мс, измеряемых на выводах синхронной машины или на системах преобразования мощности (инверторе) УХЭ;

УХЭ должна быть способной к устойчивой работе в режиме LFSM-U;

УХЭ, что отбирает активную мощность в режиме LFSM-U, должна уменьшать уровень активной мощности отбирается, согласно характеристике LFSM-U с последующим переходом к режиму отпуска (если это технологически возможно)

УХЭ, что отпускает активную мощность в режиме LFSM-U, должна увеличивать отпуск активной мощности в соответствии с характеристикой LFSM-U;

УХЭ должна отпускать электрическую энергию к исчерпанию полной энергоемкости УХЭ, после чего прекращать отпуск. ОСП может определить другую характеристику или установить, что УХЭ во время отпуска активной мощности поддерживать уровень отпуска на момент достижения порогового значения частоты даже при дальнейшего снижения частоты в режиме LFSM-U;

ОСП должен учитывать время, необходимое для перехода УХЭ из режима отпуска активной мощности в режим отбора электрической энергии или наоборот, что статизм в режиме отбора и в режиме отпуска может быть разным, а также ограничения по полной энергоемкости УХЭ (если это технологически возможно)

УХЭ, что не может достичь режима отпуска к задействованию автоматической схемы отключения отбора по низкой частоты, должна отключиться. Отключение допускается только в случае, когда режим отпуска не может быть достигнут к порогу частоты 49 Гц;

5) режим нормированного ППЧ (частотно чувствительный режим FSM):

УХЭ должны быть способными изменять активную мощность при отклонении частоты в соответствии с параметрами, установленными ОСП (см. Рис. 14 и 15), в пределах диапазонов, указанных в таблице 27.

Рисунок 14

На диаграмме отражена способность УХЭ реакции активной мощности на отклонение частоты в режиме FSM, что иллюстрирует случай нулевой мертвой зоны и нечувствительность, где P _ref соответствует номинальной мощности УХЭ (P _nom. ).

Рисунок 15

На диаграмме отображена зона работы и реакция УХЭ в режиме FSM со стандартными настройками для регулирования частоты (FSM / РПЧ),

параметры реакции активной мощности на отклонение частоты в режиме FSM для УХЭ приведены в таблице 27.

Таблица 27

В случае повышения частоты изменение активной мощности при отклонении частоты ограничивается мощностью P _тек.- Δ P, что должна быть меньше или равна максимальной мощности отбора Pmax.видб.

В случае снижения частоты изменение активной мощности при отклонении частоты ограничивается мощностью P _тек. + Δ P, что должна быть меньше или равна максимальной мощности отпуска P _max.вп.

В случае скачкообразного изменения частоты УХЭ должны быть способными изменять активную мощность при отклонении частоты по линии, как указано на рисунке 16 или выше нее (во избежание колебаний активной мощности) с соответствующими параметрами, приведенными в таблице 28.

Рисунок 16

На диаграмме изображена способность изменять активную мощность при отклонении частоты,

параметры полного изменения активной мощности на отклонение частоты вследствие скачкообразного изменения частоты приведены в таблице 28;

Таблица 28

во всех режимах системы передачи по частоте УХЭ, предоставляющие услуги с РПЧ, должны обеспечивать выдачу надлежащего объема РПЧ в соответствии с фактическим отклонением частоты в энергосистеме в течение всего времени предоставления услуги с РПЧ непрерывно, что не может быть меньшим чем расчетный период предоставления услуги с РПЧ;

после возвращения системы передачи в нормальный режим по частоте ограничена по энергоемкости УХЭ, предоставляющая услугу по РПЧ, должна обеспечить скорейшее восстановление энергоемкости. Такое восстановление осуществляется в течение 2:00 пребывания системы передачи в нормальном режиме по частоте. УХЭ, предоставляющая услугу по РПЧ и находится в режиме восстановления энергоемкости, должна выдавать объемы РПЧ, которые соответствуют нормальному режиму системы передачи по частоте. Во время такого восстановления энергоемкости УХЭ, предоставляющая услугу по РПЧ, может не обеспечивать выдачу необходимых объемов РПЧ, которые соответствуют предаварийном и аварийном режимам системы передачи по частоте;

6) дистанционное отключение / включение:

УХЭ должны быть оборудованы входным портом, чтобы прекращать отпуск активной мощности или ее отбор до 0 в течение 5 секунд после получения команды на входном порту. Соответствующий Оператор вправе указывать требования к оборудованию для обеспечения дистанционного управления УХЭ;

7) управляемость активной мощностью:

УХЭ должны быть оборудованы интерфейсом (входным портом), чтобы иметь возможность изменять исходную активную мощность за время до 10 секунд после получения команды на входном порту. ОСП имеет право указывать требования к оборудованию, чтобы иметь возможность дистанционно регулировать выходную активную мощность;

8) регулирования активной мощности:

система регулирования УХЭ должна быть способной к настройке уставки активной мощности согласно управляющими действиями/командами, полученными от ОСП дистанционно;

ОСП устанавливает время, в рамках которого должна быть достигнута уставка активной мощности, и допустимое отклонение для новой задачи;

в случае вывода УХЭ из-под управления САРЧМ ОСП обеспечивает управление этой УХЭ в ручном режиме, сообщив безотлагательно владельца УХЭ о времени такого перевода. ОСП должен сообщать регулятора путем ежемесячного отчета о времени, необходимом для достижения задачи, и допустимое отклонение по активной мощности;

УХЭ должна обеспечивать функциональные возможности, касающиеся участия в ПВЧ и соответствуют требованиям подпунктов 18 - 20 подпункта 8.4.3 пункта 8.4 главы 8 раздела V настоящего Кодекса;

9) автоматическое присоединение:

ОСП указывает условия, при которых УХЭ может автоматически соединиться с сетью после незапланированного отключения или при восстановлении системы передачи.

Эти условия должны включать: диапазоны частоты и диапазоны напряжений, в пределах которых автоматическое присоединение является допустимым, подходящее время задержки, максимальный градиент увеличения выходной активной мощности.

Если другие условия не согласованы между ОСП, владельцем УХЭ и соответствующим ОСР, условиями автоматического присоединения являются:

диапазон частоты 49,9 - 50,1 Гц;

диапазон напряжения 0,9 - 1,1 и.о..;

минимальное время задержки 60 секунд

максимальный градиент увеличения выходной активной мощности ≤ 20% P _nom./хв.

Сигнал, который позволяет УХЭ повторно присоединиться, определенный подпунктом 3 пункта 6.6 этой главы;

10) искусственная инерция:

УХЭ должны быть способными обеспечивать искусственную инерцию при очень быстрых отклонений частоты;

принципы работы систем управления, установленные для обеспечения искусственной инерции, и соответствующие параметры определяются ОСП.

6.4. Технические требования к надежности УХЭ:

1) способность нести заданную нагрузку:

УХЭ должны быть способными нести нагрузку на заданном уровне активной мощности независимо от изменения частоты в пределах пороговой частоты, указанной в подпункте 1 пункта 6.3 этой главы;

2) устойчивость к КЗ:

УХЭ должны быть способными оставаться присоединенными к сети и продолжать стабильную работу при КЗ и после его устранения релейной защитой при изменении напряжения по кривой (см. Рис. 17), параметры которой задаются ОСП в пределах диапазонов, указанных в таблицах 29 и 30.

Рисунок 17

На графике напряжения УХЭ во время прохождения КЗ без отключения от сети изображена нижняя граница кривой напряжения в зависимости от времени для напряжения в точке присоединения, выраженной как отношение ее фактического значения к ее опорного значения в относительных единицах: до, в течение и после повреждения,

Временные интервалы работы УХЭ без отключения от сети при КЗ для указанных уровней напряжения (см. Рис. 17), присоединенных на уровне напряжения ниже 110 кВ, приведены в таблице 29.

Таблица 29

Временные интервалы работы УХЭ без отключения от сети при КЗ для указанных уровней напряжения (см. Рис. 17), присоединенных на уровне напряжения 110 кВ и выше, приведены в таблице 30.

Таблица 30

Для обеспечения возможности работы УХЭ без отключения от сети при КЗ ОСП по требованию владельца УХЭ должен предоставить ему значение минимальной и максимальной мощности КЗ в точке присоединения и указать предаварийных рабочие параметры УХЭ, выраженные как выходные активная и реактивная мощности в точке присоединения и напряжение в точке присоединения.

УХЭ должны быть способными продолжать стабильную работу, когда фактические значения линейных напряжений относительно уровня напряжения в точке присоединения при КЗ, учитывая вышеприведенные предаварийных и послеаварийных режимах, остаются выше границы, указанной на рисунке 17, если схема защиты внутренних электрических повреждений не требует от соединение УХЭ от сети. Схемы защиты и уставки для внутренних электрических повреждений не должны ставить под угрозу характеристики способности оставаться в работе без отключения от сети при КЗ.

Защита от понижения напряжения (способность оставаться в работе без отключения от сети при КЗ или минимальное значение, указанное для напряжения в точке присоединения) устанавливается владельцем УХЭ в соответствии с ее максимальных технических возможностей, если ОСП не устанавливает требования в соответствии с подпунктом 2 пункта 2.6 главы 2 настоящего раздела. Уставки должны быть обоснованы собственником УХЭ соответствии с этим принципом;

3) восстановление производства активной энергии после КЗ:

УХЭ должны восстанавливать производство активной энергии после КЗ. ОСП определяет величину и время восстановления производства активной энергии;

минимальные требования к восстановлению производства активной энергии

после КЗ:

время начала восстановления - в достижении 90% напряжения на время возникновения КЗ;

максимально допустимое время восстановления активной энергии после КЗ - 1 секунда;

минимальный уровень мощности активной энергии - 90% мощности активной энергии на время возникновения КЗ;

4) статическая устойчивость:

в случае отклонений мощности УХЭ должны сохранять статическую устойчивость, работая в любой рабочей точке характеристики PQ;

УХЭ должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать без снижения мощности, пока напряжение и частота остаются в указанных пределах в соответствии с требованиями, установленными в этом разделе, в пределах технической возможности.

6.5. Технические требования к стабильности напряжения:

1) УХЭ должны быть способными производить реактивную мощность, если такое требование установлено ОСП, в пределах технической возможности;

2) УХЭ по требованию ОСП должны быть способными обеспечивать быстрое подпитки КЗ током в точке присоединения при симметричных (трехфазных) повреждений.

ОСП должен установить требования по работе УХЭ без отключения от электрической сети при нормативных повреждений;

3) УХЭ, которые подключены через инверторный оборудования, должны быть оборудованы постоянной системой автоматического регулирования напряжения, которое может обеспечивать постоянное напряжение на зажимах инвертора переменного тока на уровне выбранной уставки без нестабильности во всем рабочем диапазоне УХЭ.

УХЭ, которые подключены через синхронные машины, должны быть оборудованы системой АРВ, должен включать также функцию PSS для демпфирования колебаний мощности;

4) УХЭ разрешается автоматическое отключение, когда напряжение в контрольной точке присоединения выходит за пределы, установленные ОСП;

5) УХЭ должны быть способными по требованию ОСП использовать все резервы реактивной мощности до аварийных перегрузок согласно требованиям ГКД 34.20.507 «Техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила », утвержденного приказом Министерства топлива и энергетики Украины от 13 июня 2003 года № 296 (далее - ГКД 34.20.507)

6) УХЭ должны быть способными обеспечивать выработку/потребления реактивной мощности в случаях колебаний напряжения с учетом того, что:

УХЭ, которые присоединены через синхронные машины, должны быть способными обеспечивать выработку / потребления реактивной мощности на ее максимальном уровне в пределах графика UQ / P _max, указанного на рисунке 6;

диапазон Q / P _max и диапазон напряжений для УХЭ должны находиться в пределах значений, указанных в таблице 12;

полный диапазон реактивной мощности не может быть имеющимся во всем диапазоне напряжений в установившемся режиме;

УХЭ, которые присоединены через инверторный оборудования, должны быть способными к перемещению в любую рабочую точку в пределах своего профиля UQ / P _max в соответствующих временных рамках до значений, установленных ОСП;

7) УХЭ должны соответствовать следующим требованиям режимов регулирования реактивной мощности:

быть способными к выдаче реактивной мощности автоматически или в режимах регулирования напряжения, реактивной мощности или коэффициента мощности;

для обеспечения режима регулирования напряжения должны быть способными к содействию регулированию напряжения в точке присоединения путем обеспечения обмена реактивной мощности с сетью с уставкой напряжения, охватывает от 0,95 до 1,05 относительных единиц с шагами не более 0,01 относительных единиц, из крутизной характеристики в диапазоне не менее 2 - 7% и шагами не более 0,5%;

исходная реактивная мощность должна быть нулевой, когда значение напряжения в точке присоединения равно вставке напряжения;

осуществлять работу с уставкой или без зоны нечувствительности, выбранной в диапазоне от нуля до ± 5% опорного значения 1 относительной единицы напряжения, с шагами не более 0,5%;

в течение ступенчатой изменения напряжения должны быть способными достигать 90% изменения реактивной мощности в течение времени, не превышает 5 секунд, и стабилизироваться на значении, указанном крутизной характеристики в пределах времени, не превышающий 60 секунд, с устоявшимся допустимым отклонением реактивной мощности не более 5 % от максимальной реактивной мощности;

для обеспечения режима регулирования реактивной мощности должны быть способными к установлению уставки реактивной мощности где угодно в диапазоне реактивной мощности, определенном в подпункте 2 настоящего подпункта, с уставкой шага не более 5% имеющейся реактивной мощности;

быть способными регулировать коэффициент мощности в точке присоединения в пределах необходимого диапазона реактивной мощности в соответствии с требованиями, установленными подпунктом 2 настоящего подпункта, с шагами целевого коэффициента мощности не более 0,01;

УХЭ, которые подключены через инверторный оборудования, должны быть способными обеспечивать выработку / потребления реактивной мощности на ее максимальном уровне в пределах графика UQ / _Pmax, указанного на рисунке 12;

диапазон Q / P _max и диапазон напряжений для УХЭ должны находиться в пределах значений, указанных в таблице 24;

необходимо учитывать, что полный диапазон реактивной мощности не может быть имеющимся во всем диапазоне напряжений в установившемся режиме;

УХЭ, которые подключены через инверторный оборудования, должны быть способными к перемещению в любую рабочую точку в пределах графика UQ / P _max и во временных рамках, указанных ОСП;

УХЭ, которые подключены через инверторный оборудования, должны соответствовать следующим требованиям:

быть способными работать в любом из трех следующих режимов регулирования:

режим регулирования напряжения,

режим регулирования реактивной мощности,

режим регулирования коэффициента мощности;

обеспечивать регулировочные свойства:

изменять заданные уровни напряжения в точке присоединения в соответствии с командами ОСП;

менять зону нечувствительности вокруг заданного уровня напряжения в диапазоне ± 5%;

УХЭ должны быть способными регулировать коэффициент мощности в точке присоединения;

8) УХЭ должны быть способными демпфировать колебания мощности. Характеристики регулирования напряжения и реактивной мощности УХЭ не должны оказывать негативное влияние на демпфирования колебаний мощности;

Единицы УХЭ должны иметь функцию POD, которая обязательна для УХЭ типа С и D.

Установки настройки функции POD выбираются в соответствии с методикой изготовителя данной системы. Частоты настройки должны соответствовать заданным ОСП значениям.

Выполнение мер по настройке функции POD должно быть выполнено владельцами УХЭ в срок не более трех месяцев после получения соответствующего оперативного распоряжения ОСП;

9) с учетом требований подпункта 2 пункта 6.4 этой главы УХЭ должны быть способными оставаться присоединенными к сети и работать в пределах диапазонов напряжения в точке присоединения, выраженных напряжением в точке присоединения в виде опорного значения 1 относительная единица, и для периодов времени, указанных в таблице 31 (для классов напряжения до 330 кВ включительно).

Таблица 31

Широкие диапазоны напряжения или длиннее минимальные периоды времени для работы могут быть согласованы между ОСП и владельцем УХЭ. Если шире диапазона напряжения и длиннее минимальное время для эксплуатации экономически выгодным и технически возможными, то такое предложение не должна быть отклонена любой из сторон.

С учетом требований абзаца второго настоящего подпункта ОСП имеет право указывать напряжение в точке присоединения, при которой УХЭ должны быть способными к автоматического отключения. Условия и уставки для автоматического отключения должны быть согласованы между ОСП и владельцем УХЭ.

6.6. Технические требования по управлению системой передачи:

1) схемы управления и параметры настройки

Схемы, принцип действия, алгоритмы работы станционных систем управления, АСУ ТП УХЭ (в части регулирования частоты, мощности и напряжения), которые необходимы для обеспечения стабильности системы передачи и принятия противоаварийных мер, должны быть согласованы соответствующим Оператором в части технических требований к построению АСУ ТП в составе информационно-технологической системы диспетчерского управления ОЭС Украины, определенных согласно приложению 8 к настоящему Кодексу. Внесение любых изменений в схемы и алгоритмы работы без согласования с соответствующим Оператором запрещается;

2) релейная защита, противоаварийная автоматика и параметры настройки УХЭ должны соответствовать требованиям подпункта 2 пункта 2.6 главы 2 настоящего раздела;

3) обмен информацией

УХЭ должны способствовать обмену технологической информацией с ОСП в режиме реального времени в соответствии с требованиями главы 6 раздела X настоящего Кодекса с меткой времени.

Организация обмена информацией осуществляется согласно приложениям 8 и 9 к настоящему Кодексу и техническим требованиям;

4) динамическая устойчивость

УХЭ должны быть динамически устойчивыми и способными к отсоединению от сети автоматически, чтобы предотвратить нарушение устойчивости энергосистемы или повреждение УХЭ.

Владельцы УХЭ и ОСП должны согласовать условия (критерии) обеспечение динамической устойчивости или сохранения управляемости;

5) контрольно-измерительная аппаратура

УХЭ должны быть оборудованы средствами регистрации аварийных событий и мониторинга динамического поведения системы. Эти средства должны регистрировать такие параметры:

напряжение;

активную мощность;

реактивную мощность;

частоту.

ОСП имеет право устанавливать параметры аппаратуры регистрации аварийных событий, в частности критерии запуска и частоту дискретизации, и определять требования к мониторингу динамического поведения энергосистемы, в частности к процедуре выявления и сигнализации слабо затухающих колебаний мощности (WAMS).

Системы мониторинга качества электроснабжения и динамического поведения энергосистемы должны включать средства доступа к информации для владельца УХЭ и ОСП.

Протоколы обмена зарегистрированными данными должны быть согласованы между владельцем УХЭ и ОСП.

В случае обоснованной необходимости ОСП может выдвинуть требования о необходимости установки дополнительных устройств РЗА и ПА в схеме присоединения УХЭ с целью предупреждения аварийных ситуаций в энергосистеме;

6) имитационные (математические, компьютерные) модели

По требованию ОСП владельцы УХЭ должны предоставить имитационные модели, которые должным образом отражают поведение УХЭ как в установившемся режиме, так и в электромеханическом и электромагнитном переходных процессах.

Владельцы УХЭ должны обеспечить верификацию предоставленных моделей соответствующими результатами испытаний после проведения пусконаладочных работ в соответствии с требованиями настоящего Кодекса и предоставлять результаты испытаний ОСП.

Модели, предоставленные владельцами УХЭ, которые моделируются как виртуальный синхронный генератор, должны содержать следующие составляющие в зависимости от существования отдельных компонентов:

генератор переменного тока и первичный двигатель;

регулирования частоты вращения и мощности;

регулирования напряжения, включая функцию стабилизатора энергосистемы (PSS) и систему регулирования возбуждения, при наличии;

модели защит УХЭ;

модели преобразователей (при наличии).

ОСП определяет:

формат, в котором должны предоставляться модели;

объем документации о структуре и блок-схемы модели;

минимальные и максимальные мощности КЗ в точке присоединения, выраженные в МВА, как эквивалент сети;

7) скорость изменения активной мощности

ОСП с целью обеспечения возможности изменять активную мощность УХЭ в соответствии с ее планового графика может устанавливать минимальную и максимальную границы для скорости изменения выходного активной мощности, учитывая тип оборудования;

8) заземления нейтрали

Заземляющего устройства нейтрали на сетевой стороне повышающих трансформаторов должна соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок;

9) средства синхронизации

УХЭ должны быть оборудованы необходимыми средствами синхронизации для подключения к сети (инвертор).

Синхронизация УХЭ должно быть возможным для частот в пределах диапазонов, указанных в таблице 26.

Параметры устройств синхронизации должны быть согласованы ОСП и владельцем УХЭ на этапе проектирования, а именно:

напряжение;

частота;

диапазон фазового угла;

последовательность чередования фаз.

6.7. Технические требования по восстановлению системы передачи:

1) автоматическое повторное присоединение

УХЭ должны быть способными к повторного подключения к сети после случайного отключения, вызванного нарушением сети, в соответствии с условиями, установленными ОСП. ОСП должен определить необходимость установки систем автоматического повторного подключения и их параметров для каждой УХЭ на основе расчетов электрических режимов.

Сигнал, который позволяет повторно присоединиться, определенный в подпункте 3 пункта 6.6 настоящей главы. В случае автоматического присоединения или повторного присоединения должно быть возможным установить градиент увеличения активной мощности в режимах зарядки и разрядки целым числом между минимальным и максимальным значениями (выраженные в процентах от Р _max ) согласно таблице 32;

Таблица 32

2) автономный пуск

Способность к автономному пуска не является обязательным для любых типов УХЭ, кроме случаев, когда ОСП считает, что безопасность энергосистемы подвергается риску из-за дефицита в энергосистеме способности к автономному пуска. В таком случае ОСП может обратиться к владельцам УХЭ с просьбой предоставить коммерческое предложение по обеспечению способности к автономному пуска.

УХЭ с автономным пуском должны быть способными:

к пуску с полностью обесточенного состояния сети без какой-либо внешней подачи электрической энергии в пределах временного интервала, установленного ОСП;

к автоматического поддержания напряжения при присоединении нагрузки;

регулировать частоту и мощность в выделенном энергорайоне;

регулировать частоту, в случае ее повышения или снижения, во всем диапазоне выходной активной мощности между минимальным уровнем регулирования и максимальной мощностью, а также на уровне нагрузки собственных нужд;

параллельно работать с несколькими генерирующими единицами в составе одного острова;

автоматически регулировать напряжение в процессе восстановления энергосистемы.

УХЭ со способностью к автономному пуска имеют синхронизироваться в пределах частоты, указанной в таблице 26 и в пределах напряжения, определенной подпунктом 9 пункта 6.5 настоящей главы, если это применимо;

3) участие в островном режиме работы

УХЭ должны быть способными участвовать в островном режиме работы с такими пределами:

пределы частоты для островного режима работы установлены в таблице 26;

пределы напряжения для островного режима работы должны устанавливаться ОСП или соответствующим Оператором в координации с ОСП.

УХЭ должны быть способными работать в режиме нормированного ППЧ (FSM) при островного режима работы в соответствии с требованиями подпункта 5 пункта 6.3 настоящей главы. В случае избытка мощности УХЭ должны быть способными к снижению выходного активной мощности от предыдущей рабочей точки до любой новой рабочей точки в пределах графика PQ. УХЭ должны быть способными к снижению выходного активной мощности к техническому минимуму.

ОСП и владельцем УХЭ должна быть согласована процедура информирования о переходе УХЭ от параллельной работы с ОЭС Украины на работу в островном режиме и наоборот;

4) быстрая повторная синхронизация

В случае отсоединения от сети УХЭ должна быть способной к быстрой повторной синхронизации методом точной синхронизации, предусматривающий установление устройств автоматической и полуавтоматической точной синхронизации.

Если на повторную синхронизацию УХЭ требуется более 15 минут, ОСП и соответствующий ОСР совместно с владельцем УХЭ должны согласовать схему выделения на питание собственных нужд и прилегающий энергорайона.

В вышеупомянутом случае УХЭ должны быть способными к длительной работе после переключения на питание собственных нужд и прилегающего энергорайона в изолированном режиме. Минимальная продолжительность работы в изолированном режиме должна быть установлена ОСП с учетом типа оборудования.

7. Порядок организации присоединения к системе передачи

7.1. Процедура подключения новых электроустановок Заказчиков к системе передачи.

Процедура присоединения новых электроустановок Заказчиков к системе передачи предусматривает следующие этапы:

представление Заказчиком ОСП заявления о присоединении;

определение ОСП точки обеспечения мощности объекта Заказчика. Этот этап может потребовать разработку Заказчиком технико-экономического обоснования согласно пункту 7.5 настоящей главы;

подготовка ОСП и выдача Заказчику проекта договора о присоединении и технических условий на присоединение, являющихся неотъемлемым приложением к настоящему договору;

заключение договора о присоединении;

оплату Заказчиком части стоимости платы за присоединение в размере и сроки, определенные Законом Украины «О рынке электрической энергии» и договором о присоединении;

разработка Заказчиком проектной документации на строительство электроустановок Заказчика или их очередей строительства (пусковых комплексов), реконструкцию и/или техническое переоснащение электрических сетей внешнего электроснабжения электроустановок Заказчика;

заключение дополнительного соглашения к договору о присоединении о стоимости и порядке присоединения;

оплату Заказчиком стоимости присоединения в соответствии с условиями договора о присоединении;

проведение процедуры закупки товаров, работ и услуг по строительству, реконструкции и/или техническому переоснащению объектов электроэнергетики;

заключение дополнительного соглашения к договору о присоединении по сроку/сроку присоединения;

проведение строительно-монтажных и пусконаладочных работ электроустановок внешнего электроснабжения;

заключение заказчиком договора потребителя о предоставлении услуг по передаче электрической энергии, договора о предоставлении услуг по обеспечению перетоков реактивной электрической энергии и Договора о предоставлении услуг по диспетчерскому (оперативно-технологическому) управлению или внесении изменений в существующие договоры, а также заключения договора о поставке электрической энергии потребителю или внесении изменений в существующий договор заказчиком, который является потребителем электрической энергии;

проведение испытаний электроустановок Заказчика или их очередей строительства (пусковых комплексов);

получение справки о выполнении технических условий в части внешнего электроснабжения согласно подпункту 7.10.1 пункта 7.10 настоящей главы;

заключение договоров, обязательных для участия на рынке электрической энергии, или внесение изменений в существующие договоры Заказчиком, который намерен приобрести статус участника рынка электрической энергии;

получение от ОСП разрешения на подключение;

подключение электроустановок Заказчика или их очередей строительства (пусковых комплексов) к электрической сети.

Для обеспечения присоединения к электрическим сетям Заказчик может обращаться в организацию, имеющую лицензию на выполнение соответствующих работ, которая будет участвовать в подготовке соответствующих документов о присоединении и обращениях к ОСП.

7.2. Подача заявления о присоединении

7.2.1. Заказчик обращается к ОСП о намерении присоединиться к электрическим сетям или увеличить мощность существующих электроустановок, присоединенных к этим сетям, с заявлением, типовая форма которой приведена в приложении 1 к настоящим Кодексом.

Заявление о присоединении также подаваться Заказчиком почтовым заказным отправлением или в электронном виде на электронный адрес, указанный на своем сайте ОСП в сети Интернет.

7.2.2. К заявлению прилагаются:

1) ситуационный план и выкопировки из топографо-геодезического плана в масштабе 1: 2000, или 1:1000, или 1:500 с указанием места расположения объекта (объектов) Заказчика, земельного участка Заказчика или прогнозируемой точки присоединения (для объектов, которые присоединяются к электрическим сетям впервые);

2) копия документа подтверждающего право собственности или пользования этим объектом, или, при отсутствии объекта, право собственности или пользования земельным участком с указанием кадастрового номера. В случае отсутствия кадастрового номера в свидетельстве на право собственности на земельный участок - выкопировки из топографо-геодезического плана или плана застройки территории с указанием местоположения земельного участка;

3) копия выписки из Реестра плательщиков единого налога или копию свидетельства плательщика налога на добавленную стоимость;

4) копия паспорта или надлежащим образом оформленная доверенность или иной документ на право заключать и подписывать договор о присоединении;

5) ТЭО, если его представление обязательно в соответствии с настоящим Кодексом. ТЭО повторно не предоставляется в случае, если техническое решение подготовлено в соответствии с действующим договором о бронировании мощности;

6) техническое решение подготовлено в соответствии с действующим договором о бронировании мощности (при наличии).

Заказчик обязан предоставить ОСП вместе с заявлением о присоединении актуальные документы и указать достоверные данные в заявлении о присоединении и приложениях к нему.

В случае ненадлежащим образом оформленного заказчиком заявления о присоединении (незаполнение колонки(нок) заявления о присоединении или неправильном наполнении колонки (НОК)) и/или приложений к ней, ОСП в течение двух рабочих дней уведомляет об этом Заказчика на электронный адрес и/или через личный кабинет заказчика, и в случае наличия в заявлении о присоединении соответствующей отметки - на почтовый адрес рекомендованным почтовым отправлением, со ссылкой на требования настоящего Кодекса, которые не соблюдены. Заказчик в течение пяти рабочих дней устраняет выявленные замечания и сообщает ОСП. В этом случае заявление о присоединении считается поданным после предоставления Заказчиком к ОСП надлежащим образом оформленного заявления о присоединении и всех приложений, определенных настоящим Кодексом. В случае нарушения Заказчиком срока, определенного в настоящем пункте на устранение замечаний, заказчик повторно обращается к ОСП в порядке, определенном настоящим Кодексом.

7.2.3. В случае присоединения индустриального парка к заявлению о присоединении дополнительно прилагаются:

1) копия документа о праве собственности или пользования земельным участком, кадастровые номера земельных участков, на которых создан индустриальный парк;

2) копия выписки из Реестра индустриальных (промышленных) парков или информация о решении Кабинета Министров Украины о включении индустриального парка в Реестр индустриальных (промышленных) парков;

3) копия договора о создании и функционировании индустриального парка.

7.2.4. ОСП должен разработать и обнародовать на своем сайте в сети Интернет порядок подачи заявления о присоединении и приложений к ней в электронном виде.

7.2.5. Заявление считается поданным в случае ее надлежащего оформления и наличия полного комплекта надлежащим образом оформленных документов, указанных в подпункте 7.2.2 настоящего пункта. ОСП придает поданном заявлении регистрационный номер в следующие сроки:

в случае подачи заявления лично ОСП - в день представления;

в случае направления заявления заказным почтовым отправлением - не позднее одного рабочего дня с момента получения документов;

в случае направления заявления в электронном виде - не позднее одного рабочего дня с момента получения документов.

Регистрационный номер заявления сообщается Заказчику. В случае направления заявления заказным почтовым отправлением или в электронном виде регистрационный номер заявления сообщается Заказчику в указанный в заявлении способ (заказным почтовым отправлением, электронной почте, факсу, по устному запросу посредством телефонной / мобильной связи, телефонограммой с подтверждением получения и т.д.).

7.2.6. В случае отсутствия полного комплекта документов, предусмотренных подпунктом 7.2.2 настоящего пункта, или ненадлежащего оформления документов, прилагаемых к заявлению, и / или ненадлежащим образом заполненного заказчиком заявления о присоединении ОСП принимает часть надлежащим образом оформленных документов, вносит соответствующую информацию в реестр заявлений с присвоением ей регистрационного номера и в течение 2 рабочих дней, начиная со следующего рабочего дня от даты регистрации заявления о присоединении, информирует заказчика способом, указанным им в заявлении, о выявленных замечаниях относительно несоответствий (полнота и надлежащее оформление документов, ненадлежащее заполнение заявления (незаполнение колонки (- нок) заявления или неправильное наполнение колонки) со ссылкой на требования настоящего Кодекса и вносит соответствующую информацию в реестр заявлений с присвоением заявлению регистрационного номера.

Замечания к ненадлежащему заполнению заявления должны содержать название неправильно заполненной Заказчиком колонки и подробное описание замечания со ссылкой на положение настоящего Кодекса.

Если Заказчик не устранил указанные замечания в течение 30 дней, начиная со следующего дня со дня получения замечаний от ОСП, заявление считается аннулированным.

Процедура предоставления услуги по присоединению начинается после получения ОСП всех документов, исчерпывающий перечень которых предусмотрен подпунктом 7.2.2 настоящего пункта, начиная со следующего рабочего дня от даты регистрации заявления о присоединении или даты предоставления Заказчиком полного комплекта документов, и/или устранения замечаний относительно надлежащего оформления документов, прилагаемых к заявлению, и / или устранения замечаний по заполнению заявления о присоединении.

7.2.7. ОСП в течение 2 рабочих дней после регистрации заявления проверяет соответствие объектов электроэнергетики / электроустановок объектов электроэнергетики, заявленных к присоединению, критериям присоединения к системе передачи, установленным в пункте 1.1главы 1 настоящего раздела, и в случае выявления их несоответствия отклоняет поданное заявление и сообщает об этом Заказчика способом, указанный им в заявлении (заказным почтовым отправлением, электронной почтой, факсом), с указанием и обоснованием причин ее отклонения.

7.2.8. Предоставленном заказчиком заявлении с приложениями к нему ОСП присваивает регистрационный номер, который автоматически формируется системой мониторинга предоставления оператором системы передачи и операторами систем распределения услуг по присоединениям к электрическим сетям (далее - система мониторинга присоединений) согласно требованиям Кодекса систем распределения после внесения соответствующей информации из заявления и перехода записи о присоединении в статус «подано заявление о присоединении», по форме, приведенной в Кодексе систем распределения, и в сроки, определенные в подпункте 7.2.5 настоящего пункта.

Регистрационный номер заявления сообщается заказчику на электронный адрес и/или через личный кабинет заказчика, и в случае наличия в заявлении о присоединении соответствующей отметки-на почтовый адрес рекомендованным почтовым отправлением).

7.3. Определение точки обеспечения мощности

На основании заявления Заказчика о присоединении электроустановки определенной мощности и предоставленных ей в соответствии с подпунктом 2 подпункта 7.2.2 пункта 7.2 настоящей главы документов ОСП определяет точку обеспечения мощности.

Точка обеспечения мощности определяется исходя из конфигурации сетей и нагрузки в зоне возможного присоединения. ОСП готовит техническое обоснование такого выбора и технические условия на присоединение в соответствии с требованиями пункта 7.4 этой главы.

Если при определении точки присоединения ОСП считает, что предложенные для присоединения электроустановки объектов электроэнергетики неблагоприятно влиять на качество электрической энергии и надежность электроснабжения в этой или других точках присоединения, то при подготовке технических условий он должен установить соответствующие требования к параметрам электроустановки, которые должны быть обеспечены Заказчиком.

7.4. Разработка и предоставление Заказчику технических условий на присоединение

7.4.1. ОСП обеспечивает бесплатную выдачу технических условий на присоединение, которые содержат требования по проектированию и строительству, реконструкции и / или технического перевооружения электрических сетей внешнего электроснабжения электроустановок Заказчика (до точки присоединения электроустановок Заказчика), а также по проектированию электрических сетей внутреннего электроснабжения электроустановок Заказчика (в пределах земельного участка Заказчика), безопасности электроснабжения и устройства узла учета электрической энергии.

7.4.2. Требования по проектированию электрических сетей внутреннего обеспечения и требования к электроустановкам безопасности электроснабжения определяются ОСП в соответствии с техническими требованиями, установленными в главах 2 и 6 настоящего раздела, в соответствии с типом установки.

7.4.3. Технические условия на присоединение является неотъемлемой частью договора о присоединении и излагаются в виде единого документа, типовая форма которого приведена в приложении 4 к настоящему Кодексу.

При разработке технических условий на присоединение ОСП должен руководствоваться следующими принципами:

надежности электроснабжения токоприемников Заказчика в соответствии с действующим законодательством Украины с учетом категории надежности электроснабжения, которая была говорится в заявлении о присоединении;

обеспечение надлежащего качества электрической энергии в точке присоединения;

не ужесточение параметров надежности и качества электрической энергии для других Пользователей;

оптимальности с экономической и технической точки зрения схемы электроснабжения.

Технические условия на присоединение разрабатываются ОСП с учетом детальных планов территории и схем развития системы передачи, действующих технических условий и действующих технических решений по схеме присоединения (выдачи мощности) генерирующих установок заказчика бронирования мощности.

Технические условия на присоединение должны предусматривать требования по установке в точке присоединения электроустановок заказчика к электрическим сетям технических средств контроля, в том числе автоматики, для недопущения пользователем отпуска и / или отбора электрической энергии к (с) сетям ОСП мощностью, превышающей соответствующую величину разрешенной (договорной) мощности в точке присоединения.

Технические условия на присоединение излагаются в виде единого документа и должны содержать идентификатор, которым является уникальный набор данных (последовательность символов), присваиваемый автоматически системой мониторинга присоединений согласно требованиям Кодекса систем распределения после внесения соответствующей информации и перехода записи о присоединении в статус «технические условия выданы», по форме, приведенной в Кодексе систем распределения.

Технические условия для присоединения, подписанные ОСП, вместе с проектом договора о присоединении предоставляются Заказчику не позднее 10 рабочих дней со дня регистрации заявления.

ОСП при подготовке технических условий на присоединение обязан учесть техническое решение, подготовленное ОСП по результатам согласования проектной документации, разработанной заказчиком в соответствии с Договором о бронировании мощности, в случае если заказчик предоставил такое решение, как приложение к заявлению о присоединении.

В случае отсутствия ТЭО на присоединение электроустановок, предназначенных для производства или распределения электрической энергии или хранения энергии, и несогласия Заказчика с определенной ОСП точкой обеспечения мощности и / или схеме присоединения этих электроустановок новые технические условия на присоединение вместе с проектом договора о присоединении разрабатываются ОСП и предоставляются Заказчику не позднее 10 рабочих дней со дня получения от Заказчика ТЭО.

По письменному обращению Заказчика центральный орган исполнительной власти, реализующим государственную политику в сфере надзора (контроля) в области электроэнергетики, дает заключение о технической обоснованности требований технических условий на присоединение на соответствие действующим стандартам, нормам и правилам.

Срок действия технических условий на присоединение определяется в соответствии с Законом Украины «О рынке электрической энергии».

7.4.4. В случае изменения заказчика (стороны договора) к техническим условиям на присоединение (и всех приложений к договору о присоединении) вносятся только те изменения, касающиеся изменения заказчика, при условии, что он подтвердил ОСП письмом-уведомлением неизменность технических параметров и требований к категории по надежности электроснабжения объекта строительства, определенных в технических условиях на присоединение.

В случае изменения (по инициативе заказчика) комплекса условий и требований к инженерному обеспечению объекта Заказчика, определенных в технических условиях на присоединение, а именно типа электроустановки (потребление электрической энергии/производства электрической энергии/хранения энергии, изменение первичного источника энергии), точки присоединения, уровня напряжения в точке присоединения и заказанной мощности (если изменение мощности приводит к изменению точки обеспечения мощности) в установленном законодательством порядке происходит расторжение существующего договора о присоединении в порядке, определенном подпунктом 7.6.8 пункта 7.6 настоящей главы, и после обращения заказчика с заявлением о присоединении в порядке, установленном пунктом 7.2 настоящей главы, заключается новый договор о присоединении по этому объекту.

7.5. Технико-экономическое обоснование схемы присоединения

7.5.1. Разработка ТЭО схемы присоединения осуществляется Заказчиком:

в случае несогласия с предложенной ОСП точкой обеспечения мощности и / или схеме присоединения;

в случаях, определенных в пункте 1.1 главы 1 настоящего раздела.

Разработка ТЭО осуществляется проектной организацией за счет Заказчика.

Технико-экономическое обоснование должно соответствовать действующим нормативно-техническим документам.

7.5.2. Любое физическое или юридическое лицо имеет право получить бесплатно от ОСП исходные данные для разработки ТЭО выбора схемы присоединения своих электроустановок к системе передачи с целью оценки деловых и производственных рисков.

Исходные данные для разработки ТЭО предоставляются ОСП на основании заявления, типовая форма которой приведена в приложении 2 к настоящему Кодексу, в течение 10 рабочих дней со дня получения заявления.

7.5.3. На основании разработанного ТЭО схемы присоединения Заказчик может предложить ОСП свой вариант точки обеспечения мощности (схемы присоединения).

ОСП обрабатывает предоставленный Заказчиком вариант точки обеспечения мощности (схемы присоединения) и не позднее чем через 10 рабочих дней со дня получения ТЭО принимает предложения Заказчика или письменно обосновывает приоритетность другого варианта схемы присоединения чем предусмотрено ТЭО.

Если Заказчик не согласен с предложением ОСП по другому варианту схемы присоединения чем предусмотрено ТЭО, он имеет право не подписывать договор о присоединении и инициировать урегулирования спорных вопросов в соответствии с порядком, установленным в главе 5 раздела I настоящего Кодекса.

7.5.4. Технические решения согласованного ТЭО учитываются ОСП при подготовке технических условий на присоединение в случае, если на момент обращения заказчика с заявлением о присоединении не были изменены исходные данные, выдававшиеся для разработки такого ТЭО.

7.6. Заключение договора о присоединении

7.6.1. Договор о присоединении определяет организационные, технические и финансовые условия, на которых осуществляется присоединение электроустановок Заказчика к системе передачи, и регулирует правоотношения между ОСП и Заказчиком в период осуществления мероприятий по присоединению.

Договор о присоединении заключается по типовой форме, приведенной в приложении 3 к настоящему Кодексу. Внесение сторонами изменений и дополнений в Договор о присоединении, не предусмотренных требованиями Закона Украины «О рынке электрической энергии» и настоящего Кодекса, кроме конкретизации его условий, не допускается.

Неотъемлемыми приложениями к договору о присоединении являются:

технические условия на присоединение;

согласована проектно-сметная документация;

расчет стоимости присоединения;

графики выполнения работ.

Срок действия договора о присоединении определяется в таком договоре ОСП с учетом действия технических условий на присоединение, а также срока, необходимого для полного выполнения сторонами обязательств, определенных таким договором.

Предельный срок действия договора о присоединении и технических условий на присоединение составляет три года с даты заключения такого договора и может быть продлен один раз на такой же срок по основаниям и в порядке, определенном Законом Украины «О рынке электрической энергии» и настоящим Кодексом.

Продление срока действия договора о присоединении осуществляется путем заключения сторонами дополнительного соглашения.

Продление срока действия договора о присоединении по основаниям и на период, не предусмотренный требованиями Закона Украины «О рынке электрической энергии» и настоящего Кодекса, запрещается.

Договор о присоединении и дополнительных соглашениях к нему может заключаться в электронной форме с использованием электронной подписи уполномоченного лица в соответствии с требованиями действующего законодательства.

Заказчик и ОСП обязаны уведомлять друг друга об изменении контактных данных, указанных в договоре о присоединении.

Все уведомления о реализации Договора о присоединении считаются полученными надлежащим образом, если направлены инициатором на адреса, указанные в договоре о присоединении, при условии, что инициатором подтвержден факт отправки таких сообщений.

7.6.2. Если объект (земельный участок) Заказчика находится в собственности (пользовании) нескольких лиц, ОСП заключает договор о присоединении с одним из совладельцев (Заказчиков) при наличии письменного согласия всех остальных совладельцев (Заказчиков), о чем делается соответствующая отметка в договоре.

7.6.3. ОСП предоставляет Заказчику два экземпляра подписанного им договора о присоединении в сроки, определенные в абзацах восьмом и девятом подпункта 7.4.3 пункта 7.4 настоящей главы.

Заказчик, получивший два экземпляра подписанного ОСП договора о присоединении, в случае согласия с его условиями подписывает договор в определенный законодательством срок и возвращает один экземпляр ОСП.

7.6.4. Срок исполнения договора о присоединении устанавливается сторонами с учетом времени, необходимого для нового строительства, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей, связанных с присоединением электроустановок Заказчика, и в пределах срока действия технических условий на присоединение.

Во время действия договора о присоединении выполнения технических условий на присоединение к системе передачи является обязательным для всех сторон договора.

7.6.5. Спорные вопросы, возникающие между сторонами во время действия договора о присоединении, решаются в порядке, установленном в главе 5 раздела I настоящего Кодекса.

7.6.6. Заключение договора о присоединении обязывает ОСП учитывать технические решения, предусмотренные в настоящем договоре, в плане развития системы передачи и при подготовке отчета по оценке соответствия (достаточности) генерирующих мощностей.

7.6.7. Плата за присоединение электроустановок к электрическим сетям определяется в соответствии с методикой, утвержденной Регулятором.

7.6.8. В случае намерения Заказчика расторгнуть договор о присоединении он может в письменном виде обратиться в ОСП с предложением расторгнуть договор и признать технические условия на присоединение утратившими силу.

ОСП в течение 20 рабочих дней со дня получения такого обращения должно предоставить письменное обоснование относительно согласования (или отказа в согласовании) предложения прекратить действие договора и направить заказчику дополнительное соглашение к договору о прекращении его действия. Среди условий, в случае согласования с предложением прекращения договора, ОСП вправе отметить необходимость компенсации ему расходов, понесенных в связи с выполнением ОСП обязательств, определенных договором о присоединении. Размер расходов должен быть рассчитан ОСП на основе подтверждающих документов относительно расходов ОСП на такие услуги и такой расчет должен быть предоставлен заказчику как дополнение к дополнительному соглашению о прекращении действия договора. По письменному требованию заказчика ОСП должен предоставить для ознакомления оригиналы подтверждающих документов.

7.7. Разработка проектной документации на электроустановки внешнего электроснабжения

7.7.1. Присоединение электроустановок Заказчика осуществляется в соответствии с проектной документацией на строительство, реконструкцию и / или техническое переоснащение электрических сетей внешнего электроснабжения электроустановок Заказчика и в соответствии с исполнительной документацией строительных / монтажных работ этого объекта.

Согласование проектной документации происходит путем применения механизма «Единого окна», определенного в порядке, установленном законодательством.

7.7.2. Разработка проектной документации на строительство, реконструкцию и / или техническое переоснащение электрических сетей внешнего электроснабжения электроустановок Заказчика осуществляется Заказчиком в соответствии с условиями договора о присоединении. Задание на проектирование должно учитывать требования технических условий. Для подготовки проектной документации ОСП на запрос Заказчика или проектной организации Заказчика должен предоставлять все необходимые для проектирования данные, владельцем которых является ОСП, в течение 10 рабочих дней со дня получения соответствующего запроса. Разработанная Заказчиком и согласована ОСП проектная документация на строительство, реконструкцию и / или техническое переоснащение электрических сетей внешнего электроснабжения электроустановок Заказчика является приложением к договору о присоединении, оформляется соответствующим дополнительным соглашением.

7.7.3. Проектная документация должна определить достаточность заказанной к присоединению мощности и категории надежности электроснабжения требованиям, должны обеспечиваться в процессе эксплуатации объекта Заказчика. Эти требования рассчитываются относительно мощности токоприемников с учетом коэффициента одновременности их использования.

7.7.4. Проектная документация должна определить точку присоединения на грани технологического соединения электроустановок или частей одной электроустановки. Проектная документация разрабатывается отдельными частями (томами) для сетей Заказчика и сетей ОСП в соответствии с точки присоединения.

7.7.5. Заказчик до начала строительно-монтажных работ, связанных с выполнением договора о присоединении, должен подать на согласование ОСП проектную документацию. ОСП не позднее 10 рабочих дней с даты подписания акта приемки-передачи проектной документации со дня получения проектной документации предоставляет Заказчику два экземпляра подписанного им дополнительного соглашения к договору о присоединении. Необходимое количество экземпляров проектной документации и формат предоставления ее на электронных носителях определяется условиями договора о присоединении. Заказчик, получивший два экземпляра подписанного ОСП дополнительного соглашения к договору о присоединении, в случае согласия с его условиями подписывает дополнительное соглашение в определенный законодательством срок и возвращает один экземпляр ОСП.

7.7.6. В случае обоснованной несогласия ОСП со стоимостью реализации технических условий в соответствии с проектной документацией по требованию ОСП Заказчик проектной документации письменный отчет соответствующей экспертной организации, которая отвечает критериям, определенным Министерством регионального развития, строительства и жилищно-коммунального хозяйства Украины. ОСП в ежегодном отчете сообщает регулятора о требовании о проведении экспертизы с предоставлением ее обоснования.

7.7.7. По результатам рассмотрения проектной документации ОСП оформляет обобщенное техническое решение по проекту или дает замечания к проектной документации. Срок рассмотрения проектной документации, представленной ОСП на согласование, не может превышать 10 рабочих дней со дня его получения. Согласование проектной документации осуществляется ОСП бесплатно.

7.7.8. Срок доработки проектной документации - 30 рабочих дней со дня получения Заказчиком замечаний к ней. Заказчик может продлить срок доработки проектной документации путем письменного уведомления ОСП, направленного не позднее чем за 2 рабочих дня до истечения срока доработки.

7.7.9. В случае получения от ОСП замечаний к проектной документации на строительство и / или техническое переоснащение электрических сетей внешнего электрообеспечения электроустановок заказчика (до точки присоединения электроустановок заказчика) присоединения разработчик такой проектной документации осуществляет ее корректировку с учетом предоставленных замечаний и подает откорректированную проектную документацию на повторное согласование.

Повторное согласование проектной документации на строительство и / или техническое переоснащение электрических сетей внешнего электрообеспечения электроустановок заказчика (до точки присоединения электроустановок заказчика), подлежащей экспертизе, осуществляется по желанию заказчика такой проектной документации.

Повторное согласование проектной документации на строительство и / или техническое переоснащение электрических сетей внешнего электрообеспечения электроустановок заказчика (до точки присоединения электроустановок заказчика) осуществляется в течение 5 рабочих дней со дня ее повторного представления. При повторном согласовании проектной документации не разрешается выдвигать новые замечания, если они не касаются внесенных изменений в проектную документацию.

7.7.10. Согласованная проектная документация вместе с подписанным ОСП соответствующей дополнительным соглашением к договору о присоединении возвращается Заказчику.

7.7.11. Согласованная проектная документация действует на все время строительства соответствующих сетей. Изменения в согласованной проектной документации на строительство, реконструкцию и / или техническое переоснащение электрических сетей внешнего электроснабжения электроустановок Заказчика, которые приводят к изменению стоимости реализации проекта, согласовываются путем внесения соответствующих изменений в договор о присоединении.

7.8. Проведение строительно-монтажных и пусконаладочных работ электроустановок внешнего электроснабжения и подача напряжения для проведения испытаний

7.8.1. Строительно-монтажные и пусконаладочные работы по новому строительству, реконструкции и / или технического перевооружения электроустановок внешнего электроснабжения выполняются ОСП или привлеченными им специализированными организациями и / или физическими лицами-предпринимателями, которые имеют право на выполнение этих работ.

Исполнитель комплекса работ по строительству электроустановок внешнего электроснабжения Заказчика определяется на конкурсной основе в соответствии с действующим законодательством.

7.8.2. Сроки выполнения строительно-монтажных и пусконаладочных работ определяются условиями договора о присоединении с учетом определенной проектом продолжительности выполнения работ.

7.8.3. После окончания строительно-монтажных и наладочных работ, перед приемом в эксплуатацию электроустановок внешнего электроснабжения, должны быть проведены индивидуальные испытания оборудования и его отдельных систем в объемах, определенных СОУ-Н ЭЭ 20.302, которые завершаются пробным пуском основного и вспомогательного оборудования, а также комплексное опробование оборудования.

7.8.4. Индивидуальные испытания электроустановок Заказчика или их очередей строительства (пусковых комплексов) и функциональные испытания отдельных систем должна выполнять строительно-монтажная организация с привлечением пусконаладочных организаций и персонала Заказчика.

7.8.5. Дефекты, выявленные в ходе индивидуальных и функциональных испытаний, должны быть устранены строительно-монтажными организациями и заводами-изготовителями энергетического оборудования до начала комплексных испытаний.

7.8.6. Введение в работу нового оборудования с неудовлетворительным техническим состоянием запрещается.

7.8.7. Электроустановки внешнего электроснабжения Заказчика, построенные, реконструированные или технически переоснащены в системе передачи от точки обеспечения заказанной мощности до точки присоединения объекта Заказчика, являются собственностью ОСП.

7.8.8. Представление рабочего напряжения для проведения комплексных испытаний и испытаний электроустановок заказчика или их очередей строительства (пусковых комплексов) осуществляется на основании заявления заказчика( уполномоченного им лица), копии декларации (уведомления) о начале выполнения строительных работ или разрешения на выполнение строительных работ и после предоставления ОСП заключенных заказчиком договоров (или внесения изменений в действующие договоры) согласно требованиям, установленным на рынке электрической энергии на срок проведения испытаний.

Заявление заказчика должно содержать данные о количестве электрической энергии, мощности (суточные графики нагрузки) и сроках выполнения испытаний. К заявлению прилагается уведомление о готовности электроустановок заказчика, или их очередей строительства (пусковых комплексов) к принятию рабочего напряжения и программа испытаний.

7.8.9. Представление рабочего напряжения для проведения испытаний электрооборудования осуществляется в течение 5 рабочих дней после получения заявления Заказчика или 10 рабочих дней, если подача напряжения требует прекращения электроснабжения других Пользователей.

7.8.10. Организация проведения испытаний осуществляется в соответствии с порядком, изложенным в разделе IV настоящего Кодекса, и с выполнением технических требований, установленных в главе 5 настоящего раздела, в соответствии с типом установки.

7.9. Порядок получения / предоставления разрешения на подключение к системе передачи

7.9.1. Для получения разрешения на подключение электроустановок заказчика или их очередей строительства (пусковых комплексов), к системе передачи собственник объекта электроэнергетики, УХЭ должен предоставить ОСП документы, подтверждающие ввод электроустановок или их очередей строительства (пусковых комплексов) в эксплуатацию в порядке, предусмотренном законодательством в сфере градостроительства, заключить с ОСП договор о предоставлении услуг по передаче электрической энергии и договор о предоставлении услуг по диспетчерскому (оперативно-технологическому) управлению в соответствии с требованиями раздела XI настоящего Кодекса, а также заключить договор об урегулировании небалансов или договор о поставке электрической энергии потребителю, или внести изменения в ранее заключенный договор.

Для каждой электроустановки или ее очереди строительства (пускового комплекса) в пределах объекта электроэнергетики УХЭ представляется отдельный пакет документов.

На время тестирования следующей очереди строительства (пускового комплекса) электроустановки Заказчика предварительные очереди (пусковые комплексы) считаются проходящими тестирование, в связи с увеличением суммарной нагрузки на электрооборудование действующего электрооборудования (кабельные и воздушные линии, МТЗ, контроль напряжения и т.п.).

7.9.2. ОСП обнародует на собственном вебсайте в сети Интернет перечень и образцы типовых протоколов испытаний и наладки электрооборудования, предоставляемых владельцем объекта вместе с документом, подтверждающим ввод объекта электроэнергетики в эксплуатацию в порядке, предусмотренном законодательством в сфере градостроительства, по каждому типу объекта электроэнергетики.

Смонтированное оборудование объекта электроэнергетики, УХЭ или его очередей строительства (пусковых комплексов) должно соответствовать СОУ-Н ЭЭ 20.302.

Результаты испытаний, оформленные в виде протоколов испытаний и наладки электрооборудования, предоставляются собственником объекта электроэнергетики, УХЭ вместе с документом, подтверждающим ввод электроустановок или их очередей строительства (пусковых комплексов) в эксплуатацию в порядке, предусмотренном законодательством в сфере градостроительства, по каждому типу объекта электроэнергетики, УХЭ.

7.9.3. ОСП в течение 10 рабочих дней после выполнения собственником объекта электроэнергетики, УХЭ требований, указанных в подпункте 7.9.1 настоящего пункта, должен выдать собственнику объекта электроэнергетики, УХЭ документ (наряд) о разрешении на подключение электроустановки или ее очереди строительства (пускового комплекса) и о разрешении на подачу напряжения.

7.9.4. Документ (наряд) о разрешении на подключение электроустановки или ее очереди строительства (пускового комплекса) к системе передачи может включать:

временное разрешение на подключение (ВРП);

окончательное разрешение на подключение (РПО);

ограниченное разрешение на подключение (ОРП).

7.9.5. Временное разрешение на подключение (ВРП) выдается при следующих условиях:

1) ВРП выдается ОСП с целью завершения процесса проверки данных и анализа в соответствии с требованиями настоящего Кодекса и предоставления документов, указанных в подпунктах 7.9.1 и 7.9.2 настоящего пункта;

2) ВРП дает право владельцам объектов электроэнергетики, УХЭ временного доступа их объектов к системе передачи и подключения электроустановок или их очередей строительства (пусковых комплексов) в течение ограниченного промежутка времени, определенного в подпункте 4 настоящего подпункта, и проведения дополнительной проверки на соответствие, чтобы обеспечить соблюдение соответствующих технических условий и требований;

3) при предоставлении ВРП ОСП должен указать все несоответствия и замечания и установить срок для их устранения;

4) максимальный период, в течение которого владельцы объектов электроэнергетики, УХЭ могут поддерживать статус ВРП, составляет 24 месяца. ОСП имеет право указать более короткий срок действия для ВРП. Пролонгация ВРП до достижения максимального периода предоставляется только, если владелец объекта электроэнергетики, УХЭ имеет значительный прогресс в направлении полного соответствия. Замечания должны быть четко определены в момент запроса пролонгации;

5) в случае неустранения собственником объекта электроэнергетики, УХЭ в установленный срок несоответствий и замечаний ОСП имеет право прекратить разрешение на подключение электроустановки или ее очереди строительства (пускового комплекса) к системе передачи, как только ВРП перестанет быть действительным до тех пор, пока владелец объекта электроэнергетики, УХЭ не устранит несоответствия и замечания, и ОСП не убедится, что электроустановка или ее очередь строительства (пусковой комплекс) соответствует требованиям настоящего Кодекса. В этом случае владелец объекта электроэнергетики, УХЭ может инициировать урегулирование спорных вопросов в порядке, установленном в главе 5 раздела I настоящего Кодекса.

7.9.6. Окончательное разрешение на подключение (РПО) выдается при следующих условиях:

1) РПО выдается ОСП при предварительном устранении всех несоответствий, выявленных во время статуса ВРП, и надлежащего завершения процесса рассмотрения данных и анализа в соответствии с требованиями настоящего раздела;

2) РПО дает право владельцам объектов электроэнергетики, УХЭ доступа их объектов электроэнергетики, УХЭ к системе передачи и подключения электроустановок или их очередей строительства (пусковых комплексов) в систему передачи на неограниченный промежуток времени;

3) для целей проведения проверки данных и анализа, владельцы объектов электроэнергетики, УХЭ должны предоставить ОСП:

детализированное изложение декларации о соответствии;

обновленные технические данные, отчеты об испытаниях и имитационных моделях и исследованиях, указанные в подпункте 7.9.2 настоящего пункта, включая использование фактических значений, измеренных во время испытаний;

4) в случае выявления несоответствия требованиям настоящего Кодекса, электроустановки или ее очереди строительства (пускового комплекса), для которой уже выдан РПО и не был получен от владельца объекта электроэнергетики, УХЭ обращения о предоставлении статуса ОРП, ОСП имеет право прекратить разрешение на подключение электроустановки или ее очереди строительства (пускового комплекса) к системе передачи до тех пор, пока владелец объекта электроэнергетики, УХЭ не устранит несоответствие и ОСП не убедится, что электроустановка или ее очередь строительства (пусковой комплекс) соответствует требованиям настоящего Кодекса. В этом случае владелец объекта электроэнергетики, УХЭ может инициировать урегулирование спорных вопросов в порядке, установленном в главе 5 раздела I настоящего Кодекса.

7.9.7. Ограниченное разрешение на подключение (ОРП) выдается при следующих условиях:

1) собственник объекта электроэнергетики, УХЭ, для электроустановки или очереди строительства (пускового комплекса) какого/либо уже изданного РПО, должен немедленно информировать ОСП о наличии таких обстоятельств:

электроустановка или очередь строительства (пусковой комплекс) его объекта электроэнергетики, УХЭ временно потеряла функциональность, что влияет на ее характеристики и подлежит значительной модификации;

отказ оборудования, приводящий к несоблюдению одного или нескольких установленных требований;

2) собственник объекта электроэнергетики должен сделать представление ОСП о предоставлении статуса ОРП, если этот собственник обоснованно ожидает, что обстоятельства, описанные в подпункте 1 настоящего подпункта, будут сохраняться более 3 месяцев;

3) статус ОРП должен быть предоставлен ОСП и должен содержать такую информацию, которая может быть легко проверена:

замечания, обусловившие предоставление статуса ОРП;

ответственность и период для устранения замечаний, не превышающий 12 месяцев. Предоставленный начальный период может быть короче, с возможностью его пролонгации до максимального периода, если ОСП представлено доказательством, демонстрирующим значительный прогресс в решении проблемных вопросов;

4) для электроустановок или их очередей строительства (пусковых комплексов), получивших статус ОРП, статус РПО должен быть временно остановлен в течение срока действия ОРП;

5) в случае неустранения собственником объекта электроэнергетики, УХЭ замечаний, обусловивших предоставление статуса ОРП ОСП имеет право прекратить разрешение на подключение электроустановки или ее очереди строительства (пускового комплекса) к системе передачи, как только ОРП перестанет быть действительным до тех пор, пока владелец объекта электроэнергетики, УХЭ не устранит несоответствие и замечания и ОСП не убедится, что электроустановка или ее очереди строительства (пусковой комплекс) соответствует требованиям настоящего Кодекса. В таких случаях РПО автоматически становится недействительным, а владелец объекта электроэнергетики, УХЭ может инициировать урегулирование спорных вопросов в порядке, установленном в главе 5 раздела I настоящего Кодекса.

7.9.8. Вместе с выдачей РПО или ВРП ОСП выдает разрешение на подачу напряжения (РПН), который дает право владельцу объекта электроэнергетики, УХЭ на подачу напряжения в его внутреннюю сеть и на оборудование собственных нужд в точке присоединения. РПН выдается ОСП при условии завершения подготовительных работ, включая заключение договоров, указанных в подпункте 7.9.1 настоящего пункта.

7.10. Подключение электроустановок Заказчика к электрической сети

7.10.1. ОСП после завершения работ по присоединению в части внешнего электрообеспечения и проведения комплексных испытаний уведомляет заказчика о готовности собственных электрических сетей к подключению электроустановок заказчика, предоставляет справку о выполнении технических условий в части внешнего электрообеспечения для подключения электроустановок заказчика или их очередей строительства (пусковых комплексов).

7.10.2. После получения справки о выполнении технических условий в части внешнего электроснабжения Заказчик ОСП заявление на подключение.

7.10.3. Подключение электроустановок Заказчика или их очередей строительства (пусковых комплексов) к электрической сети осуществляется ОСП при наличии документов (нарядов), выданных в соответствии с требованиями, изложенными в пункте 7.9 настоящей главы.

7.10.4. Подключение электроустановок Заказчика или их очередей строительства (пусковых комплексов) к электрической сети осуществляется в течение 5 рабочих дней после получения заявления Заказчика или 10 рабочих дней, если подключение требует прекращения электроснабжения других Пользователей.

7.10.5. После подключения электроустановок Заказчика к электрической сети ОСП услуга по присоединению, предусмотренное договором о присоединении, считается предоставленной. Факт предоставления услуги по присоединению подтверждается соответствующим актом, подписываемого сторонами договора о присоединении.

Акт о предоставлении ОСП услуги по присоединению должен содержать идентификатор по форме, приведенной в Кодексе систем распределения, который является уникальным набором данных (последовательностью символов), присваиваемым автоматически системой мониторинга присоединений после внесения соответствующей информации и перехода записи о присоединении в статус» услуга по присоединению предоставлена.

До полного завершения предоставления услуги по присоединению, по обращению заказчика, ОСП готовит и в течение 5 рабочих дней с даты поступления такого обращения предоставляет другой стороне(-ам) подписанный ими примерный договор о присоединении и акт, подтверждающий факт предоставления услуги по присоединению соответствующей очереди строительства (пускового комплекса) электроустановки заказчика после ее подключения к системе передачи с проведением полного расчета стоимости работ по присоединению с учетом понесенных расходов на реализацию услуги по присоединению соответствующей очереди строительства (пускового комплекса).

7.11. Оформление границ балансовой принадлежности

7.11.1. ОСП должен подготовить по согласованию с пользователем документ, содержащий таблицу с подробным распределением ответственности и эксплуатационные схемы, отражающие согласованные границы балансовой принадлежности.

7.11.2. Установления границ балансовой принадлежности осуществляется с учетом, что:

1) граница балансовой принадлежности активов между ОСП и электростанциями, включая атомные электростанции, должна находиться на первой опоре после ограждения оборудования электростанции;

2) граница балансовой принадлежности между магистральными и распределительными электрическими сетями должна находиться на первой опоре после ограждения магистральной подстанции;

3) граница балансовой принадлежности активов между прочим Пользователем и ОСП должна находиться в точке присоединения к электрическим сетям ОСП.

7.11.3. Следует соблюдать, приведенных в подпункте 7.11.2 настоящего пункта, общих правил, но каждый случай будет зависеть от конкретных условий присоединения объекта, компоновки распределительного устройства, типа оборудования пользователя и тому подобное. В каждом случае точку присоединения и границу балансовой принадлежности должно быть описано в акте разграничения балансовой принадлежности и проиллюстрировано соответствующими схемами.

7.11.4. Пользователь обладает (пользуется на правах аренды) всем оборудованием на стороне пользователя до предела его балансовой принадлежности и отвечает за безопасную эксплуатацию и техническое обслуживание этих активов в соответствии с законодательством Украины, настоящим Кодексом.

7.11.5. ОСП обладает всем электротехническим оборудованием на стороне электрических сетей от точки присоединения до предела его балансовой принадлежности. ОСП владеет, эксплуатирует и обслуживает подстанцию на объекте присоединения и все оборудование, которое может потребоваться для присоединения к электрическим сетям, в соответствии с требованиями закона и положений договора о присоединении.

7.11.6. Все электротехническое оборудование пользователя в точке присоединения должно быть подробно перечисленное в акте разграничения балансовой принадлежности, электрических сетей и ответственности сторон.

7.11.7. Изменения в договоренностях о границах балансовой принадлежности, предложенные любой стороной, должны быть взаимосогласованными перед тем, как они вступят в силу, после чего вносятся соответствующие изменения относительно распределения ответственности и эксплуатационные схемы путем внесения изменений в договор об оказании услуг по диспетчерскому (оперативно-технологическому) управлению.

7.12. Особенности подключения (подключения) УХЭ Пользователем

7.12.1. Пользователь (кроме ОСР) имеет право установить и присоединить (подключить) УХЭ к собственным электрическим сетям внутреннего электрообеспечения при условии, что такое присоединение (подключение) не приведет к увеличению разрешенной (установленной) к использованию мощности электроустановки пользователя.

В случае присоединения (подключения) УХЭ к электрическим сетям внутреннего электрообеспечения потребителя (кроме активного потребителя) такой потребитель должен обеспечить, чтобы в любой период времени не осуществлялся отпуск энергии ранее сохраненной в УХЭ в сеть системы передачи или в сети других субъектов хозяйствования.

В случае присоединения (подключения) УХЭ к электрическим сетям внутреннего электрообеспечения активного потребителя или потребителя, который намерен приобрести статус активного потребителя, с целью отпуска ранее сохраненной в УХЭ электрической энергии в сеть системы передачи или в сети других субъектов хозяйствования, или участия в рынке ВУ, предоставления услуг по балансировке и купле-продаже электрической энергии, используемой для хранения энергии в УХЭ, на организованных сегментах рынка электрической энергии самостоятельно или в составе агрегированных групп, такой пользователь (активный потребитель) обязан обеспечить учет электрической энергии в соответствии с требованиями Кодекса коммерческого учета электрической энергии.

Активный потребитель имеет право без получения лицензии на осуществление хозяйственной деятельности по хранению энергии устанавливать и использовать УХЭ, установленная мощность которых не превышает величину разрешенной (договорной) мощности электроустановок такого потребителя, предназначенных для потребления электрической энергии.

Активный потребитель имеет право присоединять к собственным электрическим сетям УХЭ с установленной мощностью, которая не превышает величину разрешенной (договорной) мощности электроустановок такого потребителя за минусом величины установленной мощности собственных УХЭ такого потребителя соответственно, и при условии, что весь объем отбора/отпуска электрической энергии УХЭ, принадлежащих третьим лицам, приобретается/продается таким потребителем.

В случае присоединения (подключения) УХЭ к электрическим сетям внутреннего электрообеспечения производителя электрической энергии такой производитель должен обеспечить, чтобы в любой период времени суммарная мощность, с которой осуществляется отпуск электрической энергии из сетей такого производителя электрической энергии в ОЭС Украины, не превышала установленную мощность электроустановок такого производителя электрической энергии в месте осуществления лицензированной деятельности в соответствии с лицензией на осуществление хозяйственной деятельности по производству электрической энергии.

УХЭ, подключенные (подключенные) к электрическим сетям внутреннего электроснабжения пользователя системы передачи/распределения, должны отвечать требованиям настоящего Кодекса, в частности, приведенным в главе 6 настоящего раздела.

7.12.2. Если суммарная величина номинальной (установленной) мощности P_nom УХЭ, присоединяемых к электрическим сетям внутреннего электрообеспечения пользователя, менее 1 МВт, пользователь направляет ОСП уведомление об установке и присоединении (подключении) УХЭ с указанием такой информации по форме:

К сообщению Пользователь добавляет следующие документы:

однолинейная схема соединений от точки подключения электроустановок Пользователя в сети ОСП к УХЭ;

акт проведения испытаний электрооборудования УХЭ, устройств защиты и автоматики, контрольно-измерительных устройств и сигнализации;

для потребителей (кроме активных потребителей) - материалы, подтверждающие устройство технических средств для недопущения отпуска в сеть системы передачи или в сети других субъектов хозяйствования ранее сохраненной в УХЭ энергии.

Указанное сообщение вместе с материалами предоставляется не позднее дня, следующего за днем подключения УХЭ.

Пользователь несет ответственность за соблюдение требований по:

устройство коммерческого учета электрической энергии;

устройство технических средств для недопущения ухудшения в точке присоединения Пользователя к сети системы передачи параметров качества электрической энергии в соответствии с определенными государственными стандартами;

для потребителей (кроме активных потребителей) - устройство технических средств для недопущения отпуска в электрическую сеть системы передачи или сети других субъектов хозяйствования ранее сохраненной в УХЭ энергии.

В случае отсутствия замечаний к предоставленному Пользователем уведомления об установке и присоединении (подключении) УХЭ и прилагаемых документов, ОСП в течение 10 рабочих дней со дня получения от Пользователя такого уведомления оформляет в порядке, определенном Правилами розничного рынка электрической энергии (далее - ПРРЭЭ), в двух экземплярах паспорт точки передачи и направляет один экземпляр Пользователю.

В случае наличия замечаний к предоставленному пользователем уведомлению об установке и присоединении (подключении) УХЭ и/или приложенных документов, ОСП не позднее 10 рабочих дней со дня его получения возвращает пользователю уведомление об установке УХЭ и приложенные к нему документы, с описанием выявленных замечаний.

7.12.3. Если суммарная величина номинальной (установленной) мощности P_nom УХЭ, присоединяемых к электрическим сетям внутреннего электрообеспечения электроустановок пользователя, более 1 МВт, пользователь разрабатывает задание на проектирование и предоставляет его на согласование ОСП относительно:

требований к коммерческому учету электрической энергии;

требований к устройству релейной защиты и противоаварийной автоматики;

требований по расчету токов КЗ и проверки коммутационной способности оборудования близлежащей сети;

требований по обеспечению параметров качества электрической энергии в соответствии с определенными государственными стандартами.

Для производителя электрической энергии и активного потребителя ОСП дополнительно согласовывает задание на проектирование по:

требований к проведению расчетов в части обеспечения устойчивости существующих генерирующих объектов;

требований по исследованию режимов работы прилегающей сети в случае, если подключение УХЭ к электрическим сетям внутреннего электрообеспечения электроустановок производителя электрической энергии или активного потребителя может приводить к изменению графика отпуска электрической энергии такого производителя или активного потребителя в сеть системы передачи.

ОСП осуществляет рассмотрение данной задачи на проектирование в срок, не превышающий 10 рабочих дней, и дает обоснованный ответ.

ОСП согласовывает проектную документацию в части требований, которые были предоставлены пользователю при согласовании задания на проектирование. При этом срок рассмотрения проектной документации не превышает 15 рабочих дней. По результатам рассмотрения проектной документации ОСП предоставляет обобщенное техническое решение.

При необходимости Пользователь дорабатывает проектную документацию и предоставляет ее на повторное согласование в ОСП. При этом ОСП не может предоставить новые замечания к проектной документации в случае, если Пользователь не изменял предоставляемые ранее технические решения.

Если по результатам выполнения проектной документации определена необходимость выполнения мероприятий в сети ОСП, то производитель электрической энергии или активный потребитель обращается к ОСП за получением технических условий в части изменения технических параметров (изменение схемы питания) в порядке, определенном настоящим Кодексом.

После завершения строительно-монтажных работ по установке УХЭ Пользователь должен обратиться в ОСП с уведомлением об установке и подключении (подключении) УХЭ, к которому прилагаются:

документы, подтверждающие введение УХЭ в эксплуатацию в порядке, предусмотренном законодательством в сфере градостроительства;

однолинейная схема соединений от точки подключения электроустановок Пользователя в сети ОСП к УХЭ;

акт проведения испытаний электрооборудования УХЭ, устройств защиты и автоматики, контрольно-измерительных приборов и сигнализации; акт комплексных испытаний; акт готовности к вводу УХЭ в эксплуатацию, оформленные по результатам проведения испытаний;

подтверждение соответствия, которое должно содержать отчеты об испытаниях и/или имитационные модели в соответствии с требованиями главы 5 настоящего раздела или подтверждение соответствия своих электроустановок требованиям настоящего Кодекса сертификатами соответствия оборудования выданными органом по оценке соответствия;

документы, подтверждающие устройство технических средств для недопущения отпуска в сеть системы передачи данных или в сети других субъектов хозяйствования ранее сохраненной в УХЭ энергии (для потребителей (кроме активных потребителей и производителей электрической энергии)).

Пользователь сообщает ОСП за 10 рабочих дней о запланированной дате комплексных испытаний, в случае необходимости ОСП участвует в комплексных испытаниях. О необходимости участия в комплексных испытаниях ОСП уведомляет пользователя не позднее 3 рабочих дней до запланированной даты испытаний. В случае несообщения ОСП об участии в комплексных испытаниях считается, что ОСП отказался от участия в таких испытаниях.

В случае отсутствия замечаний к предоставленному пользователем уведомлению об установке и присоединении (подключении) УХЭ и приложенных документов, ОСП в течение 10 рабочих дней со дня получения от пользователя такого уведомления оформляет в порядке, определенном ПРРЕЕ, в двух экземплярах паспорт точки передачи и направляет один экземпляр пользователю.

В случае наличия замечаний к предоставленному пользователем уведомлению об установке и присоединении (подключении) УХЭ и/или приложенных документов, ОСП не позднее 10 рабочих дней со дня получения от пользователя такого уведомления возвращает пользователю уведомление об установке УХЭ и приложенные к нему документы, с описанием выявленных замечаний.

7.12.4. В случае инициирования пользователем, ранее осуществившим присоединение (подключение) УХЭ к электрическим сетям внутреннего электрообеспечения, процедуры получения лицензии на осуществление хозяйственной деятельности по хранению энергии, такой пользователь обращается к ОСП в порядке, определенном настоящим Кодексом, за получением технических условий на присоединение к системе передачи электроустановок, предназначенных для хранения энергии, с целью приведения схемы электрообеспечения УХЭ как объекта строительства, в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

7.12.5. В случае потери статуса «активный потребитель» такой потребитель должен обеспечить, чтобы в любой период времени не осуществлялся отпуск электрической энергии ранее сохраненной в УХЭ такого потребителя в ОЭС Украины или в сети других субъектов хозяйствования, или выполнить требование подпункта 7.12.4 настоящего пункта.

«7.13. Особенности присоединения (подключения) генерирующих установок потребителя в собственных электрических сетях

7.13.1. Потребитель имеет право установить генерирующие установки на напряжении присоединения собственных токоприемников без получения лицензии на осуществление хозяйственной деятельности по производству электрической энергии, если такой потребитель в любой период времени не осуществляет отпуск произведенной электрической энергии в ОЭС Украины или в сети других субъектов хозяйствования.

7.13.2. Активный потребитель имеет право устанавливать генерирующие установки, предназначенные для производства электрической энергии, при условии, что установленная мощность генерирующих установок такого активного потребителя не превышает величину, определенную Законом Украины «О рынке электрической энергии», но не более разрешенной к использованию мощности потребления в точке присоединения.

7.13.3. Установка и присоединение (подключение) генерирующей установки потребителем, в том числе активным потребителем, должно осуществляться в собственных внутренних электрических сетях потребителя до предела балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон.

Установка и подключение (подключение) генерирующей установки потребителем, в том числе активным потребителем, в собственных электрических сетях осуществляется без получения/предоставления услуги по подключению.

7.13.4. Если суммарная величина номинальной (установленной) мощности генерирующих установок, присоединяемых к электрическим сетям внутреннего электрообеспечения потребителя менее 1 МВт, потребитель при установке генерирующей установки направляет ОСП уведомление об установке и присоединении (подключении) генерирующих установок с указанием такой информации по форме:

К такому сообщению потребитель добавляет:

однолинейную схему соединений от точки присоединения электроустановок потребителя в сети ОСП к генерирующей установке;

акт проведения испытаний электрооборудования генерирующей установки, устройств защиты и автоматики, контрольно-измерительных приборов и сигнализации;

для потребителей (кроме активных потребителей) - материалы, подтверждающие устройство технических средств для недопущения отпуска в сеть системы передачи или в сети других субъектов хозяйствования электрической энергии, произведенной генерирующими установками такого потребителя.

Указанное сообщение вместе с материалами предоставляется не позднее дня, следующего за днем подключения генерирующей установки.

Потребитель несет ответственность за несоблюдение требований по:

устройство коммерческого учета электрической энергии;

устройство технических средств для недопущения ухудшения в точке присоединения потребителя к сети системы передачи параметров качества электрической энергии в соответствии с определенными государственными стандартами;

устройство технических средств для недопущения отпуска в электрическую сеть системы передачи данных или сети других субъектов производимой электрической энергии генерирующими установками (для потребителей, кроме активных потребителей).

В случае отсутствия замечаний к предоставленному потребителем уведомлению об установке и присоединении (подключении) генерирующей установки и приложенных документов, ОСП в течение 10 рабочих дней со дня получения от потребителя такого уведомления оформляет в порядке, определенном ПРРЕЕ, в двух экземплярах паспорт точки передачи и направляет один экземпляр потребителю.

В случае наличия замечаний к предоставленному пользователем уведомлению об установке и присоединении (подключении) генерирующей установки и/или приложенных документов, ОСП не позднее 10 рабочих дней со дня получения от пользователя такого уведомления возвращает пользователю уведомление об установке и присоединении (подключении) генерирующей установки и приложенные к нему документы, с описанием выявленных замечаний.

7.13.5. Если суммарная величина номинальной (установленной) мощности генерирующих установок, присоединяемых к электрическим сетям внутреннего электрообеспечения электроустановок потребителя, более 1 МВт, потребитель разрабатывает задание на проектирование и предоставляет его на согласование ОСП относительно:

коммерческого учета электрической энергии;

устройство релейной защиты и противоаварийной автоматики;

расчета токов КЗ и проверки коммутационной способности оборудования близлежащей сети;

обеспечение параметров качества электрической энергии в соответствии с определенными государственными стандартами.

Для генерирующей установки активного потребителя ОСП дополнительно согласовывает задачи на проектирование по:

проведение расчетов в части обеспечения устойчивости существующих генерирующих объектов;

исследование режимов работы близлежащей сети (область исследования определяет ОСП на этапе получения соответствующих исходных данных).

ОСП осуществляет рассмотрение данной задачи на проектирование в срок, не превышающий 10 рабочих дней, и дает обоснованный ответ.

ОСП согласовывает проектную документацию в части требований, которые были предоставлены потребителю при согласовании задания на проектирование в срок, не превышающий 15 рабочих дней. По результатам рассмотрения проектной документации ОСП предоставляет обобщенное техническое решение.

В случае необходимости потребитель дорабатывает проектную документацию и предоставляет ее на повторное согласование в ОСП. Срок рассмотрения проектной документации, представленной ОСП на повторное согласование, не может превышать 10 рабочих дней. ОСП не имеет права предоставить новые замечания к проектной документации в случае, если потребитель не менял технические решения, которые предоставлялись ранее.

Если по результатам выполнения проектной документации определена необходимость выполнения мероприятий в сети ОСП, то потребитель обращается к ОСП за получением технических условий в части изменения технических параметров (изменение схемы питания), в порядке, определенном настоящим Кодексом.

После завершения строительно-монтажных работ по установке генерирующей установки потребитель должен обратиться в ОСП с уведомлением об установке и подключении (подключении) генерирующей установки, к которому прилагаются:

документы, подтверждающие ввод генерирующей установки в эксплуатацию в порядке, предусмотренном законодательством в сфере градостроительства;

однолинейная схема соединений от точки присоединения электроустановок потребителя в сети ОСП к генерирующей установке;

акт проведения испытаний электрооборудования генерирующей установки, устройств защиты и автоматики, контрольно-измерительных приборов и сигнализации, акт комплексных испытаний, акт готовности к вводу генерирующего объекта в эксплуатацию, оформленные по результатам проведения испытаний;

подтверждение соответствия, которое должно содержать отчеты об испытаниях и/или имитационные модели в соответствии с требованиями главы 5 настоящего раздела или подтверждение соответствия своих электроустановок требованиям настоящего Кодекса сертификатами соответствия оборудования выданными органом по оценке соответствия;

документы, подтверждающие устройство технических средств для недопущения отпуска в сеть системы передачи или в сети других субъектов хозяйствования электрической энергии, произведенной генерирующими установками такого потребителя (для потребителей (кроме активных потребителей)).

Потребитель сообщает ОСП за 10 рабочих дней о запланированной дате комплексных испытаний, в случае необходимости ОСП участвует в комплексных испытаниях. О необходимости участия в комплексных испытаниях ОСП сообщает потребителю не позднее 3 рабочих дней до запланированной даты испытаний. В случае несообщения ОСП об участии в комплексных испытаниях считается, что ОСП отказался от участия в таких испытаниях.

В случае отсутствия замечаний к предоставленному потребителем уведомлению об установке и присоединении (подключении) генерирующей установки и приложенных документов, ОСП в течение 10 рабочих дней со дня получения от потребителя такого уведомления оформляет в порядке, определенном ПРРЕЕ, в двух экземплярах паспорт точки передачи и направляет один экземпляр потребителю.

В случае наличия замечаний к предоставленному пользователем уведомлению об установке и присоединении (подключении) генерирующей установки и/или приложенных документов, ОСП не позднее 10 рабочих дней со дня получения от пользователя такого уведомления возвращает пользователю уведомление об установке и присоединении (подключении) генерирующей установки и приложенные к нему документы с описанием выявленных замечаний.

7.13.6. В случае инициирования потребителем, ранее осуществившим присоединение (подключение) генерирующих установок к электрическим сетям внутреннего электрообеспечения, процедуры получения лицензии на осуществление хозяйственной деятельности по производству электрической энергии, такой потребитель обращается к ОСП в порядке, определенном настоящим Кодексом, за получением технических условий на присоединение к системе передачи электроустановок, предназначенных для производства электрической энергии, с целью приведения схемы электрообеспечения генерирующих установок как объекта строительства, в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

7.13.7. В случае потери статуса «активный потребитель» такой потребитель должен обеспечить, чтобы в любой период времени не осуществлялся отпуск электрической энергии, произведенной генерирующими установками такого потребителя в ОЭС Украины или в сети других субъектов хозяйствования, или выполнить требование подпункта 7.13.6 настоящего пункта.

7.14. Особенности присоединения генерирующих установок заказчика (намеренного стать субпроизводителем) к технологическим сетям внутреннего электроснабжения другого производителя электрической энергии

7.14.1. Предоставление заказчику (намеревающемуся стать субпроизводителем) услуги по присоединению генерирующих установок к технологическим сетям внутреннего электрообеспечения другого производителя электрической энергии осуществляется путем предоставления ОСП услуги по присоединению на основе трехстороннего договора, заключаемого между ОСП, производителем электрической энергии (намеревающимся стать основным производителем) и заказчиком услуги по присоединению (намеревающимся стать субпроизводителем). Точка присоединения электроустановок заказчика (намеревающегося стать субпроизводителем) устанавливается в точке присоединения электроустановок производителя электрической энергии (намеревающегося стать основным производителем) к системе передачи.

Заказчик (намеревающийся стать субпроизводителем) в случае необходимости присоединения его генерирующих электроустановок к технологическим сетям внутреннего электрообеспечения другого производителя (намеревающегося стать основным производителем) обращается к ОСП с заявлением о присоединении в порядке, определенном настоящим Кодексом.

ОСП в течение 10 рабочих дней со дня получения заявления о присоединении предоставляет такому заказчику согласно требованиям настоящего Кодекса проект трехстороннего договора о присоединении и технические условия на присоединение, что является неотъемлемым приложением к договору о присоединении.

В соответствии с требованиями настоящего пункта к технологическим сетям внутреннего электрообеспечения производителя (что намерено стать основным производителем), могут присоединяться только генерирующие единицы типа B, C, D заказчика (что намерено стать субпроизводителем).

В этом случае технические условия на присоединение должны предусматриваться, в частности:

1) установка в точке присоединения электроустановок основного производителя технических средств контроля, в том числе автоматики, для недопущения такими производителями отпуска и/или отбора электрической энергии к (с) сетям ОСП мощностью, превышающей соответствующие величины разрешенной (договорной) мощности отпуска и/или отбора электрической энергии в точке присоединения основного производителя к электрическим сетям ОСП.