Про затвердження Змін до Кодексу системи передачі

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

1. Затвердити Зміни до Кодексу системи передачі, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 309, що додаються.

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

ЗМІНИ
до Кодексу системи передачі

I. У розділі I:

1. У главі 1:

1) у пункті 1.4:

після абзацу п’ятнадцятого доповнити новим абзацом шістнадцятим такого змісту:

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

У зв’язку з цим абзаци шістнадцятий - сто двадцять дев’ятий вважати відповідно абзацами сімнадцятим - сто тридцятим;

в абзацах сороковому та сорок четвертому слово «експлуатаційної» замінити словом «операційної»;

після абзацу шістдесят сьомого доповнити новим абзацом шістдесят восьмим такого змісту:

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

У зв’язку з цим абзаци шістдесят восьмий - сто тридцятий вважати відповідно абзацами шістдесят дев’ятим - сто тридцять першим;

в абзаці сімдесят першому слово «експлуатаційної» замінити словом «операційної»;

після абзацу сімдесят першого доповнити новим абзацом сімдесят другим такого змісту:

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

У зв’язку з цим абзаци сімдесят другий - сто тридцять перший вважати відповідно абзацами сімдесят третім - сто тридцять другим;

в абзаці вісімдесят першому слово «погашення» замінити словами «системної аварії»;

в абзаці вісімдесят другому слова «регулювання області» замінити словами «області регулювання»;

в абзаці дев’яносто п’ятому слова «експлуатаційної» та «погашення» замінити відповідно словами «операційної» та «системної аварії»;

абзац сто третій викласти в такій редакції:

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

в абзаці сто двадцять першому слова «та складовою частиною завдання на проектування» виключити;

2) у пункті 1.7:

після абзацу сьомого доповнити новим абзацом восьмим такого змісту:

«АПВ - автоматичне повторне включення;».

У зв’язку з цим абзаци восьмий - тридцять дев’ятий вважати відповідно абзацами дев’ятим - сороковим;

в абзаці одинадцятому слова «регулювання області» замінити словами «області регулювання»;

після абзацу двадцять третього доповнити новим абзацом двадцять четвертим такого змісту:

«ПДП - постачальник допоміжних послуг;».

У зв’язку з цим абзаци двадцять четвертий - сороковий вважати відповідно абзацами двадцять п’ятим - сорок першим;

доповнити новим абзацом такого змісту:

«ЧАПВ - частотне автоматичне повторне включення.».

2. У главі 4:

1) у пункті 4.5 слова та знак «та/або» замінити словом «та»;

2) пункт 4.6 викласти в такій редакції:

«4.6. ОСП реєструє надані пропозиції, узагальнює їх та розробляє проект змін і доповнень до цього Кодексу та подає його на розгляд і затвердження Регулятору.»;

3) пункти 4.7 та 4.8 виключити.

У зв’язку з цим пункт 4.9 вважати пунктом 4.7.

II. У розділі II:

1. У главі 2:

1) пункт 2.2 виключити.

У зв’язку з цим пункти 2.3-2.12 вважати відповідно пунктами 2.2-2.11;

2) у пункті 2.5 цифри «15» замінити цифрами «10»;

3) абзац третій пункту 2.10 викласти в такій редакції:

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

2. У пункті 5.4 глави 5 цифру та слово «2 місяців» замінити цифрами та словами «20 робочих днів».

III. У розділі III:

1. Главу 1 доповнити новим пунктом такого змісту:

«1.10. У випадках, визначених Кодексом систем розподілу, затвердженим постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 310, для врахування пропускної спроможності мережі ОСП ОСР має направити технічні умови на погодження до ОСП.

ОСП в термін не більше ніж 10 робочих днів від дати звернення ОСР має надати письмовий висновок/рекомендації щодо виконання технічних заходів (кожним оператором у своїх мережах) для забезпечення належної та сталої роботи об’єктів електроенергетики в ОЕС та/або у відповідних її частинах.».

2. Абзац третій підпункту 2.4.4 пункту 2.4 глави 2 розділу III після слова «трифазних» доповнити словами «КЗ та».

3. В абзаці третьому підпункту 8 пункту 4.6 глави 4 слово «які» замінити словом «яким», слово «вимогам» виключити.

4. В абзаці шостому підпункту 3 пункту 5.1 глави 5 слово «надання» замінити словами «отримання від».

5. У главі 6:

1) підпункт 2 підпункту 6.2.2 пункту 6.2 виключити.

У зв’язку з цим підпункти 3-6 вважати відповідно підпунктами 2-5;

2) у пункті 6.9:

в абзаці першому підпункту 6.9.2 слова «повинні бути вказані ОСП» замінити словами «повинні бути визначені ОСП та розміщені на власному веб-сайті в мережі Інтернет»;

у підпункті 6.9.3 слова «повного та адекватного» замінити словами «оформленого належним чином»;

3) у пункті 6.11:

у підпункті 6.11.4 слова «точки приєднання» замінити словами «до межі його балансової належності»;

підпункт 6.11.5 після слів «точки приєднання» доповнити словами «до межі його балансової належності».

IV. У розділі IV:

1. У главі 8:

1) в абзаці четвертому пункту 8.5 слова та знаки «організацій (акредитованих організацій у випадку випробувань на виконання технологічних вимог до допоміжних послуг)» замінити словами «органу з оцінки відповідності»;

2) пункт 8.6 викласти в такій редакції:

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

3) пункт 8.23 викласти в такій редакції:

«8.23. У разі проведення випробування з метою перевірки відповідності електроустановок Користувачів (ПДП, потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг технічний звіт також має містити висновок щодо підтвердженої даними випробування оцінки можливості надання допоміжних послуг, їх обсягу та якісних характеристик. Системні випробування з метою перевірки відповідності електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг викладені у Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу.».

2. Доповнити новою главою такого змісту:

«10. Організаційно-технічні та кваліфікаційні вимоги до органів з оцінки відповідності

10.1. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути незалежними від втручання та не бути представниками зацікавлених осіб.

До переліку зацікавлених осіб належать: персонал Замовника, Користувача, ПДП/потенційного ПДП (у випадку проведення випробування електроустановок щодо надання ДП), особи, з якими у персоналу є родинний зв’язок, або підприємство, що є ПДП (потенційним ПДП), організації, що прямо або опосередковано залучені до виконання робіт з проектування, виготовлення, монтажу, налаштування систем автоматичного управління основного обладнання у ПДП (потенційного ПДП), перевірка якого здійснюється.

Орган з оцінки відповідності та його персонал (адміністративний персонал та персонал, який безпосередньо виконує випробування) не мають права бути юридично чи організаційно прямо або опосередковано (через членів сім’ї або осіб, з якими є родинний зв’язок) пов'язаними з підприємством чи персоналом, які прямо або опосередковано відносяться, чи є афілійованими до постачальника ДП (потенційного ПДП).

10.2. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути професійно спроможними проводити всі етапи випробування електроустановок відповідно до вимог цього Кодексу.

Орган з оцінки відповідності повинен мати персонал, який має:

спеціальну вищу технічну освіту у галузі знань електричної інженерії;

досвід роботи з випробування основного обладнання, що використовується для регулювання частоти та потужності, напруги та реактивної потужності, автономного пуску та систем його управління.

10.3. Орган з оцінки відповідності та його персонал не має права здійснювати випробування обладнання електроустановок, стосовно яких орган з оцінки відповідності здійснював роботи з проектування, виготовлення, монтажу, налаштування обладнання ПДП (потенційного ПДП).».

V. У розділі V:

1. У главі 2:

1) в абзаці четвертому пункту 2.6 слово «похибка» замінити словом «помилка»;

2) у пункті 2.7 слова «аналіз аварійних ситуацій» замінити словами «оцінку операційної безпеки».

2. У главі 8:

1) у пункті 8.1:

в абзаці третьому підпункту 8.1.6 слова «регулювання області» замінити словами «області регулювання»;

підпункт 8.1.8 викласти в такій редакції:

«8.1.8. ОСП має право за необхідності укладати з іншими ОСП своєї синхронної області договори, що стосуються міждержавної торгівлі резервами потужності, та/або з іншими суб’єктами господарювання договори з врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків.»;

2) у підпункті 8.3.8 пункту 8.3:

в абзаці першому слова «регулювання області» замінити словами «області регулювання»;

в абзаці другому слова «області регулювання розраховується у МВт» замінити словом «розраховується»;

3) у пункті 8.4:

у підпункті 8.4.2:

в абзаці четвертому підпункту 7 слова та символи «та ГКД «Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги» виключити;

абзац перший підпункту 23 викласти в такій редакції:

«23) величина необхідного сумарного нормованого первинного резерву для області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» залежить від режиму її роботи з енергосистемами інших країн, які впливають на величину прийнятого в синхронній області сумарного резерву первинного регулювання і коефіцієнта розподілу Сi для області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»:»;

абзаци третій та четвертий підпункту 24 викласти в такій редакції:

«у режимі паралельної роботи з ENTSO-E та відокремлено від енергооб’єднання країн СНД та Балтії прийняті величини первісних зобов’язань із первинного резерву для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення асамблеї ENTSO-E та публікуються на офіційному веб-сайті ОСП в мережі Інтернет;

у режимі паралельної роботи з енергооб’єднанням країн СНД і Балтії та відокремлено від ENTSO-E прийняті величини первісних зобов’язань із первинного резерву для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення КОТК та публікуються на офіційному веб-сайті ОСП в мережі Інтернет.»;

у підпункті 8.4.3:

у підпункті 8 слова та знаки «області регулювання G (помилка регулювання області АСЕ). Помилка області регулювання G у МВт» замінити словами та знаками «регулювання області G (АСЕ). Помилка регулювання області G»;

підпункт 13 викласти в такій редакції:

«13) резерв вторинного регулювання для області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»/блока регулювання/синхронної області на завантаження і розвантаження виділених електростанцій для вторинного регулювання має створюватися і постійно підтримуватися для забезпечення цілей, зазначених у підпункті 1 цього підпункту;»;

у підпункті 14:

абзац перший викласти в такій редакції:

«14) величина необхідного РВЧ в області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»/блоці регулювання/синхронній області має бути достатньою для компенсації:»;

абзац четвертий викласти в такій редакції:

«найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання (критерій надійності N-1) в області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»/блоці регулювання/синхронній області;»;

у підпункті 15:

абзац перший викласти в такій редакції:

«15) РВЧ може складатися з резервів, що активуються в автоматичному (аРВЧ) та ручному (рРВЧ) режимах. Величина мінімального аРВЧ R визначається за формулою»;

в абзаці восьмому слова «вторинного резерву» замінити скороченням «РВЧ»;

доповнити новими абзацами такого змісту:

«Для області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»:

принцип визначення РВЧ відповідає вимогам Каталогу заходів для включення на паралельну роботу південно-західної частини української енергосистеми, області регулювання «острову Бурштинської ТЕС» з CENTREL/UCPTE та дорівнює потужності найбільш потужного працюючого блока;

аРВЧ повинен становити ±10 % від покриття області регулювання «острів Бурштинської ТЕС».

Величина рРВЧ для області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» розраховується як різниця між розрахунковою величиною РВЧ та розрахованою величиною аРВЧ.»;

підпункт 16 викласти в такій редакції:

«16) розрахункова величина РВЧ визначається виходячи з необхідності компенсації найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання та має становити:

для області регулювання ОЕС України:

на завантаження - 1000 МВт;

на розвантаження - 500 МВт;

для області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»:

на завантаження - обсяг резерву визначається відповідно до алгоритму, визначеного у підпункті 15 цього підпункту;

на розвантаження - 100 МВт.

В ОЕС України РВЧ орієнтовно має розміщатися в окремі періоди не менше ніж на 30 генеруючих одиницях;»;

у підпункті 17:

абзац перший викласти в такій редакції:

«17) в області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» вибір одиниць постачання РВЧ, визначення для них діапазонів вторинного регулювання та РВЧ на завантаження і розвантаження здійснюється ОСП відповідно до Правил ринку.»;

в абзаці другому слова та знаки «ГКД «Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги»,» виключити;

в абзаці третьому підпункту 20 слово «аварійного» замінити словом «аварійне»;

підпункт 7 підпункту 8.4.4 викласти в такій редакції:

«7) для ОЕС України розрахунковий резерв заміщення на основі статистичних даних про фактичні небаланси для області регулювання ОЕС України за попередні 10 років має складати:

на завантаження - не менше 1000 МВт;

на розвантаження - не менше 500 МВт;

для області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»:

на завантаження - обсяг резерву визначається аналогічно до алгоритму, визначеного у підпункті 15 підпункту 8.4.3 цієї глави;

на розвантаження - 100 МВт;»;

4) у підпункті 9.5.6 пункту 9.5 глави 9 скорочення «АРВ» замінити скороченням «АРЗ».

VI. У розділі VI:

1. У пункті 1.2 глави 1 слова «та здійснюватися на відповідний період» замінити знаком та словами «, здійснюватися на відповідний період та включати».

2. У пункті 5.3 глави 5:

1) у абзаці четвертому слова «технологічні витрати» замінити словами «технологічних витратах»;

2) абзац шостий викласти в такій редакції:

«прогнозних технологічних витратах електричної енергії при її передачі магістральними та міждержавними електричними мережами, розрахункових обсягах передачі електричної енергії мережами ОСП;».

VII. У пунктах 3.3 та 3.4 глави 3 розділу VII слово «формами» замінити словом «категоріями».

VIII. У главі 8 розділу VIII:

1. Пункт 8.7 викласти в такій редакції:

«8.7. Відновлення режиму роботи енергосистеми України після системної аварії має здійснюватися відповідно до Плану відновлення роботи ОЕС України після системної аварії/Плану відновлення роботи «острова Бурштинської ТЕС» після системної аварії (далі - План відновлення), який є складовою частиною Плану захисту енергосистеми.».

2. Підпункти 8.9 та 8.10 викласти в такій редакції:

«8.9. План відновлення має передбачати найбільш імовірні прогнозні варіанти ліквідації системної аварії в ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС», у тому числі на тлі негативного впливу явищ природного та техногенного характеру.

8.10. Відновлення роботи ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» має бути гнучким і передбачати альтернативні шляхи ліквідації системної аварії, а також обов’язкове резервування (дублювання) обладнання, що задіяне в ліквідації системної аварії.».

IX. У розділі IX:

1. Главу 1 викласти у такій редакції:

«1. Загальні положення

1.1. Основним завданням ОСП є управління режимом роботи ОЕС України для забезпечення її надійної і стійкої роботи в усіх режимах. Одним із критеріїв режиму роботи енергосистеми є частота електричного струму і напруга, які залежать від балансів активної і, відповідно, реактивної потужностей в енергосистемі. Для забезпечення сталої і надійної роботи ОЕС України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів ОСП придбаває/використовує відповідні допоміжні послуги. ДП з регулювання частоти та потужності, а також напруги та реактивної потужності призначені для упередження виникнення аварійних режимів і, відповідно, упередження спрацювання протиаварійної автоматики і являють собою відповідний процес.

1.2. Користувачі системи передачі/розподілу можуть надавати ОСП допоміжні послуги, перелік яких визначений у Правилах ринку.

1.3. Вимоги до електроенергетичного обладнання, необхідного для забезпечення належного надання:

допоміжних послуг з надання резервів підтримання частоти (первинне регулювання), автоматичного і ручного відновлення частоти (вторинне регулювання) та резервів заміщення (третинне регулювання) - визначені у главі 8 розділу V цього Кодексу;

допоміжної послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономний пуск) - визначені у підпункті 2 пункту 2.7 глави 2 розділу III цього Кодексу;

допоміжної послуги з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, яка передбачає компенсацію реактивної потужності синхронним генератором з метою підтримання заданих ОСП рівнів напруги в контрольованих вузлах ОЕС України в режимі, коли виробництво активної потужності не здійснюється. Діапазони максимальної реактивної потужності, яка може бути використана для регулювання напруги, визначаються за результатами випробувань у процесі перевірки ПДП.

1.4. Новозбудовані генеруючі одиниці типу С та D, а також генеруючі одиниці, що пройшли реконструкцію або технічне переоснащення, мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, автоматичних і ручних РВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК).

1.5. ГЕС та ГАЕС, приєднана потужність яких більша 200 МВт, що мають технічну спроможність регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК для області регулювання ОЕС України, повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК.

1.6. Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов'язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» після особливої системної аварії, затвердженому ОСП.

1.7. Правилами ринку визначаються умови оплати ДП, відбору постачальників ДП, умови моніторингу надання ДП та санкції за ненадання або неякісне надання ДП.

1.8. Потенційні ПДП повинні пройти перевірку та продемонструвати ОСП, що електроустановки їх об’єктів, за допомогою яких надаються ДП, відповідають технічним вимогам до ДП, що встановлені цим Кодексом, шляхом успішного проходження випробувань одиниць/груп надання ДП з отриманням відповідного свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.

1.9. Випробування повинні проходити всі електроустановки ПДП, за допомогою яких надаються або планується надання ДП.

1.10. Випробування проводяться відповідно до Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу та який містить, зокрема:

порядок перевірки ПДП (потенційного ПДП);

порядок проведення випробувань одиниць/груп надання ДП;

взаємовідносини, права та обов’язки учасників процесу перевірки та випробувань;

вимоги щодо періодичності підтвердження відповідності вимогам цього Кодексу щодо надання ДП;

процедуру оскарження результатів перевірки та випробувань електроустановок ПДП.

1.11. Для електроустановок, що проходять випробування, необхідні для приєднання до мереж системи передачі/розподілу, дозволяється одночасне проведення випробувань електроустановок, що належать ПДП (потенційному ПДП), щодо надання ДП за умови дотримання вимог цього розділу та Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг.

1.12. Реєстрація ОСП ПДП після успішного проходження процесу перевірки та укладення договорів про ДП між ОСП та ПДП здійснюється відповідно до Правил ринку.».

2. Глави 2-4 виключити.

У зв’язку з цим главу 5 вважати главою 2.

X. У пункті 6.3 глави 6 розділу X:

1. Підпункт 6.3.3 доповнити новими абзацами такого змісту:

«генеруючих одиницях із встановленою потужністю 1 МВт та більше.

Кожен ОСР повинен надавати ОСП інформацію щодо підписання (розірвання) договорів про приєднання генеруючих одиниць типу В, С, D до електричних мереж ОСР не пізніше 5 робочих днів з моменту вчинення їх реєстрації.».

2. Підпункти 6.3.6 та 6.3.7 викласти в такій редакції:

«6.3.6. Кожний ОСР повинен щомісяця надавати ОСП, з розподілом за джерелами первинної енергії, перелік та сумарну генеруючу потужність усіх генеруючих одиниць типу A (з приведенням потужності до напруги 35 кВ та вище підстанцій ОСР відповідно до нормальної схеми мережі), які відповідають вимогам глави 2 розділу III цього Кодексу, і найкращу оцінку сумарної генеруючої потужності генеруючих одиниць типу A, які не відповідають вимогам глави 2 розділу III цього Кодексу, що приєднані до його системи розподілу, разом з відповідною інформацією щодо їхньої частотної характеристики.

6.3.7. Кожний ОСР повинен у реальному масштабі часу надавати ОСП інформацію, пов'язану з областю спостереження, включаючи таке:

фактична топологія підстанції;

активна і реактивна потужність через комірку лінії;

активна і реактивна потужність через комірку трансформатора;

вливання активної і реактивної потужності через комірку генеруючого об'єкта;

положення відгалужень трансформаторів, приєднаних до передавальної мережі;

напруги на системах шин;

реактивна потужність через комірки реакторів і конденсаторів;

сукупне вироблення в області спостереження ОСР з розподілом за джерелами первинної енергії (для генеруючих одиниць типу А та В);

вироблення в області спостереження ОСР з розподілом за джерелами первинної енергії по кожній генеруючій одиниці типу С та D;

сукупне споживання в області спостереження ОСР.».

XI. У розділі XI:

1. У главі 1:

1) абзац другий пункту 1.2 після слів «Типові форми договорів» доповнити словами «про надання послуг»;

2) пункт 1.3 викласти в такій редакції:

«1.3. Доступ до системи передачі надається Користувачу лише на підставі укладеного договору про надання послуг з передачі електричної енергії.

Діяльність на ринку електричної енергії без укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у випадках, передбачених цим Кодексом, не допускається.»;

3) після пункту 1.3 доповнити новим пунктом 1.4 такого змісту:

«1.4. Ініціатором укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та договору про надання послуг з передачі електричної енергії може виступати будь-яка сторона.».

У зв’язку з цим пункт 1.4 вважати пунктом 1.5.

2. У главі 2:

1) у пункті 2.4 слова та знаки «передавальної мережі та розподільних мереж або мереж споживачів приєднаних до передавальної мережі (тривалістю більше хвилини)» замінити словами та знаками «мережі системи передачі та мереж систем розподілу або мереж споживачів, приєднаних до системи передачі (тривалістю більше хвилини),»;

2) у пунктах 2.6 та 2.7 слова «передавальної мережі та розподільних мереж або мереж споживачів приєднаних до передавальної мережі» замінити словами та знаками «мережі системи передачі та мереж систем розподілу або мереж споживачів, приєднаних до системи передачі,»;

3) у пункті 2.8 слова та знаки «передавальній мережі, зокрема щодо вимірювання таких показників:» замінити словами та знаками «мережах системи передачі, зокрема щодо вимірювання таких показників: частоти,»;

4) в абзаці четвертому пункту 2.9 слово «сайті» замінити словами «власному веб-сайті», після слова «системі» доповнити словом «передачі»;

5) в абзаці другому пункту 2.14 слово «мережі» виключити;

6) у пункті 2.16:

в абзаці другому слово «надзвичайних» виключити;

абзац третій виключити.

У зв’язку з цим абзац четвертий вважати абзацом третім;

7) у пункті 2.18:

в абзаці першому знак та слова «, і подає ці заходи на затвердження Регулятору» виключити;

абзац другий виключити;

8) в абзаці третьому пункту 2.19 слова «надавати Регулятору та» виключити.

3. У главі 3:

1) абзац третій підпункту 3 пункту 3.2 доповнити словами та знаками «та/або договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно- технологічного) управління»;

2) у пункті 3.3 слово «розподілу» замінити словом «передачі», слово «час» замінити словами та знаком «орієнтовний час,»;

3) пункт 3.5 доповнити словами «та з урахуванням вимог Правил роздрібного ринку»;

4) пункти 3.8-3.11 викласти в такій редакції:

«3.8. До звернення електропостачальника додається копія повідомлення споживача про припинення електроживлення, направлене електропостачальником.

3.9. ОСП перевіряє можливість схеми приєднання споживача до системи передачі забезпечити таке припинення без відключення та/або обмеження електропостачання іншим споживачам, а також умови обмеження/відключення електропостачання споживача, якщо він входить до переліку захищених споживачів відповідно до Порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 27 грудня 2018 року № 1209.

3.10. Після виконання зазначених перевірок ОСП не пізніше ніж за 5 робочих днів письмово повідомляє споживача щодо припинення його електроживлення за зверненням електропостачальника, дату i час виконання цієї операції, а також попереджає споживача про заходи, яких він має вжити для забезпечення безпечного припинення електроживлення.

Припинення електроживлення споживача відбувається з дотриманням вимог розділу VII Правил роздрібного ринку електричної енергії, затверджених постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 312.

3.11. Споживач зобов’язаний вжити заходів для забезпечення безпечного припинення електроживлення та письмово повідомити про це ОСП, а також забезпечити присутність посадових осіб, відповідальних за безпечну експлуатацію струмоприймачів на об’єкті припинення електроживлення, та безперешкодний доступ уповноважених представників ОСП, електропостачальника і представників інших організацій за заявкою ОСП у час, визначений у повідомленні ОСП.

Відсутність письмового повідомлення ОСП від Споживача про вжиття відповідних заходів не є підставою для зупинення процедури припинення електроживлення цього Споживача.»;

5) пункт 3.13 викласти в такій редакції:

«3.13. Після виконання процедур, зазначених у пунктах 3.7-3.10 цієї глави, ОСП здійснює припинення електроживлення споживача шляхом приведення в дію відповідних комутаційних апаратів або від'єднання струмоприймачів споживача від системи передачі.»;

6) пункт 3.18 викласти в такій редакції:

«3.18. У разі несплати або неповної оплати за послуги з передачі електричної енергії та/або послуг з диспетчерського (оперативно- технологічного) управління у строки, визначені договором про надання послуг з передачі електричної енергії та/або договором про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, ОСП не пізніше ніж за 10 робочих днів надсилає Користувачу або вручає особисто попередження про припинення передачі електричної енергії.».

4. У главі 4:

1) пункт 4.2 викласти в такій редакції:

«4.2. ОСП зобов'язаний відновити електроживлення споживача за зверненням електропостачальника, який надавав звернення на припинення електроживлення цьому споживачеві, або за зверненням іншого електропостачальника за умови надання ним документів, що підтверджують усунення споживачем порушень, або за зверненням споживача у випадку купівлі ним електричної енергії для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку за умови укладення ним договору про врегулювання небалансів відповідно до Правил ринку.»;

2) у пункті 4.3:

в абзацах першому та другому слово «електропостачальника» замінити словами та знаком «електропостачальника/споживача»;

в абзаці четвертому слова «і часу» виключити;

3) пункт 4.4 виключити.

У зв'язку з цим пункти 4.5-4.11 вважати відповідно пунктами 4.4-4.10;

4) пункт 4.4 викласти в такій редакції:

«4.4. ОСП протягом одного робочого дня опрацьовує звернення щодо відновлення електроживлення споживача з точки зору поточного балансу потужності в ОЕС України та гарантій безпеки постачання електричної енергії іншим споживачам і письмово повідомляє споживача про прийняття до виконання звернення щодо відновлення його електроживлення, дату і час виконання цієї операції (з обґрунтуванням, якщо дата відрізняється від зазначеної в повідомленні електропостачальника/споживача), а також попереджає споживача про заходи, яких той має вжити для забезпечення безпечного відновлення електроживлення.

ОСП також повинен поінформувати відповідного ОСР та/або іншого Користувача щодо відновлення електроживлення споживача, якщо до мереж такого споживача приєднані мережі ОСР та/або мережі інших Користувачів.»;

5) у пункті 4.5 слово «дублюються» замінити словом «надаються»;

6) пункт 4.6 викласти в такій редакції:

«4.6. Споживач зобов'язаний вжити заходів для забезпечення безпечного відновлення електроживлення та письмово повідомити про це ОСП, а також забезпечити присутність посадових осіб, відповідальних за безпечну експлуатацію струмоприймачів, на об'єкті відновлення електроживлення у час, визначений у повідомленні ОСП.»;

7) у пункті 4.7 цифри та знаки «4.5-4.7» замінити цифрами та знаками «4.4-4.6».

5. У главі 5:

1) у пункті 5.1:

в абзаці першому слово «системою» замінити словами «електричними мережами системи»;

в абзаці другому слово «системою» замінити словами «електричними мережами Оператора системи»;

2) у пункті 5.2 слова «електропостачальникам, ОСР та споживачам» замінити словом «Користувачам»;

3) у пункті 5.3:

в абзаці першому слово «двостороннього» виключити;

4) абзац перший пункту 5.4 викласти в такій редакції:

«5.4. ОСП укладає договір про надання послуг з передачі електричної енергії з Користувачем до набуття ним статусу учасника ринку електричної енергії відповідно до Правил ринку, а у випадку постачання електричної енергії електропостачальником споживачу, приєднаному до мереж системи передачі, - відповідно до Правил роздрібного ринку.»;

5) в абзаці другому пункту 5.5 слова «є публічним і має оприлюднюватись» замінити словом «оприлюднюється»;

6) пункти 5.7 та 5.8 викласти в такій редакції:

«5.7. Для отримання проекту договору про надання послуг з передачі електричної енергії Користувач, зазначений у пункті 5.3 цієї глави, звертається до ОСП з відповідною заявою із зазначенням реквізитів Користувача та інформації щодо обраного ним ППКО, до якої додаються:

підтвердження повноважень особи на укладення договору (витяг з установчого документа про повноваження керівника (для юридичних осіб), копію довіреності, виданої в установленому порядку тощо);

перелік точок комерційного обліку (ЕІС-кодів) Користувача в електронному вигляді.

Бланк заяви повинен бути розміщений на веб-сайті ОСП.

Документи, надані в електронному вигляді, мають бути завірені електронно-цифровим підписом. Засоби передачі даних визначаються за згодою сторін.

5.8. ОСП протягом 10 робочих днів від дня отримання заяви та необхідної для укладення договору інформації надає Користувачу два примірники підписаного зі свого боку договору про надання послуг з передачі електричної енергії.

За згодою сторін примірники договору про надання послуг з передачі електричної енергії можуть бути направлені Користувачу в електронному вигляді, підписані електронно-цифровим підписом уповноваженого представника ОСП.»;

7) пункт 5.9 доповнити новим абзацом такого змісту:

«При направленні договору в електронному вигляді Користувач підписує договір електронно-цифровим підписом у строки, визначені законодавством України, та повертає один примірник на адресу ОСП.»;

8) пункти 5.10 та 5.11 виключити.

6. У главі 6:

1) у пункті 6.3 слово «після» замінити словами та знаком «до/під час», а після слів «ринку електричної енергії» доповнити словами «відповідно до Правил ринку»;

2) в абзаці другому пункту 6.4 слова «є публічним і має оприлюднюватись» замінити словом «оприлюднюється»;

3) пункти 6.6-6.8 викласти в такій редакції:

«6.6. Для укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління Користувач, зазначений у пункті 6.2 цієї глави, має надати ОСП такі документи:

заяву про укладення договору із зазначенням реквізитів Користувача та даних обраного ним ППКО;

копію документа про підтвердження повноважень особи на укладення договору (витяг з установчого документа про повноваження керівника (для юридичних осіб), копію довіреності, виданої в установленому порядку тощо);

копію документа, що підтверджує право власності чи користування на об’єкт диспетчеризації (за виключенням ОСР);

перелік точок комерційного обліку (ЕІС-кодів) Користувача в електронному вигляді;

акт розмежування балансової належності електричних мереж та експлуатаційної відповідальності Сторін;

схему з’єднань обладнання об’єкта диспетчеризації.

Документи можуть бути надані в електронному вигляді. У такому випадку документи мають бути завірені електронно-цифровим підписом. Засоби передачі даних визначаються за згодою сторін.

6.7. ОСП протягом 10 робочих днів від дня отримання заяви надає Користувачу два примірники підписаного зі свого боку договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

За згодою сторін примірники договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління можуть бути направлені Користувачу в електронному вигляді, підписані електронно-цифровим підписом уповноваженого представника ОСП.

6.8. Користувач підписує договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у строки, визначені законодавством України, та повертає один примірник ОСП.

При направленні договору в електронному вигляді Користувач підписує договір електронно-цифровим підписом у строки, визначені законодавством України, та повертає один примірник на адресу ОСП.»;

4) пункт 6.10 викласти в такій редакції:

«6.10. ОСП не має права відмовити Користувачу в укладенні договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у разі виконання ним вимог цього Кодексу.».

XII. Пункти 1-3 додатка 1 (тип А) та пункти 1-4 додатка 1 (тип Б) замінити відповідно пунктами 1-5 такого змісту:

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

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

3. Копія витягу з Реєстру платників єдиного податку або копію свідоцтва платника податку на додану вартість.

4. Копія паспорта або належним чином оформлена довіреність чи інший документ на право укладати та підписувати договір про приєднання.

5. ТЕО (за наявності).».

XIII. У додатку 5:

1. У пункті 1.5 розділу 1 слова «безпосередньо приєднаним до системи передачі» замінити словами «обладнання якого знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП».

2. У розділі 2:

1) назву після слова «Ціна» доповнити словом «Договору»;

2) пункт 2.1 доповнити новим абзацом такого змісту:

«На вартість Послуги нараховується податок на додану вартість відповідно до законодавства України.»;

3) пункт 2.2 викласти в такій редакції:

«2.2. Обсяг наданої Послуги визначається:

для виробників - як обсяг відпущеної електроенергії;

для операторів систем розподілу - як сума обсягу розподіленої електричної енергії, обсягу купівлі електричної енергії для компенсації технологічних витрат електричної енергії на її розподіл електричними мережами ОСР та обсягу електричної енергії для господарчих потреб ОСР;

для споживачів - як обсяг спожитої електричної енергії.

Обсяг виробленої/розподіленої/спожитої електричної енергії надається постачальником послуг комерційного обліку або Користувачем, якщо він виконує роль ППКО.»;

4) пункт 2.4 доповнити новим абзацом такого змісту:

«Плановий обсяг Послуги на розрахунковий період визначається на основі наданих Користувачем і погоджених ОСП повідомлень щодо планового обсягу передачі електроенергії на розрахунковий період.»;

5) у пункті 2.7 слова «Оплата рахунків» замінити словами «Оплата послуги»;

6) пункт 2.8 викласти в такій редакції:

«2.8. За відсутності заборгованості надлишок коштів, що надійшли протягом розрахункового періоду, зараховується в рахунок оплати наступного розрахункового періоду. За наявності заборгованості кошти зараховуються першочергово в оплату заборгованості минулих періодів з найдавнішим терміном її виникнення. При повній сплаті заборгованості минулих періодів надлишок коштів зараховується в оплату штрафних санкцій.».

3. У розділі 3:

1) у пункті 3.1:

у підпункті 3.1.2 слова «структури управління цими системами» замінити словами «структури диспетчерського управління»;

підпункт 3.1.5 після слова «Здійснювати» доповнити словом «диспетчерське»;

у підпункті 3.1.6 слова «електростанцій та» замінити словами «об’єктів електроенергетики у складі»;

підпункт 3.1.8 доповнити знаком і словами «, який є додатком до цього Договору»;

2) у пункті 3.2:

у підпункті 3.2.3:

абзац перший викласти в такій редакції:

«3.2.3. Забезпечити наявність обладнання зв’язку для передачі в режимі реального часу з належним захистом таких сигналів:»;

доповнити після абзацу першого новим абзацом другим такого змісту:

«від генеруючого об'єкта до диспетчерських пунктів Виконавця:».

У зв’язку з цим абзаци другий - двадцятий вважати відповідно абзацами третім - двадцять першим;

абзац дев’ятнадцятий викласти в такій редакції:

«від кожного об'єкта енергоспоживання, який знаходиться в оперативному підпорядкуванні Виконавця, такої інформації:»;

у підпункті 3.2.4 після слова «підписаними» доповнити словами «зі свого боку»;

у підпункті 3.2.5 слово «диспетчеризації» замінити словом «електроенергетики»;

в абзаці третьому підпункту 3.2.11 слово «диспетчеризації» замінити словом «електроенергетики»;

підпункт 3.2.12 викласти в такій редакції:

«3.2.12. Попередньо узгоджувати з Виконавцем розпорядження керівників Користувача з питань, що стосуються експлуатації об'єктів диспетчеризації, засобів обліку електричної енергії та іншого обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні Виконавця.»;

у підпункті 3.2.16 слова, цифру та знак «як єдиний документ - Додатком 2 до цього Договору» виключити;

підпункт 3.2.17 викласти в такій редакції:

«3.2.17. Надавати на погодження Виконавцю нормальні схеми з'єднань обладнання об’єктів електроенергетики (електричних станцій, електричних підстанцій, електричних мереж) Користувача щороку станом на 01 січня в термін до 15 січня поточного року, а також після виконання реконструкції чи модернізації об’єктів електроенергетики до введення їх в експлуатацію.».

4. У розділі 4:

1) у пункті 4.4 знаки, слово та цифру «(Додаток 4)» виключити;

2) у пункті 4.7 після слова «зберігаються» доповнити словом «Сторонами» та цифру «5» замінити цифрою «3».

5. Пункт 6.2 розділу 6 виключити.

У зв’язку з цим пункти 6.3-6.11 вважати відповідно пунктами 6.2-6.10.

6. У пункті 8.10 розділу 8 слова «та скріплені печатками» виключити.

7. Підпункт 3 пункту 9.2 розділу 9 викласти в такій редакції:

«3) після закінчення терміну дії або у разі розірвання цього Договору.».

8. Пункт 10.2 розділу 10 викласти в такій редакції:

«10.2. Виконавець щокварталу оформлює акт звірки розрахунків наданої Послуги відповідно до форми, наведеної в додатку 5 до цього Договору, та надсилає його Користувачу. Користувач у триденний термін має повернути Виконавцю підписаний зі свого боку акт звірки розрахунків наданої Послуги.

За окремим запитом Користувача оформлюється відповідний акт звірки розрахунків наданої Послуги.».

9. У розділі 13:

1) у пункті 13.1 слова «та скріплюються печатками» виключити;

2) пункт 13.3 викласти в такій редакції:

«13.3. Додатками до цього Договору є:

перелік точок комерційного обліку, зареєстрованих за Користувачем (додаток 1);

схема з'єднань обладнання об'єкта диспетчеризації та перелік електротехнічного обладнання (додаток 2);

акт розмежування балансової належності електричних мереж та експлуатаційної відповідальності Сторін (додаток 3);

акт надання Послуги (додаток 4);

акт звірки розрахунків (додаток 5);

Положення про взаємодію ОСП та Виробника при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні (додаток 6);

Положення про взаємодію ОСП та ОСР при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні (додаток 7);

Положення про взаємодію ОСП та Споживача при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні (додаток 8);

Положення про оперативно-технологічні відносини між Виконавцем (Суб'єкт ієрархічної структури диспетчерського управління об'єктом Користувача) та Користувачем під час їх взаємодії в системі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління (додаток 9);

Порядок розрахунку втрат електричної енергії (додаток 10 (додається за необхідності)).».

10. Доповнити трьома новими додатками 6-8, що додаються.

У зв’язку з цим додатки 8 та 9 вважати відповідно додатками 9 та 10.

XIV. У додатку 6:

1. Назву додатка викласти в такій редакції:

«Типовий договір про надання послуг з передачі електричної енергії».

2. У преамбулі знак та слова «, що є учасником ринку» виключити.

3. Пункт 1.1 розділу 1 викласти в такій редакції:

«1.1. За цим Договором ОСП зобов'язується надавати послугу з передачі електричної енергії (далі - Послуга), а Користувач зобов'язується здійснювати оплату за Послугу відповідно до умов цього Договору.».

4. Пункт 2.2 розділу 2 викласти в такій редакції:

«2.2. Під час виконання умов цього Договору, а також вирішення всіх питань, що не обумовлені цим Договором, Сторони зобов'язуються керуватися законодавством України.».

5. Пункт 3.1 розділу 3 викласти в такій редакції:

«3.1. Ціна Договору визначається згідно з діючим на момент надання Послуги тарифом на послуги з передачі електричної енергії, встановленим Регулятором, та оприлюднюється ОСП на власному веб-сайті в мережі Інтернет.».

6. Підпункт 2 пункту 4.1 розділу 4 викласти в такій редакції:

«2) визначення фактичного обсягу Послуги у розрахунковому місяці здійснюється:

для ОСР на підставі даних щодо обсягів технологічних витрат електричної енергії на її розподіл електричними мережами ОСР;

для електропостачальників на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії споживачами електропостачальника;

для споживачів електричної енергії, які мають намір купувати електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку, незалежно від точки приєднання на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії цими споживачами;

для споживачів електричної енергії, які приєднані до мереж ОСП, незалежно від способу купівлі електричної енергії (в електропостачальника за Правилами роздрібного ринку чи за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку) на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії цими споживачами;

для виробників електричної енергії на підставі даних щодо обсягів електричної енергії, необхідної для забезпечення власних потреб електричних станцій, на яких відсутня генерація.

З цією метою використовуються дані обліку Адміністратора комерційного обліку.».

7. Абзац перший пункту 5.1 розділу 5 викласти в такій редакції:

«5.1. Планова та фактична вартість Послуги (грн) за цим Договором визначається шляхом множення планового та фактичного обсягу Послуги (МВт·год) за розрахунковий період на тариф, встановлений Регулятором (грн/МВт·год).».

8. У розділі 6:

1) пункт 6.2 викласти в такій редакції:

«6.2. Користувач здійснює поетапну попередню оплату планової вартості Послуги ОСП таким чином:

1 платіж - до 17:00 другого банківського дня розрахункового місяця у розмірі не менше 1/5 від планової вартості Послуги, визначеної згідно з розділом 5 цього Договору. Подальша оплата може здійснюватися щоденно або шляхом сплати 1/5 від планової вартості Послуг, яка визначена згідно з розділом 5, у кожен з наступних періодів:

2 платіж - з 06 до 10 числа розрахункового місяця;

3 платіж - з 11 до 15 числа розрахункового місяця;

4 платіж - з 16 до 20 числа розрахункового місяця;

5 платіж - з 21 до 25 числа розрахункового місяця.

При цьому розмір оплати у вказані періоди повинен бути не меншим планової вартості Послуг, яка визначена згідно з розділом 5, на 5 днів наперед.»;

2) у пункті 6.5 слова «моменту та на підставі отримання» замінити словами «дати отримання та на підставі»;

3) у пункті 6.6 слово «послуги» замінити словом «Послуги».

9. Пункти 7.1 та 7.2 розділу 7 викласти в такій редакції:

«7.1. ОСП має право:

1) отримувати від Користувача своєчасну оплату за Послугу;

2) обмежувати, припиняти, знижувати надійність надання Послуги та відключати від системи передачі у випадках, визначених розділом 8 цього Договору та Кодексом системи передачі;

3) отримувати від Користувача своєчасну оплату за перевищення Замовником обсягів використання дозволеної потужності, визначеної відповідним договором та технічними умовами на приєднання.

7.2. Користувач має право:

1) отримувати від ОСП Послугу з дотриманням установлених показників якості надання цих Послуг відповідно до глави 2 розділу XI Кодексу системи передачі;

2) вимагати компенсацію у випадку недотримання показників якості надання Послуги відповідно до умов пунктів 2.13, 2.15 та 2.16 розділу XI Кодексу системи передачі;

3) відповідно до частини першої статті 57 Закону України «Про ринок електричної енергії» звертатися до ОСП щодо відключення/відновлення електроживлення споживача у випадках, визначених Правилами роздрібного ринку.».

10. У розділі 8:

1) абзац шостий пункту 8.2 викласти в такій редакції:

«після закінчення терміну дії або у разі розірвання цього Договору;»;

2) у пункті 8.7 слово «постачання» замінити словами «роздрібного ринку».

11. Пункти 9.2 та 9.3 розділу 9 викласти в такій редакції:

«9.2. ОСП зобов'язується:

1) забезпечувати надання Послуги з дотриманням установлених показників якості надання цих Послуг відповідно до глави 2 розділу XI Кодексу системи передачі;

2) складати та надавати Користувачу акти, рахунки, повідомлення у терміни та у порядку, що визначені в розділах 6 та 10 цього Договору;

3) повідомляти Користувача про зміну тарифу на передачу електричної енергії у терміни та у порядку, що визначені в розділі 6 цього Договору;

4) повідомляти Користувача про наміри застосування обмеження або припинення надання Послуги відповідно до розділу 8 цього Договору;

5) відповідно до пункту 3.13 глави 3 розділу XI Кодексу системи передачі припинити електроживлення Споживача, лінії електропередачі якого приєднані до системи передачі, за зверненням електропостачальника (Користувача) у разі порушення Споживачем своїх договірних зобов'язань перед електропостачальником (Користувачем). Припинення та відновлення електроживлення Споживача за зверненням електропостачальника (Користувача) здійснюється у порядку, визначеному у главах 3 та 4 розділу XI Кодексу системи передачі;

6) здійснювати відшкодування (компенсацію) Користувачу у випадках, передбачених Кодексом системи передачі;

7) у випадку зміни банківських реквізитів повідомити про зміну протягом 3 робочих днів з дня їх зміни.

9.3. Користувач зобов'язується:

1) подавати ОСП планові обсяги передачі електричної енергії та обсяги планової резервованої потужності за затвердженими ОСП формами у терміни та у порядку, що визначені в розділах 6 та 10 цього Договору;

2) повертати ОСП підписані зі свого боку акти у терміни та у порядку, що визначені в розділах 6 та 10 цього Договору;

3) здійснювати вчасно та у повному обсязі оплату за Послугу на умовах, визначених цим Договором;

4) надавати інформацію, зазначену в пункті 8.2 глави 8 розділу II Кодексу системи передачі.».

12. У розділі 10:

1) у пункті 10.2 слова «екземпляр», «умотивованим» замінити відповідно словами «примірник», «вмотивованим»;

2) у пункті 10.3 слова «послуги з передачі електричної енергії» замінити словом «Послуги»;

3) у пункті 10.4:

абзац другий викласти в такій редакції:

«Рахунки, акти приймання-передачі, акти звірки розрахунків, повідомлення вважаються отриманими Стороною:»;

абзац четвертий викласти в такій редакції:

«у день особистого вручення, що підтверджується підписом одержувача та/або реєстрацією вхідної кореспонденції, або третій календарний день від дати отримання поштовим відділенням зв’язку, в якому обслуговується одержувач (у разі направлення поштою рекомендованим листом).».

13. Пункт 14.2 розділу 14 викласти в такій редакції:

«14.2. Цей Договір може бути розірваний за ініціативою будь-якої зі Сторін у порядку, визначеному законодавством України, у тому числі у разі зміни власника/Користувача об’єкта.».

14. У розділі 15:

1) пункт 15.3 доповнити новим абзацом такого змісту:

«У разі підписання договору в електронній формі Сторони визнають, що електронний документ (сформований, підписаний з використанням електронного цифрового підпису) є ідентичним за змістом та реквізитами з документом у паперовому вигляді, кожен з документів є оригіналом і має однакову юридичну силу.»;

2) у пункті 15.4 слова «однієї зі» виключити;

3) доповнити новими пунктами такого змісту:

«15.5. На підтвердження електронних документів, підписаних електронним цифровим підписом, Сторони зобов’язані за вимогою однієї зі Сторін надавати одна одній оригінали цих документів у паперовому вигляді.

15.6. У разі закінчення терміну дії електронного цифрового підпису або відсутності можливості отримання/відправлення електронних документів Сторони зобов’язані отримувати/відправляти документи в паперовому вигляді.».

15. Пункт 16.2 розділу 16 викласти в такій редакції:

«16.2. Перелік додатків до цього Договору, які є його невід'ємними частинами:

перелік точок комерційного обліку, зареєстрованих за Користувачем (додаток 1);

акт приймання-передачі Послуги (додаток 2);

акт звірки розрахунків за Послугу (додаток 3);

порядок участі Користувача (Споживача) у графіках обмеження споживання та графіках відключення (додаток 4);

картка зразків підписів уповноважених осіб Користувача, ОСП (додаток 5) (додається за необхідності).».

XV. Доповнити додатком 7, що додається.

ПОРЯДОК
перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг

I. Порядок перевірки ПДП

1. Загальні положення

1.1. Цей Порядок визначає процедуру та умови перевірки ПДП (потенційного ПДП) та електроустановок, які використовуються (плануються до використання) ним для надання ДП оператору системи передачі, з метою підтвердження їх відповідності вимогам Кодексу системи передачі (далі - КСП) та інших нормативних документів щодо:

резервів підтримки частоти (РПЧ);

автоматичних резервів відновлення частоти (аРВЧ);

ручних резервів відновлення частоти (рРВЧ);

резервів заміщення (РЗ);

регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора;

відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску).

Учасниками процесу перевірки ПДП або потенційного ПДП (далі - Перевірка ПДП) є ОСП, ОСР у випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу, ПДП (потенційні ПДП) та орган з оцінки відповідності.

2. Права та обов’язки ОСП у процесі перевірки ПДП

2.1. ОСП зобов’язаний:

1) оприлюднювати на власному веб-сайті вимоги до програм випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП) за кожним видом ДП;

2) приймати рішення щодо погодження:

програм випробувань;

дати проведення випробувань;

звітів випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП);

3) брати участь у випробуваннях електроустановок ПДП (потенційних ПДП);

4) розглядати апеляції з питань Перевірки ПДП (потенційного ПДП);

5) оприлюднювати актуальний реєстр ПДП, які пройшли перевірку;

6) організовувати контроль відповідності ПДП, які пройшли перевірку, вимогам КСП та інших нормативних документів.

2.2. ОСП має право:

1) ініціювати проведення позачергових випробувань електроустановок ПДП у випадках, визначених цим Порядком;

2) вимагати від учасників процесу Перевірки ПДП виконання своїх зобов’язань, що випливають з цього Порядку;

3) запитувати у ПДП (потенційного ПДП) документи, що підтверджують відповідність органу з оцінки відповідності вимогам КСП;

4) з метою інформування учасників ринку вести реєстр органів з оцінки відповідності;

5) залучати до процесу перевірки та випробувань консультантів, що мають успішний досвід проведення перевірок у сфері ДП в ENTSO-E.

3. Права та обов’язки ПДП (потенційних ПДП)

3.1. ПДП (потенційний ПДП) зобов’язаний:

1) забезпечувати проведення випробувань електроустановок ПДП відповідно до глав 8-9 розділу IV КСП та цього Порядку;

2) забезпечувати відповідність електроустановок технічним вимогам КСП;

3) проводити контроль перевірених показників, їх стабільності, реєстрацію та збереження результатів контролю;

4) невідкладно інформувати ОСП щодо внесення змін до технічної документації, конструкції електроустановок, що пройшли перевірку, та до технологічних процесів, пов’язаних з наданням ДП;

5) передбачати в договорі, що укладається з органом з оцінки відповідності, зобов’язання щодо дотримання ним вимог, визначених у КСП та цьому Порядку;

6) забезпечувати доступ уповноважених представників ОСП до електроустановок ПДП у процесі проведення контролю відповідності ПДП, які пройшли перевірку, вимогам КСП та інших нормативних документів.

3.2. ПДП (потенційний ПДП) має право:

1) ініціювати проведення перевірки та випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

2) вільно обирати орган з оцінки відповідності;

3) звертатися до ОСП за роз’ясненнями з питань Перевірки ПДП;

4) оскаржувати рішення ОСП щодо Перевірки ПДП.

4. Етапи проведення перевірки ПДП

4.1. Основними етапами проведення Перевірки ПДП є:

1) ініціювання проведення Перевірки ПДП;

2) проведення організаційних та підготовчих робіт, передбачених главами 8 та 9 розділу IV КСП та цим Порядком;

3) підготовка та узгодження між учасниками процесу Перевірки ПДП програми випробувань та термінів (дати початку та завершення) проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

4) проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

5) підготовка органом з оцінки відповідності технічного звіту про результати проведеного випробування;

6) затвердження ПДП (потенційним ПДП) технічного звіту про результати проведеного випробування;

7) підготовка та надання, з метою погодження, до ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування, який має містити висновок щодо підтвердженої випробуваннями електроустановок ПДП оцінки спроможності надання допоміжних послуг, їх обсягу та якісних характеристик.

5. Алгоритм перевірки ПДП

5.1. ПДП (потенційний ПДП) ініціює процес Перевірки ПДП не пізніше ніж за 30 календарних днів до запланованої дати проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) шляхом подання запиту до ОСП, у якому має бути зазначено:

вид ДП;

інформацію щодо органу з оцінки відповідності, який проводитиме випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

технічні відомості про обладнання ПДП (потенційного ПДП);

заплановану дату проведення випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП).

5.2. ПДП (потенційний ПДП) направляє ОСП програму випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП), складену відповідно до вимог глав 8 та 9 розділу IV КСП та цього Порядку, після погодження дати випробувань протягом 5 робочих днів.

5.3. ОСП приймає рішення щодо погодження програми випробування електроустановок ПДП та повідомляє про це ПДП (потенційного ПДП) протягом 10 робочих днів з дати її отримання від ПДП (потенційного ПДП). У випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу ОСП повинен узгодити своє рішення з відповідним ОСР.

У випадку якщо програма випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) не відповідає вимогам цього Порядку, ОСП повідомляє ПДП (потенційного ПДП) про відхилення програми з обґрунтуванням причин відхилення. Потенційний ПДП має усунути вказані недоліки та повторно направити ОСП програму випробувань не пізніше ніж за 10 робочих днів до дати випробувань. Після повторного розгляду програми випробувань ОСП приймає рішення щодо погодження/непогодження такої програми. У разі незадовільного рішення ОСП повідомляє ПДП (потенційного ПДП) про відхилення програми та скасування дати проведення випробувань електроустановок ПДП.

5.4. Орган з оцінки відповідності проводить випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП) за участі ПДП (потенційного ПДП), ОСП та ОСР у випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу за погодженою з ОСП програмою випробувань. Присутність представників ОСП при проведенні випробувань є обов’язковою.

5.5. Після проведення випробування електроустановки ПДП (потенційного ПДП) орган з оцінки відповідності складає протокол випробувань. Протокол випробувань має бути затверджений ПДП (потенційним ПДП).

5.6. На підставі затвердженого протоколу випробувань орган з оцінки відповідності розробляє та надає ПДП (потенційному ПДП) технічний звіт про результати проведеного випробування, що має бути направлений ПДП (потенційним ПДП) на погодження ОСП.

5.7. У випадку якщо технічний звіт про результати проведеного випробування та протокол випробувань встановлює відповідність електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам КСП та інших нормативно-технічних документів, ОСП погоджує його та повідомляє про це ПДП протягом 10 робочих днів з дати отримання технічного звіту від ПДП (потенційного ПДП).

5.8. Орган з оцінки відповідності на основі погодженого ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування приймає рішення щодо відповідності електроустановки ПДП (потенційного ПДП) вимогам КСП щодо надання ДП та надає ПДП Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП, яке має бути погоджено ОСП.

5.9. На основі погодженого з ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування для перевірки відповідності електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам до аРВЧ ПДП також може отримати Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП щодо надання ДП з рРВЧ та/або РЗ в обсягах, визначених за результатами випробувань.

6. Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП

6.1. Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП має містити:

ЕІС-код учасника ринку;

ЕІС-код області регулювання, де розташовані електроустановки ПДП (потенційного ПДП);

EIC-код одиниці надання допоміжної послуги;

вид ДП, на яку видане свідоцтво;

підтверджений за результатами випробувань об’єм резерву потужності (для РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ);

підтверджений діапазон регулювання реактивної потужності (для послуги регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК);

час активації та об’єм резерву потужності, що може бути затребувана під час активації послуги із відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску);

дату видачі свідоцтва;

термін дії свідоцтва;

найменування органу з оцінки відповідності, що видав свідоцтво.

6.2. Додатком до свідоцтва про відповідність вимогам до ДП має бути технічний звіт про результати проведеного випробування.

7. Термін дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП

7.1. Термін дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП складає 5 років.

7.2. Дострокове завершення терміну дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП відбувається в таких випадках:

технічні вимоги щодо надання ДП змінилися;

результати моніторингу засвідчують, що за останні 6 календарних місяців 3 рази не була надана відповідна ДП;

було проведено реконструкцію/переоснащення електроустановок ПДП;

неусунення ПДП невідповідностей електроустановок у терміни (строки), визначені ОСП.

8. Процедура оскарження результатів Перевірки ПДП

8.1. ПДП (потенційний ПДП) має право на оскарження рішення ОСП щодо непогодження технічного звіту про результати випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) шляхом звернення до ОСП. ОСП повинен розглянути таке звернення у строк, що не перевищує 10 робочих днів з дати отримання звернення від ПДП (потенційного ПДП).

У разі незгоди з рішенням ОСП ПДП (потенційний ПДП) має право звернутися до Регулятора.

9. Організація контролю

9.1. ОСП організовує контроль роботи електроустановок ПДП, за допомогою яких надаються ДП, шляхом проведення перевірок та отримання інформації про електроустановки ПДП, виконання ПДП своїх зобов’язань у частині надання ДП та відповідності КСП. Контроль виконується протягом терміну дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.

9.2. Критерієм для визначення необхідності у проведенні перевірок є зіставлення даних, отриманих за результатами випробувань, та результатів моніторингу.

9.3. При виявленні невідповідностей електроустановок, за допомогою яких надаються ДП, вимогам КСП ОСП повідомляє ПДП щодо виявлених невідповідностей та термінів їх усунення.

II. Порядок проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП)

1. Загальні положення

1.1. Перед проведенням випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП) перевіряється наявність у ПДП (потенційного ПДП) необхідного обладнання, програмного забезпечення та професійної кваліфікації щодо таких аспектів:

1) початковий стан електроустановок, за допомогою яких планується надання ДП: забезпечено готовність до випробування та необмеженої роботи в умовах проведення випробування зі звичайними уставками обмежувачів та захистів;

2) схема регулювання: належна схема керування повинна бути активована для регулятора частоти обертання та інших відповідних регуляторів (для ТЕС - енергоблок перебуватиме в режимі «котел відслідковує турбіну» або «скоординованого регулювання»);

3) подача сигналу на вимірювання швидкості: характеристика сигналу швидкості у регулятора повинна бути визначена, а відповідний генератор сигналу повинен бути доступний перед випробуванням. Для нового регулятора та/або станційної системи SCADA можливе введення необхідних випробувальних сигналів у регулятор частоти обертання та здійснення реєстрації за допомогою програмно-технічного інтерфейсу. Якщо така опція доступна, потрібно віддавати перевагу їй, а не подачі апаратного сигналу. Краще вводити імітаційний сигнал частоти - як у контур регулювання швидкості, так і в контур активної потужності. Якщо це неможливо, сигнал вводиться в контур регулювання активної потужності, а реальна частота системи реєструється. Умови випробувань повинні бути вказані в кожній програмі випробувань, орієнтованій на конкретну одиницю надання ДП;

4) реєстратор даних: записи випробувань мають бути заархівовані блочною системою SCADA, якщо ця система задовольняє очікування часової роздільної здатності, визначені нижче. Якщо ж ні, для збору випробувальних даних буде використовуватися зовнішній пристрій, який має такі можливості:

запис 16 сигналів, що мають точність вимірювання 0,001 в.о.;

мінімальний час вибірки 100 мс (10 зразків на секунду) часова роздільна здатність для кожного сигналу.

Якщо для реєстрації даних необхідний зовнішній пристрій, усі відповідні детальні параметри пристрою мають визначатись у методиці проведення випробувань конкретного енергоблока;

5) аварійне зупинення випробування: програмний параметр або апаратний перемикач, який вимикає підсумовування поданих сигналів заданої форми у разі аварії;

6) визначення вимірювальних сигналів: сигнали, які реєструватимуться під час випробувань на кожній одиниці надання ДП, мають докладно визначатися у програмах випробувань, орієнтованих на конкретну одиницю надання ДП. Точки вимірювання аналогових сигналів мають бути визначені разом з їхніми характеристиками (напруга/струм, діапазон сигналу). Для систем SCADA з можливістю реєстрації даних, сумісної з вимогами, мають бути визначені лише необхідні сигнали, тому ПДП може визначити належну реєстрацію даних у системі SCADA.

1.2. Випробування повинні виконуватися в координації з ОСП та оперативним персоналом, що експлуатує одиницю надання ДП, щоб уникнути будь-яких небажаних регулювальних дій. В усіх випробуваннях, пов’язаних з регулюванням частоти та активної потужності, має здійснюватися реєстрація наведених у таблиці 1 типових сигналів (у залежності від типу одиниці надання ДП) із відповідною часовою роздільною здатністю.

Таблиця 1

1.3. Перед випробуваннями гідроагрегатів необхідно зафіксувати напір нетто.

1.4. Електроустановки ПДП (потенційного ПДП) мають бути оснащені системою моніторингу, що відповідає вимогам глави 5 розділу IX КСП та Порядку моніторингу виконання постачальниками допоміжних послуг зобов’язань з надання допоміжних послуг, визначеного Правилами ринку (далі - Порядок моніторингу).

Перед проведенням випробувань перевіряється оснащеність електроустановок ПДП (потенційного ПДП) відповідними системами моніторингу надання ДП.

З цією метою ПДП (потенційний ПДП) повинен підтвердити:

наявність відповідного програмно-технічного комплексу, за допомогою якого забезпечується моніторинг надання ДП;

можливість фіксації всіх необхідних сигналів;

забезпечення точності вимірювання та дискретності всіх сигналів;

забезпечення виконання технічних вимог щодо організації каналів обміну інформацією між ОСП та ПДП;

забезпечення збереження інформації щодо моніторингу ДП.

2. Порядок проведення випробувань первинного регулювання частоти

2.1. Для всіх випробувань подача сигналу має здійснюватися у вимірюваний сигнал частоти або уставку частоти - у залежності від можливостей регулятора частоти обертання, як показано на рисунку 1.

Рисунок 1. Приклад подачі сигналу регулятора

2.2. Випробування регулювання базового навантаження має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.

2.3. Методика випробування регулювання базового навантаження передбачає, що:

1) одиниця надання ДП повинна перебувати в режимі регулювання навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад);

2) зона нечутливості частоти збільшується до високих значень, щоб не порушувати вихідну потужність;

3) спостерігати, чи є вихідна потужність одиниці надання ДП постійною впродовж 1 години (може бути скорегований за необхідності);

4) вимірюються всі визначені сигнали.

2.4. Для спостереження за чутливістю системи регулювання при випробуванні чутливості первинного регулювання частоти необхідно задавати малі відхилення частоти, як показано на рисунку 2. При цьому:

1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється посередині діапазону регулювання та розраховується за формулою

2) відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю;

3) значення статизму встановлюватимуться в діапазоні 4-6 % (за замовчуванням для випробувань повинно бути 5 %);

4) сигнал, визначений на рисунку 2, подається як сигнал вимірювання частоти кроками по ±10 мГц і ±20 мГц;

5) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано менше 5 хвилин).

Рисунок 2. Малі сигнали відхилення частоти

2.5. Перевірка достовірності уставок РПЧ.

Перевірка достовірності уставок РПЧ виконується з метою підтвердження відповідності характеристик налаштування регулятора потужності (статизм і нечутливість до частоти на основі ступінчатих змін вимірюваної частоти), для чого задаються різні відхилення частоти для електроустановки надання ДП як показано на рисунку 3. При цьому:

1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється приблизно посередині діапазону регулювання;

2) відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю;

3) значення статизму встановлено в діапазоні 4-8 %. Випробування повторюється для 2 різних значень статизму. Випробувальні значення статизму під час випробування залежать від номінальної потужності одиниці надання ДП і максимальних ступенів частоти (усього - 200 мГц або 100 мГц). Точні значення мають бути вказані в кожній програмі випробувань для конкретної одиниці надання ДП;

4) реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;

5) сигнал, визначений на рисунку 3, подається як сигнал вимірювання (у цілому ±200 мГц, з кроками 50 мГц);

6) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендується 5-7 хвилин).

Рисунок 3. Малі сигнали відхилення частоти

2.6. Для спостереження характеристики первинного регулювання при перевірці працездатності первинного регулювання частоти для одиниці надання ДП необхідно задавати ступінчасті відхилення частоти, які є достатньо великими для активації всього резерву первинного регулювання, як показано на рисунку 4.

2.7. Методика випробування працездатності первинного регулювання передбачає, що:

1) випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів навантаження регулювання:

Відповідний режим регулювання - активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною 0 мГц;

2) значення статизму встановлюється в діапазоні 4-8 % (вибирається на основі резервної потужності енергоблока);

3) реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;

4) сигнал, визначений на рисунку 4, подається як сигнал вимірювання частоти величиною ±200 мГц (буде перераховано для різних налаштувань статизму та обсягу основного резерву електростанції) такими кроками:

для режиму високого навантаження буде перевірена активація резерву на завантаження;

для режиму низького навантаження буде перевірена активація резерву на розвантаження;

5) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється упродовж 15 хвилин (кожний імітаційний сигнал частоти буде підтримуватися мінімум 15 хвилин);

6) вимірюються всі визначені сигнали.

Рисунок 4. Подача сигналу частоти для випробування характеристик первинного регулювання у вимірювану частоту в разі мінімальної потужності

2.8. Випробування вважається проведеним успішно за умови видачі не менше 100 % РПЧ на завантаження/розвантаження за час не більше 30 сек. Під час навантаження/розвантаження допускається перерегулювання за умови, якщо воно не перевищує 1 % Рном та коливання потужності мають затухаючий характер.

Рисунок 5. Процес активації РПЧ на завантаження для генерації і розвантаження для споживання (система накопичення може працювати як в режимі видачі, так і в режимі споживання електричної енергії)

Рисунок 6. Процес активації РПЧ на розвантаження для генерації і навантаження для споживання (система накопичення може працювати як в режимі видачі, так і в режимі споживання електричної енергії)

3. Порядок проведення випробування вторинного регулювання частоти

3.1. Перевірка базового навантаження аРВЧ.

Це випробування має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.

Для проведення випробування:

електроустановка одиниці надання ДП повинна перебувати в режимі підтримки заданого навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад);

зона нечутливості частоти збільшується до значень, що не порушуватимуть вихідну потужність (рекомендовано 500 мГц);

вихідна потужність електроустановки одиниці надання ДП має бути постійною впродовж 1 години (за необхідності може бути скореговано).

3.2. Методика випробування вторинного регулювання частоти передбачає, що:

1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється приблизно посередині діапазону регулювання та розраховується за формулою

2) відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною високому значенню (рекомендовано 500 мГц), щоб уникнути впливу змін частоти в мережі через контур первинного регулювання;

3) уставка активної потужності змінюється кроками ±1 % і ±2 % (відносно номінальної потужності одиниці надання ДП);

4) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано максимум 5 хвилин);

5) випробування може здійснюватися зі SCADA шляхом імітації уставки;

6) вимірюються всі визначені сигнали.

3.3. Перевірка достовірності уставок аРВЧ виконується з метою підтвердження зміни активної потужності у відповідності до заданих уставок через ступінчасті зміни в сигналі ЦР САРЧП.

3.4. Методика перевірки достовірності уставок аРВЧ передбачає, що:

1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється приблизно посередині діапазону регулювання та розраховується за формулою

2) відповідний режим регулювання - активний, а зона нечутливості до частоти встановлена рівною нулю з метою з’ясування того, що одиниця надання ДП працює в обох режимах - вторинного і первинного регулювання;

3) реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;

4) уставка активної потужності буде збільшена і зменшена в чотири кроки в позитивному і негативному напрямі. На кожному кроці вихідна потужність буде змінена на 25 % від повного резерву одиниці надання ДП, як показано на рисунку 7;

5) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано менше 5 хвилин);

6) випробування може виконуватися зі SCADA шляхом імітації уставки потужності;

7) вимірюються всі визначені сигнали.

Рисунок 7. Сигнал АРП для перевірки петлі гістерезису вторинного регулювання як відсоток від повної резервної потужності одиниці надання ДП

3.5. Для спостереження характеристики вторинного регулювання при перевірці працездатності вторинного регулювання частоти для одиниці надання ДП задаються ступінчасті відхилення уставки потужності, які є достатньо великими для активації всього резерву вторинного регулювання.

3.6. Методика випробування аРВЧ передбачає, що:

1) випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів регулювання навантаження:

У випадку перевірки спільної активації РПЧ та аРВЧ необхідно встановити зону нечутливості по частоті рівною нулю, а статизм 8 або 10 %. Резервну потужність одиниці надання ДП (Pрез) буде обчислено за цього статизму і номінальної потужності одиниці надання ДП.

2) відповідний режим регулювання - активний, зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю, а статизм може бути встановлений на рівні 8 або 10 % для перевірки максимуму вторинного резерву. Pрез буде обчислено за цього статизму і номінальної потужності одиниці надання ДП;

3) уставка потужності змінюється диспетчером ОСП, щоб активувати всю величину аРВЧ покроково на завантаження та розвантаження;

4) для режиму високого навантаження буде перевірена висхідна активація резерву;

5) для режиму низького навантаження буде перевірена низхідна активація резерву;

6) щоб визначити затримку зв’язку, фіктивна змінна додається до виміряних значень і змінюється в момент подачі ступінчастого відхилення диспетчером ОСП. Це вимагає постійного зв’язку з диспетчером ОСП;

7) випробування може виконуватися зі станційної системи SCADA шляхом імітації уставки одиниці надання ДП;

8) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється упродовж 5-15 хвилин у залежності від часу стабілізації кожної одиниці надання ДП;

9) вимірюються всі визначені сигнали.

4. Порядок випробування рРВЧ та/або РЗ

4.1. Метою випробувань рРВЧ та/або РЗ є перевірка здатності електроустановки одиниці надання ДП щодо забезпечення рРВЧ та/або РЗ за час введення в дію, визначений КСП.

Для проведення випробування:

електроустановка одиниці надання ДП повинна перебувати в режимі підтримки заданого максимального навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад). Для цього зона нечутливості частоти збільшується до значень, що не порушуватимуть вихідну потужність (рекомендовано 500 мГц), або використовується інший доступний спосіб виведення електроустановки одиниці надання ДП з роботи в режимі слідкування за частотою;

вихідна потужність електроустановки надання ДП має бути постійною впродовж 1 години (за необхідності може бути скореговано).

4.2. Методика випробування рРВЧ та/або РЗ передбачає, що:

1) диспетчером ОСП видається тестова диспетчерська команда на активацію рРВЧ та/або РЗ для випробуваної одиниці надання ДП і після цього реєструється видача активної потужності. Диспетчерська команда містить дату та час активації, напрям, зміну потужності та тривалість (або дату та час повернення до попереднього режиму);

2) одиниця надання ДП повинна видати прогнозований рівень потужності протягом 15 хвилин для рРВЧ та 30 хвилин для РЗ з моменту команди на активацію, продемонструвати утримання стабільного рівня потужності під час заданого періоду постачання і повернення до початкового рівня видачі потужності після завершення періоду постачання. Випробування проводяться один раз на завантаження і один раз на розвантаження потужності;

3) вимірюються всі визначені сигнали.

Складається два графіка потужності P-t, один для завантаження і один для розвантаження, на основі зареєстрованих значень видачі та зміни активної потужності.

5. Порядок випробування регулювання напруги та реактивної потужності для генераторів у режимі синхронного компенсатора

5.1. Підтвердження здатності генераторів надавати ДП із регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора здійснюється шляхом надання до ОСП технічної документації заводів- виробників відповідного обладнання із закладеними в такій документації технічними характеристиками. Відповідну технічну документацію ПДП (потенційний ПДП) зобов’язаний надати ОСП протягом 20 робочих днів із дня отримання відповідного запиту від ОСП.

Метою випробувань регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора є перевірка здатності одиниці надання ДП надання послуги з регулювання напруги та визначення максимальних обсягів реактивної потужності.

При перевірці регулювання напруги в режимі синхронного компенсатора на вузлі записується таке:

1) задана напруга Uz;

2) напруга вузла Up;

3) активна потужність генератора PG;

4) реактивна потужність генератора QG;

5) напруга генератора UG;

6) вимірювані величини записуються за допомогою реєстраційного пристрою з періодом запису t = 1 секунда.

5.2. Перевірка максимального та мінімального значення реактивної потужності одиниці надання ДП в режимі СК.

Методика випробування:

1) ОСП видає команду ПДП на видачу максимальної реактивної потужності протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП виробляє максимальну реактивну потужність протягом години;

2) ОСП видає команду ПДП на споживання максимальної реактивної потужності протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП споживає максимальну реактивну потужність протягом години;

3) вимірюються всі сигнали, визначені в пункті 5.1 цієї глави.

5.3. Методика випробування здатності регулювання напруги передбачає, що:

1) на початку випробування напруга встановлюється на початковому значенні;

2) ОСП надає покроково команди ПДП на регулювання (зміну) напруги протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП виконує команду;

3) вимірюються всі сигнали, визначені в пункті 5.1 цієї глави.

За результатами вимірювань визначають:

графік і час стабілізації напруги у вузлі,

аперіодичний графік,

час стабілізації t0 - tu ≤ 5 хв,

точність стабілізації напруги у вузлі,

діапазон регулювання реактивної потужності відповідного генератора (Qmax і Qmin).

Графіки повинні бути зроблені на основі виміряних значень величин UG, PG, UP, QG.

Результати повинні бути оброблені з періодом запису t = 1 секунда.

6. Порядок проведення випробування здатності забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій

6.1. Метою таких випробувань є перевірка здатності одиниці надання ДП забезпечити надання послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій у разі виникнення такої системної аварії з реєстрацією таких параметрів:

1) напруга генератора UG;

2) напруга власних потреб одиниці надання ДП Uвп;

3) частота обертання одиниці надання ДП fG;

4) час надання та виконання команд;

5) вимірювані величини записуються за допомогою реєстраційного пристрою з періодом запису t = 1 секунда.

6.2. Методика випробування здатності забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій передбачає, що:

1) одиниця надання ДП, що випробовується, повинна бути зупинена;

2) автономні джерела живлення (дизельні генератори тощо), які будуть використовуватись під час проведення випробувань, повинні бути вимкнені;

3) перевіряються на працездатність основні та резервні засоби зв’язку;

4) необхідно забезпечити відключення живлення власних потреб одиниці надання ДП, що випробовується;

5) після підтвердження інформації про відсутність напруги на шинах власних потреб одиниці надання ДП виконується запуск автономного джерела живлення;

6) виконується живлення шин власних потреб одиниці надання ДП, що випробовується, від автономного джерела живлення, виконується запуск одиниці надання ДП;

7) процедура повторюється тричі;

8) після третього успішного запуску одиниця надання ДП має забезпечити живлення власних потреб, після чого автономне джерело живлення має бути вимкнене;

9) одиниця надання ДП має працювати протягом години з номінальною напругою та частотою;

10) вимірюються всі визначені сигнали.

ПОЛОЖЕННЯ
про взаємодію ОСП та Виробника при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні

ПОЛОЖЕННЯ
про взаємодію ОСП та ОСР при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні

ПОЛОЖЕННЯ
про взаємодію ОСП та Споживача при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні