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 (далі - Зміни), що додаються.

2. Ця постанова набирає чинності з дня, наступного за днем її оприлюднення на офіційному вебсайті Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг.

ЗМІНИ
до Кодексу системи передачі

1. У главі 1 розділу І:

1) у пункті 1.4:

абзац десятий викласти в такій редакції:

«балансова надійність - здатність енергосистеми задовольняти сумарний попит споживачів на електричну енергію нормативної якості у кожний момент часу з підтриманням необхідних обсягів відповідних резервів;»;

абзац одинадцятий виключити.

У зв’язку з цим абзаци дванадцятий-сто сорок п’ятий вважати відповідно абзацами одинадцятим-сто сорок четвертим;

в абзаці шістнадцятому знаки, слова та абревіатуру «(далі - ТЕО)» виключити;

абзаци двадцять сьомий та двадцять восьмий викласти в такій редакції:

«дозвіл на підключення остаточний (ДПО) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором на підставі укладених договорів власнику об’єкта електроенергетики, УЗЕ про надання дозволу на підключення його електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) до електричних мереж відповідного Оператора за умови, що такі електроустановки або їх черги будівництва (пускові комплекси) відповідають технічним умовам і вимогам цього Кодексу та визначені відповідними договорами;

дозвіл на подачу напруги (ДПН) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором власникам генеруючого об’єкта, або об’єкта енергоспоживання, УЗЕ, ОСР або власнику системи ПСВН перед поданням напруги в їхню внутрішню мережу;»;

абзац тридцять четвертий викласти в такій редакції:

«Замовник - фізична особа, у тому числі фізична особа-підприємець, або юридична особа, яка письмово повідомила ОСП про намір приєднати до системи передачі збудовані, реконструйовані чи технічно переоснащені електроустановки, що призначаються для виробництва або перетворення чи розподілу, або споживання електричної енергії, або зберігання енергії;»;

в абзаці тридцять дев’ятому після слів «генеруючу одиницю» доповнити знаком та абревіатурою «, УЗЕ»;

абзац сорок четвертий викласти в такій редакції:

«користувач системи передачі (Користувач) - фізична особа, у тому числі фізична особа-підприємець, або юридична особа, яка відпускає або приймає електричну енергію до/з системи передачі, у тому числі здійснює зберігання енергії, або використовує систему передачі для передачі електричної енергії;»;

в абзаці сорок шостому слова, знаки і абревіатуру «попиту на електричну енергію (МВт⋅год), що не буде забезпечена наявними генеруючими потужностями у визначеному році» замінити абревіатурами і знаками «ENS (МВт⋅год)»;

в абзаці п’ятдесят четвертому знаки та слова «(електричні станції, система передачі та системи розподілу)» замінити знаками, словами та абревіатурою «(електричні станції, УЗЕ, система передачі та системи розподілу), такі як межі термічної стійкості, рівнів напруги, струму короткого замикання, частоти, статичної та динамічної стійкості»;

після абзацу шістдесятого доповнити новим абзацом шістдесят першим такого змісту:

«недопоставлена електрична енергія (ENS) - обсяг попиту на електричну енергію (МВт•год), що не забезпечений наявними генеруючими потужностями, УЗЕ, міждержавними перетинами та заходами управління попитом, які можуть забезпечити покриття попиту на електричну енергію, в області регулювання у відповідному періоді часу;».

У зв’язку з цим абзаци шістдесят перший-сто сорок четвертий вважати відповідно абзацами шістдесят другим-сто сорок п’ятим;

абзац шістдесят третій викласти в такій редакції:

«номінальна (встановлена) потужність УЗЕ (Pnom.) - максимальна довготривала активна потужність, визначена заводом-виробником, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск або відбір електричної енергії;»;

в абзаці шістдесят п’ятому слова «або об’єктів електроспоживання» замінити знаками, абревіатурою та словами «, УЗЕ або об’єктів енергоспоживання»;

абзац сімдесятий викласти в такій редакції:

«обмежений дозвіл на підключення (ОДП) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором на підставі укладених договорів власнику об'єкта електроенергетики, УЗЕ, електроустановки або черги будівництва (пускові комплекси) якого/якої раніше досягли статусу ДПО, але на теперішній час втратили функціональність і не відповідають окремим вимогам та мають пройти реконструкцію/переобладнання і підтвердити дотримання відповідних технічних умов і вимог цього Кодексу та визначених відповідними договорами;»;

в абзаці сімдесят восьмому слова «та розподілу електричної енергії» замінити знаком та словами «, розподілу електричної енергії та зберігання енергії»;

абзац вісімдесят перший викласти в такій редакції:

«оцінка відповідності (достатності) генеруючих потужностей - визначення можливості виконання вимог щодо балансової надійності ОЕС України при заданій структурі генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом, які можуть забезпечити покриття попиту на електричну енергію, або при її формуванні з урахуванням пропускної спроможності системи передачі та можливості її розвитку;»;

в абзаці сто дванадцятому слова, знаки та абревіатуру «рівень накопичення (стан заряду) СНЕ» замінити словами та абревіатурою «стан заряду УЗЕ»;

після абзацу сто тридцять другого доповнити новим абзацом сто тридцять третім такого змісту:

«техніко-економічне обґрунтування (ТЕО) - обґрунтування вибору схеми приєднання об’єкта, що розробляється Замовником у випадках, визначених цим Кодексом;».

У зв’язку з цим абзаци сто тридцять третій-сто сорок п’ятий вважати відповідно абзацами сто тридцять четвертим-сто сорок шостим;

в абзаці сто тридцять п’ятому після слова «енергії» доповнити знаком та словами «, зберігання енергії»;

абзац сто тридцять сьомий викласти в такій редакції:

«тимчасовий дозвіл на підключення (ТДП) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором на підставі укладених договорів власнику об'єкта електроенергетики, УЗЕ про надання тимчасового доступу його об'єкта електроенергетики, УЗЕ до електричних мереж відповідного Оператора та підключення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) цього об'єкта електроенергетики, УЗЕ впродовж обмеженого проміжку часу, та проведення додаткової перевірки на відповідність, щоб забезпечити дотримання відповідних технічних умов і вимог цього Кодексу та визначених відповідними договорами;»;

в абзаці сто тридцять дев’ятому після слова «одиниця» доповнити знаком та абревіатурою «, УЗЕ»;

після абзацу сто сорокового доповнити новим абзацом сто сорок першим такого змісту:

«установка зберігання енергії, яка є повністю інтегрованим елементом мережі ОСП, – електроустановка, яка використовується виключно з метою забезпечення ефективного, безпечного та надійного функціонування системи передачі і не використовується для балансування або управління перевантаженнями, купівлі та/або продажу електричної енергії на ринку електричної енергії чи для надання послуг з балансування та/або допоміжних послуг;».

У зв’язку з цим абзаци сто сорок перший-сто сорок шостий вважати відповідно абзацами сто сорок другим-сто сорок сьомим;

2) у пункті 1.7:

після абзацу п’ятого доповнити новим абзацом шостим такого змісту:

«POD (power oscillation damping) - демпфірування коливань потужності;».

У зв’язку з цим абзаци шостий-сорок п’ятий вважати відповідно абзацами сьомим-сорок шостим;

після абзацу двадцять шостого доповнити новим абзацом двадцять сьомим такого змісту:

«ОУЗЕ - оператор установки зберігання енергії;».

У зв’язку з цим абзаци двадцять сьомий-сорок шостий вважати відповідно абзацами двадцять восьмим-сорок сьомим;

абзац сорок другий виключити.

У зв’язку з цим абзаци сорок третій-сорок сьомий вважати відповідно абзацами сорок другим-сорок шостим;

абзац сорок третій виключити.

У зв’язку з цим абзаци сорок четвертий-сорок шостий вважати відповідно абзацами сорок третім-сорок п’ятим;

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

«УЗЕ - установка зберігання енергії;».

У зв’язку з цим абзаци сорок четвертий та сорок п’ятий вважати відповідно абзацами сорок п’ятим та сорок шостим.

2. У розділі II:

1) у главі 1:

у пункті 1.1 після слова «потужностей» доповнити словами, абревіатурою та знаками «із урахуванням УЗЕ та заходів управління попитом, які можуть забезпечити покриття попиту на електричну енергію,»;

в абзаці другому пункту 1.2 знак, абревіатуру та слова «, СНЕ та заходів з управління попитом» замінити словами «на відповідну перспективу»;

2) у главі 2:

пункти 2.1 та 2.2 викласти в такій редакції:

«2.1. ОСП виконує оцінку відповідності (достатності) генеруючих потужностей з урахуванням повністю інтегрованих елементів мережі для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву в енергосистемі згідно з таким алгоритмом:

підготовка (вдосконалення) методології виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей;

збір та підготовка вхідних даних для проведення досліджень та робіт;

формування сценаріїв розвитку попиту на електричну енергію та пропозиції (генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом та міждержавних перетинів) у межах прогнозів розвитку економіки та енергетики на короткострокову (до одного року), середньострокову (до 10 років) та довгострокову перспективи (не менше 20 років);

визначення та аналіз ризиків щодо реалізації сценаріїв;

визначення умов проведення моделювання в межах кожного сценарію (з урахуванням факторів сезонності, нерівномірності добового споживання електричної енергії та потужності тощо);

моделювання та розрахунки;

визначення результатів сценарної оцінки прогнозних балансів потужності та електричної енергії на основі критеріїв (індикаторів) відповідності (достатності) генеруючих потужностей та їх аналіз;

розробка деталізованого базового (найбільш ймовірного) сценарію розвитку генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом на перспективу T+10 років при забезпеченні виконання вимог балансової надійності та критерію N-1;

формування висновків щодо потенційних ризиків виникнення дефіциту генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом, потужностей міждержавних перетинів та резервів потужності;

підготовка пропозицій щодо заходів запобігання дефіциту генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом, потужностей міждержавних перетинів та резервів потужності для надійного забезпечення прогнозованого попиту на електричну енергію з урахуванням вимог безпеки постачання електричної енергії та операційної безпеки при роботі енергосистеми як в ізольованому режимі, так і в режимі паралельної роботи з енергосистемами інших країн (у тому числі визначення необхідних додаткових заходів з розвитку генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом, необхідних для виконання вимог з безпеки постачання електричної енергії та операційної безпеки, та обґрунтування техніко-економічних вимог та необхідних термінів впровадження додаткових генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом).

2.2. ОСП формує довгострокові сценарії розвитку попиту та пропозиції в ОЕС України, беручи до уваги, зокрема:

документи, затверджені Кабінетом Міністрів України, які безпосередньо або опосередковано стосуються питань розвитку у сфері електроенергетики та суміжних сферах (зокрема, щодо енергоефективності, виконання загальнонаціональних вимог з розвитку відновлюваних джерел енергії, обмежень на викиди парникових газів та забруднюючих речовин, нафтогазової галузі);

сценарії розвитку економіки;

структуру споживання та її розвиток;

розвиток та інтеграцію енергетичних ринків;

проєкти з розвитку генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом, які реалізуються та які заплановані до реалізації;

плани (прогнози виробників) щодо виводу генеруючих потужностей та УЗЕ з експлуатації (консервація, демонтаж);

проєкти з розвитку системи передачі (у тому числі міждержавних перетинів), які реалізуються та які заплановані до реалізації;

потреби щодо резервів для забезпечення операційної безпеки;

власні припущення (оцінки) щодо можливих змін прогнозних балансів потужності та електричної енергії;

зовнішньополітичні та зовнішньоекономічні чинники, які є визначальними для розвитку електроенергетичного сектору.

Перегляд довгострокових сценаріїв розвитку попиту та пропозиції здійснюється ОСП в обов'язковому порядку щонайменше один раз на п'ять років або у випадку прийняття станом на 1 червня нових та внесення змін до діючих документів, що впливають на стратегію розвитку енергетичної галузі, затверджених Кабінетом Міністрів України.»;

пункт 2.6 викласти в такій редакції:

«2.6. Моделювання розвитку генеруючих потужностей та аналіз сценаріїв розвитку попиту та пропозиції повинні, зокрема, ураховувати:

допустимі похибки прогнозу потреби споживачів в електричній енергії та потужності;

вплив заходів з енергоефективності та потенціал управління попитом, розвиток технологій зберігання енергії;

залежність (еластичність) попиту від вартості електричної енергії (за категоріями споживачів);

економічну оцінку ймовірності виведення з експлуатації, консервації, нового будівництва генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом;

вплив складнопрогнозованих технологій виробництва електричної енергії (ВЕС та СЕС) та необхідність забезпечення достатності резервних потужностей для компенсації коливань виробітку електричної енергії такими технологіями;

необхідність дотримання критерію надійності N-1;

знаходження частини генеруючих потужностей та ліній електропередач у планових та аварійних ремонтах;

обмеження пропускної спроможності між ціновими зонами ринку електричної енергії (де застосовується);

оптимальне використання міждержавних ліній електропередачі.»;

пункти 2.9-2.11 викласти в такій редакції:

«2.9. Для кожного сценарію розвитку повинні бути визначені, зокрема, такі прогнозні показники:

основні макроекономічні показники, при яких він був сформований;

рівні та режими споживання електричної енергії (ураховуючи власні потреби, у тому числі технологічні витрати електричної енергії в мережах);

величини пропускної спроможності міждержавних перетинів;

рівні та режими імпорту та експорту електричної енергії;

потужність технологій генерації електричної енергії (за типами);

потужність технологій, що надають послуги з управління попитом;

характеристики УЗЕ;

опис типу технологій зберігання енергії та їх потужність;

потреба в резервах (за видами);

потреба в паливних ресурсах (за видами) та їх вартість;

ціна виробництва та/або відпуску електричної енергії в мережу.

2.10. За результатами проведених досліджень та моделювань ОСП оцінює відповідність (достатність) генеруючих потужностей для забезпечення прогнозованих обсягів та графіків споживання електричної енергії в ОЕС України шляхом розрахунку критеріїв (індикаторів) оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та відповідного їх аналізу.

У якості таких критеріїв ОСП застосовує критерій очікуваної втрати навантаження (LOLE), критерій очікуваних обсягів недопоставленої електричної енергії (EENS) та критерій залишкової потужності (запасу потужності). З метою більш поглибленого аналізу ОСП може використовувати додаткові критерії оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей, які визначає у відповідній методології.

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

2.11. На основі виконаного аналізу та сформованих висновків ОСП готує, зокрема:

пропозиції щодо необхідності розвитку системи передачі (окремих її елементів) з метою забезпечення достатньої пропускної спроможності передачі електричної енергії та відпуску електричної енергії в енергосистему;

пропозиції щодо необхідності розвитку міждержавних перетинів;

рекомендації щодо необхідності будівництва, реконструкції, модернізації генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом, а також впровадження інших заходів з метою недопущення їх дефіциту;

пропозиції до цього Кодексу, Правил ринку, інших нормативно-правових актів з метою удосконалення роботи ринку електричної енергії та стимулювання розвитку генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом.

ОСП наводить у Звіті результати моделювання реалізації пропонованих ОСП заходів із зазначенням впливу (у кількісному виразі) кожного із пропонованих заходів.»;

3) пункт 3.1 глави 3 викласти в такій редакції:

«3.1. Підготовлений ОСП Звіт повинен містити, зокрема:

короткий виклад результатів оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей (у тому числі значення критеріїв (індикаторів) оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей, звід основних факторів, що впливають на відповідність (достатність) генеруючих потужностей);

опис методології, методів та засобів проведення робіт та досліджень;

аналіз змін рівнів та режимів споживання електричної енергії протягом не менше ніж 5 останніх повних років;

аналіз структури виробництва електричної енергії для останніх 5 років, наявності та впливу на її формування забезпеченості органічним та ядерним паливом, гідроресурсами, а також цін на електричну енергію (та теплову енергію для ТЕЦ);

опис сценаріїв розвитку попиту та пропозиції на середньо- та довгострокову перспективи - прийняті припущення на перспективу та опис обраних умов моделювання;

показники сформованих сценаріїв розвитку на середньострокову, довгострокову перспективу, аналіз основних тенденцій розвитку генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом, навантаження та їх змін за відповідними сценаріями;

опис базового сценарію розвитку попиту та пропозиції - основні показники, прийняті припущення та опис обраних умов моделювання;

розрахунки критеріїв (індикаторів) оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей для базового сценарію та їх аналіз;

оцінку прогнозних балансів потужності та електричної енергії ОЕС України та показники відповідності (достатності) генеруючих потужностей на короткострокову перспективу (для кожного місяця року Т+1);

оцінку ризиків, які виникають внаслідок реалізації сценаріїв розвитку щодо достатності генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом для покриття прогнозованого попиту;

пропозиції щодо заходів з мінімізації впливу виявлених ризиків.»;

4) главу 5 доповнити новим пунктом такого змісту:

«5.11. ОСП має забезпечити вільний доступ до інформації щодо закупівель обладнання, матеріалів, робіт та послуг з будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення об’єктів оператора системи передачі (далі - Закупівля). Закупівля має бути здійснена з дотриманням принципів, передбачених Законом України «Про публічні закупівлі».

Інформація про результати здійснених та проведення повторних, по даному заходу, Закупівель оприлюднюється на офіційному вебсайті ОСП в розділі «Закупівлі», згідно з формою додатка 11 до цього Кодексу та повинна актуалізуватися щомісячно до 25 числа місяця, наступного за звітним.».

3. У розділі III:

1) у главі 1:

у пункті 1.1:

після абзацу п’ятого доповнити двома новими абзацами шостим та сьомим такого змісту:

«УЗЕ на рівні напруги 110 кВ та вище, номінальна (встановлена) потужність яких перевищує 20 МВт;

УЗЕ на рівні напруги 110 кВ та вище, номінальна (встановлена) потужність яких становить 20 МВт та менше відповідно до ТЕО;».

У зв’язку з цим абзаци шостий та сьомий вважати відповідно абзацами  восьмим та дев’ятим;

пункт 1.2 доповнити чотирма новими абзацами такого змісту:

«Відмова у приєднанні електроустановок Замовника до системи передачі з підстав, не передбачених Законом України «Про ринок електричної енергії» або цим Кодексом, не допускається.

Відмова у приєднанні електроустановок Замовника до системи передачі має містити посилання на норму Закону України «Про ринок електричної енергії» та/або цього Кодексу, що не дотримана Замовником та перешкоджає чи унеможливлює надання ОСП відповідної послуги з приєднання електроустановок Замовника.

Відмова у приєднанні електроустановок Замовника до електричних мереж оператора системи направляється Замовнику у вказаний у заяві про приєднання спосіб обміну інформацією протягом 2 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дня отримання заяви.

Залишення ОСП заяви про приєднання електроустановки Замовника до системи передачі з будь-яких підстав без розгляду, повернення такої заяви, залишення її без руху, відмова у її прийнятті не допускається.»;

пункт 1.11 викласти в такій редакції:

«1.11. Замовник при здійсненні приєднання до системи передачі електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, має право встановити та підключити УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення за умови відбору електричної енергії УЗЕ виключно від власних генеруючих установок.

Прогнозовану величину номінальної (встановленої) потужності Pnom УЗЕ, яку заплановано підключити до електростанції або генеруючої одиниці, Замовник має зазначити в заяві, типова форма якої наведена в додатку 1 (тип Б) до цього Кодексу.»;

2) у главі 5:

назву після слова та знака «електроенергетики,» доповнити абревіатурою та знаком «УЗЕ,»;

пункти 5.1-5.3 замінити двома новими пунктами 5.1 та 5.2 такого змісту:

«5.1. Загальні положення щодо підтвердження відповідності:

1) власники генеруючих об’єктів, об'єктів розподілу/енергоспоживання, систем ПСВН (власники об’єктів електроенергетики), ОУЗЕ, які приєднуються до системи передачі або впливають на режими роботи системи передачі, повинні підтвердити відповідність своїх електроустановок вимогам цього Кодексу шляхом проведення випробувань та/або моделювання відповідності. Власники об’єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні забезпечити, щоб електроустановки їх об'єктів відповідали вимогам цього Кодексу упродовж усього терміну експлуатації об'єкта;

2) власники об’єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні повідомляти ОСП про будь-які: заплановані зміни технічних можливостей їх електроустановок, пов'язаних з виконанням вимог, визначених цим Кодексом. Наміри щодо змін технічних можливостей електроустановок, що можуть вплинути на відповідність вимогам, передбаченим цим Кодексом, мають бути повідомлені ОСП до реалізації такої зміни, але не пізніше одного тижня до запланованої зміни;

експлуатаційні події, порушення чи відмови, які впливають на дотримання вимог, встановлених цим Кодексом, не пізніше одного тижня після настання незапланованої події;

3) власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні виконувати обґрунтовану вимогу ОСП щодо випробування на відповідність електроустановки.

Випробування повинні бути проведені:

у разі підключення нової генеруючої потужності, УЗЕ;

після будь-якої відмови обладнання (крім УЗЕ);

у разі проведення реконструкції, модифікації або заміни будь-якого обладнання, що впливає на виконання вимог цього Кодексу;

у разі отримання від ОСП матеріалів моніторингу роботи електроустановки, які підтверджують порушення власником електроустановки, ОУЗЕ вимог до електроустановок, встановлених цим Кодексом;

для підтвердження відповідності вимогами цього Кодексу;

у плановому порядку, визначеному ОСП (не частіше одного разу на рік).

У випадку проведення планових випробувань ОСП повинен повідомити власника об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ щодо необхідності проведення випробувань і довести до власника графік випробувань на новий календарний рік не пізніше грудня поточного року та не менше як за 30 діб до початку випробувань;

4) організація проведення випробувань здійснюється згідно з вимогами глави 8 розділу IV цього Кодексу, технічні аспекти щодо підтвердження відповідності шляхом проведення випробувань/моделювань мають відповідати вимогам, встановленим у пунктах 5.2 та 5.3 цієї глави, з урахуванням умов підпункту 5 цього пункту;

5) незважаючи на вимоги до випробувань/моделювань, викладені у пунктах 5.2 та 5.3 цієї глави, ОСП має право:

дозволяти власнику об'єкта електроенергетики, ОУЗЕ здійснювати альтернативну серію випробувань/моделювань за умови, що вони є ефективними й достатніми для того, щоб підтвердити відповідність електроустановок вимогам цього Кодексу;

вимагати, щоб власник об'єкта електроенергетики, ОУЗЕ провів додаткові або альтернативні серії випробувань/моделювань у тих випадках, коли інформація, надана ОСП щодо перевірки відповідності, не є достатньою, щоб підтвердити виконання вимог цього Кодексу;

вимагати, щоб власник генеруючого об'єкта провів належні випробування для демонстрації характеристик генеруючої одиниці під час роботи на проєктному або альтернативних видах палива, або паливних сумішах. ОСП і власник генеруючого об'єкта повинні узгодити, які типи палива мають бути випробувані;

6) для підтвердження відповідності електроустановок вимогам цього Кодексу власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні надати для кожної окремої електроустановки у складі об'єкта звіти про випробування та імітаційні моделі, які демонструють усталені та динамічні характеристики відповідно до вимог цього Кодексу, включаючи використання фактичних значень, виміряних під час випробування, на рівні деталізації, необхідної ОСП, що визначається ним з урахуванням технічних вимог щодо проведення випробувань/моделювань, установлених у пунктах 5.2 та 5.3 цієї глави та підпункті 5 цього пункту. Замість виконання відповідного випробування власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ можуть підтвердити відповідність своїх електроустановок окремим вимогам цього Кодексу сертифікатами відповідності обладнання, виданими органом з оцінки відповідності, та надати їх ОСП;

7) ОСП на підставі наданих власниками об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ звітів про випробування/сертифікатів відповідності та імітаційних моделей повинен оцінювати відповідність електроустановок об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ вимогам, встановленим цим Кодексом, як при наданні дозволу на підключення, так і впродовж усього строку експлуатації електроустановки об'єкта.

Для генеруючих одиниць типу A при оцінці відповідності вимогам цього Кодексу ОСП або відповідний ОСР може використовувати надані власниками відповідних об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ сертифікати відповідності обладнання, видані органом сертифікації.

Відповідність електроустановки споживача, використовуваної об'єктом енергоспоживання для надання послуг ОСП шляхом управління попитом, має бути оціненою ОСП у координації з відповідним ОСР;

8) ОСП повинен надати власникам об'єктів, ОУЗЕ технічні дані та імітаційні моделі мережі в обсязі, необхідному для виконання запитуваних моделювань;

9) ОСП має право перевіряти, чи відповідає електроустановка вимогам цього Кодексу, виконуючи свої власні моделювання відповідності та спираючись на надані власниками об'єктів, ОУЗЕ звіти про моделювання, імітаційні моделі і виміри у рамках проведених випробувань;

10) випробування/моделювання вважаються успішними, якщо результати випробувань підтвердили виконання відповідних вимог цього Кодексу.

5.2. Технічні вимоги щодо підтвердження відповідності генеруючих одиниць, УЗЕ та систем ПСВН шляхом проведення випробувань/моделювань.

5.2.1. Для генеруючих одиниць та УЗЕ типу В і систем ПСВН власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні підтвердити їх відповідність встановленим цим Кодексом технічним вимогам шляхом проведення таких випробувань та/або моделювань:

1) випробування або моделювання реакції в режимі підвищення частоти (LFSM-O) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена здатність генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН безперервно модулювати активну потужність, щоб сприяти регулюванню частоти у випадку будь-якого значного збільшення частоти в енергосистемі. Мають бути перевірені та підтверджені усталені параметри регулювання, такі як статизм і мертва зона частотної характеристики, а також динамічні параметри, включаючи реакцію на покрокову зміну частоти;

випробування/моделювання має проводитися шляхом моделювання сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активізувати зміну активної потужності принаймні на 10 % максимальної потужності, ураховуючи уставки статизму і мертву зону частотної характеристики. У разі необхідності змодельовані сигнали відхилення частоти мають подаватися одночасно як у регулятор частоти обертання, так і в регулятор навантаження систем регулювання, ураховуючи схему цих систем регулювання;

результати випробувань/моделювань (як динамічних, так і статичних) параметрів мають підтвердити їх відповідність встановленим технічним вимогам;

незатухаючі коливання не мають виникати після реагування на східчасті зміни;

2) моделювання здатності генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН проходити коротке замикання без відімкнення від мережі відповідно до встановлених технічних вимог;

3) моделювання післяаварійного відновлення активної потужності мають підтвердити здатність генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН забезпечувати післяаварійне відновлення активної потужності відповідно до встановлених технічних вимог.

5.2.2. Для одиниць енергоцентру та УЗЕ типу B і систем ПСВН, у доповнення до вимог підпункту 5.2.1 цього пункту, власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні проводити моделювання інжекції швидкого струму короткого замикання, які мають підтвердити таку здатність генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН відповідно до встановлених технічних вимог.

5.2.3. Для генеруючих одиниць типу C і D та УЗЕ типу В, С і D та систем ПСВН, у доповнення до вимог підпункту 5.2.1 цього пункту, власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні проводити випробування та/або моделювання:

1) випробування або моделювання реакції в режимі зниження частоти (LFSM-U) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна здатність генеруючих одиниць, УЗЕ типу В, С, D безперервно модулювати активну потужність, щоб сприяти регулюванню частоти у разі значного зниження частоти в системі;

випробування/моделювання має проводитися моделюванням сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активувати зміни активної потужності принаймні на 10 % максимальної активної потужності з відправною точкою не вище ніж 80 % максимальної потужності, ураховуючи уставки статизму і мертвої зони частотної характеристики;

результати випробувань/моделювань (як динамічних, так і статичних) параметрів мають підтвердити їх відповідність встановленим технічним вимогам;

незагасаючі коливання не мають виникати після реагування на східчасті зміни;

2) випробування або моделювання реакції в режимі нормованого первинного регулювання (FSM) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна здатність генеруючих одиниць/УЗЕ типу В, С, D/систем ПСВН безперервно модулювати активну потужність у повному робочому діапазоні між максимальною потужністю і мінімальним рівнем регулювання, щоб сприяти регулюванню частоти. Мають бути перевірені усталені параметри регулювання такі як нечутливість, статизм, мертва зона частотної характеристики і регулювальний діапазон, а також динамічні параметри, включаючи реакцію на покрокову зміну частоти;

випробування/моделювання має проводитися шляхом модулювання сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активувати принаймні 10 % повного діапазону частотної характеристики активної потужності в кожному напрямку, беручи до уваги уставки статизму і мертву зону частотної характеристики. Щоб виконати це випробування/моделювання, мають бути подані змодельовані сигнали відхилення частоти;

час активації повного діапазону частотної реакції активної потужності як результат зміни кроку частоти, не має бути довшим ніж встановлено відповідно до технічних вимог;

незагасаючі коливання не повинні виникати після реагування на східчасті зміни;

час початкової затримки має відповідати технічним вимогам;

уставки статизму мають перебувати в діапазоні, визначеному відповідно до технічних вимог;

нечутливість частотної характеристики активної потужності в будь-якій відповідній робочій точці не повинна перевищувати встановлену відповідно до технічних вимог;

3) випробування генеруючих одиниць, УЗЕ типу С, D з контролю за відновленням частоти. Має бути перевірена спільна робота в режимі FSM і регулювання для відновлення частоти;

4) випробування або моделювання на здатність до вироблення реактивної потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна можливість генеруючих одиниць, УЗЕ типу В, С, D щодо забезпечення здатності до вироблення ємнісної та індуктивної реактивної потужності;

випробування має бути виконано за максимальної реактивної потужності (як ємнісної, так і індуктивної) з перевіркою таких параметрів:

робота з 60 % надлишком максимальної потужності впродовж 30 хвилин,

робота в діапазоні 30-50 % максимальної потужності впродовж 30 хвилин,

робота в діапазоні 10-20 % максимальної потужності впродовж 60 хвилин;

тривалість роботи генеруючої одиниці, УЗЕ не має бути коротшою ніж тривалість за максимальної реактивної потужності (як ємнісної, так і індуктивної) для кожного параметра, вказаного в цьому підпункті;

має бути підтверджена здатність генеруючих одиниць, УЗЕ досягати будь-якого цільового значення реактивної потужності впродовж узгодженого або встановленого діапазону реактивної потужності;

у межах, вказаних діаграмою можливостей щодо вироблення реактивної потужності не повинно відбуватися спрацювання приладів захисту;

5) випробування на здатність систем ПСВН до вироблення реактивної потужності, які мають проводитися для систем ПСВН з дотриманням таких вимог:

агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою технічну можливість виробляти випереджальну та відставальну реактивну потужність відповідно до встановлених технічних вимог;

випробування на здатність до вироблення реактивної потужності має проводитися на максимальній реактивній потужності (як випереджальній, так і відставальній) і має перевірити такі параметри:

робота на мінімальній пропускній здатності систем ПСВН за активною потужністю,

робота на максимальній пропускній здатності систем ПСВН за активною потужністю,

робота за уставки активної потужності між цими мінімальними і максимальними значеннями пропускної здатності систем ПСВН за активною потужністю;

агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають працювати не менше однієї години на максимальній реактивній потужності (як випереджальній, так і відставальній) для кожного з вищевказаних параметрів;

агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність переходити на будь-яку уставку реактивної потужності в межах застосовного діапазону реактивної потужності і в межах цільових значень відповідної схеми регулювання реактивної потужності;

відсутність спрацювання будь-якого захисту в робочих межах, указаних графіком можливостей реактивної потужності;

6) моделювання острівного режиму роботи, які мають проводитися для генеруючих одиниць, УЗЕ типу С і D з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджено, що під час острівного режиму роботи характеристики генеруючих одиниць, УЗЕ відповідають встановленим технічним вимогам;

генеруючі одиниці, УЗЕ зменшують або збільшують вихідну активну потужність зі своєї попередньої робочої точки до будь-якої нової робочої точки на графіку P-Q у рамках, визначених відповідно до технічних вимог.

5.2.4. Для синхронних генеруючих одиниць та УЗЕ типу C і D і систем ПСВН, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1 та 5.2.3 цього пункту, власники генеруючих об'єктів, ОУЗЕ повинні проводити такі випробування:

1) випробування зі здатності синхронної генеруючої одиниці, УЗЕ до автономного запуску, які мають проводитися з дотриманням таких вимог:

для синхронних генеруючих одиниць, УЗЕ зі здатністю до автономного запуску має бути підтверджена їхня технічна можливість до запуску, починаючи із зупиненого стану, і без будь-якої подачі електричної енергії ззовні;

час запуску має утримуватися в межах часового інтервалу, установленого відповідно до технічних вимог;

2) випробування зі здатності систем ПСВН до автономного пуску, які мають проводитися для систем ПСВН з дотриманням таких вимог:

системи ПСВН мають підтвердити свою технічну здатність подавати живлення на шину віддаленої підстанції змінного струму, до якої вони приєднані відповідно до встановлених технічних вимог;

випробування мають проводиться під час автономного пуску систем ПСВН із знеструмленого стану;

системи ПСВН мають працювати у стабільній робочій точці з погодженою пропускною здатністю відповідно до встановлених технічних вимог;

3) випробування з перемикання на навантаження власних потреб мають проводитися з дотриманням таких вимог:

синхронні генеруючі одиниці, УЗЕ мають підтвердити свою технічну можливість перемикатися і стійко працювати на власні потреби;

випробування має проводитися за максимальної активної потужності і номінальної реактивної потужності генеруючої одиниці, УЗЕ перед скиданням навантаження;

ОСП має право встановлювати додаткові умови з урахуванням встановлених технічних вимог та технічних можливостей обладнання;

перемикання на навантаження власних потреб має бути успішним, стабільна робота на власні потреби має бути продемонстрована впродовж встановленого періоду часу, а повторна синхронізація з мережею була проведена успішно.

5.2.5. Для синхронних генеруючих одиниць та УЗЕ типу D, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1, 5.2.3 і 5.2.4 цього пункту, власники генеруючих об'єктів, ОУЗЕ повинні проводити моделювання регулювання демпфірування коливань потужності з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджено, що характеристики синхронних генеруючих одиниць, УЗЕ з точки зору їхньої системи регулювання (функція PSS) здатні до демпфірування коливань активної потужності відповідно до встановлених технічних вимог;

результатом регулювання має бути поліпшення демпфірування відповідної реакції активної потужності АРЗ у поєднанні з функцією PSS, у порівнянні з реакцією активної потужності одного лише АРЗ без PSS;

мають виконуватися такі сукупні умови:

функція PSS має гасити існуючі коливання активної потужності генеруючої одиниці/УЗЕ/системи ПСВН у межах діапазону частот, установлених технічними вимогами. Цей діапазон частот має включати частоти локального режиму генеруючої одиниці, УЗЕ та очікувані у мережі коливання;

зміна активної потужності генеруючої одиниці/УЗЕ/системами ПСВН не повинна призводити до незатухаючих коливань активної або реактивної потужності генеруючої одиниці/систем ПСВН.

5.2.6. Для одиниць енергоцентру та УЗЕ типу C і D, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1-5.2.3 цього пункту, власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні проводити такі випробування та моделювання:

1) випробування з регулювання активної потужності і діапазону регулювання, які мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/системи ПСВН мають підтвердити свою технічну можливість безперервно модулювати активну потужність у повному робочому діапазоні відповідно до встановлених технічних вимог;

уставка і точність регулювання має відповідати технічним вимогам;

2) випробування щодо регулювання системами ПСВН швидкості лінійного змінення активної потужності, які мають проводитися для систем ПСВН з дотриманням таких вимог:

системи ПСВН мають підтвердити свою технічну здатність регулювати швидкість лінійного змінення активної потужності;

випробування повинно проводитися шляхом надсилання відповідним Оператором вказівок на установлення швидкості лінійного змінення;

швидкість лінійного змінення має бути регульованою;

системи ПСВН мають підтвердити стабільну роботу впродовж періодів лінійного змінення;

3) випробування на здатність до режиму регулювання напруги мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання напруги відповідно до встановлених технічних вимог;

під час випробування режиму регулювання напруги перевіряються такі параметри:

крутизна характеристики і мертва зона частотної характеристики,

точність регулювання,

нечутливість регулювання,

час активації реактивної потужності;

діапазон регулювання та регульований статизм і мертва зона частотної характеристики мають відповідати технічним вимогам;

нечутливість регулювання напруги має бути не вищою ніж 0,01 в. о.;

після східчастої зміни напруги 90 % зміни у вихідній реактивній потужності мають бути досягнуті в межах, установлених згідно з технічними вимогами, значень часу і допусків;

4) випробування режиму регулювання реактивної потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання реактивної потужності в умовах, визначених відповідно до технічних вимог;

випробування режиму регулювання реактивної потужності має бути додатковим до випробування можливостей щодо вироблення реактивної потужності;

під час випробування режиму регулювання реактивної потужності мають бути перевірені такі параметри:

діапазон уставки реактивної потужності, точність регулювання,

час активації реактивної потужності;

діапазон уставки реактивної потужності та точність регулювання мають відповідати встановленим технічним вимогам;

5) випробування режиму регулювання коефіцієнта потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання коефіцієнта потужності в умовах, визначених відповідно до технічних вимог;

під час випробування режиму регулювання коефіцієнта потужності мають бути перевірені такі параметри:

діапазон уставок коефіцієнта потужності,

точність регулювання,

реакція реактивної потужності на східчасту зміну активної потужності;

діапазон уставок коефіцієнта потужності та точність регулювання мають відповідати встановленим технічним вимогам;

час активації реактивної потужності як результат східчастої зміни активної потужності не має перевищувати встановленого відповідно до технічних вимог;

6) моделювання для одиниць енергоцентру, УЗЕ здатності до забезпечення штучної інерції мають підтвердити здатність одиниць енергоцентру, УЗЕ до забезпечення штучної інерції до події зі зниженням частоти відповідно до встановлених технічних вимог.

5.2.7. Для УЗЕ, що є повністю інтегрованим елементом мережі, відповідний Оператор проводить випробування та/або моделювання відповідності в необхідних обсягах згідно з підпунктами 5.2.1-5.2.6 цього пункту, які відповідають спроможності щодо забезпечення безпечного та надійного функціонування системи передачі чи системи розподілу (але не використовуються для балансування або управління перевантаженнями).

5.2.8. Для УЗЕ, що підключені до внутрішніх мереж виробника електричної енергії або споживача, технічні вимоги щодо підтвердження відповідності електроустановок шляхом проведення випробувань/моделювань не застосовуються.»;

3) у главі 6:

у пункті 6.1:

у підпункті 6.1.1 після слова «до» доповнити словами та знаком «системи передачі/розподілу або»;

в абзаці першому підпункту 6.1.2 слово «чотирма» замінити словом «п’ятьма»;

у пункті 6.2:

слова і цифри «підпункт 6 пункту 6.5» замінити словами і цифрами «підпункт 8 пункту 6.5»;

слова і цифри «підпункт 7 пункту 6.5» замінити словами і цифрами «підпункт 9 пункту 6.5»;

підпункт 8 пункту 6.5 доповнити трьома новими абзацами такого змісту:

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

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

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

підпункт 2 пункту 6.6 після слова «налаштування» доповнити абревіатурою «УЗЕ»;

4) у главі 7:

пункт 7.1 викласти в такій редакції:

«7.1. Процедура приєднання нових електроустановок Замовників до системи передачі.

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

подання Замовником ОСП заяви про приєднання;

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

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

укладення договору про приєднання;

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

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

оплату Замовником вартості приєднання відповідно до умов договору про приєднання;

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

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

проведення будівельно-монтажних і пусконалагоджувальних робіт електроустановок зовнішнього електрозабезпечення;

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

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

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

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

отримання від ОСП дозволу на підключення;

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

Для забезпечення приєднання до електричних мереж Замовник може звертатися до організації, яка має ліцензію на виконання відповідних робіт, яка буде брати участь у підготовці відповідних документів про приєднання та звернень до ОСП.»;

у пункті 7.2:

підпункт 2 підпункту 7.2.3 викласти в такій редакції:

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

підпункт 7.2.6 викласти в такій редакції:

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

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

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

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

у підпункті 7.2.7 цифру «5» замінити цифрою «2»;

у підпункті 7.4.3 пункту 7.4:

в абзаці дев’ятому після слова та знака «енергії,» доповнити словами та знаком «або зберігання енергії,»;

доповнити новим абзацом такого змісту:

«Термін дії технічних умов визначається відповідно до Закону України «Про регулювання містобудівної діяльності».»;

у пункті 7.7:

підпункт 7.7.1 доповнити новим абзацом такого змісту:

«Погодження проєктної документації відбувається шляхом застосування механізму «Єдиного вікна», визначеного у порядку, встановленому законодавством.»;

підпункт 7.7.2 після слів «необхідні для проєктування дані» доповнити знаками та словами «, власником яких є ОСП, протягом 10 робочих днів з дня отримання відповідного запиту»;

підпункт 7.7.5 після цифр та слів «10 робочих днів» доповнити словами «від дати підписання акта приймання-передачі проєктної документації»;

у підпункті 7.7.7 після слів «рішення щодо проєкту» доповнити словами «або надає зауваження до проєктної документації» та цифру «15» замінити цифрою «10»;

пункт 7.7.9 викласти в такій редакції:

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

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

Повторне погодження проєктної документації на будівництво та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника) здійснюється протягом 5 робочих днів з дня її повторного подання. Під час повторного погодження проєктної документації не дозволяється висувати нові зауваження, якщо вони не стосуються внесених змін до проєктної документації.»;

у пункті 7.8:

у підпункті 7.8.3 слова та знаки «нормативно-технічним документом «Норми випробування електрообладнання» замінити абревіатурою, знаками та цифрами «СОУ-Н ЕЕ 20.302»;

у підпункті 7.8.4 після слів «електроустановок Замовника» доповнити словами та знаками «або їх черг будівництва (пускових комплексів)»;

підпункт 7.8.8 викласти в такій редакції:

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

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

підпункти 7.9.1-7.9.8 пункту 7.9 викласти в такій редакції:

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

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

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

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

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

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

7.9.3. ОСП упродовж 10 робочих днів після виконання власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ вимог, зазначених у підпункті 7.9.1 цього пункту, повинен видати власнику об’єкта електроенергетики, УЗЕ документ (наряд) про дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) та про дозвіл на подачу напруги.

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

тимчасовий дозвіл на підключення (ТДП);

остаточний дозвіл на підключення (ДПО);

обмежений дозвіл на підключення (ОДП).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

деталізоване викладення декларації про відповідність;

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

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

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

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

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

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

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

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

зауваження, що зумовили надання статусу ОДП;

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

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

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

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

у пункті 7.10:

підпункт 7.10.1 викласти в такій редакції:

«7.10.1. ОСП після завершення робіт з приєднання в частині зовнішнього електрозабезпечення та проведення комплексних випробувань  повідомляє Замовника про готовність власних електричних мереж до підключення електроустановок Замовника, надає довідку про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення для підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів).»;

у підпункті 7.10.3 після слова «Замовника» доповнити словами та знаками «або їх черг будівництва (пускових комплексів)», а слово «повідомлень» замінити словами і знаками «документів (нарядів)»;

підпункт 7.10.4 після слова «Замовника» доповнити словами та знаками «або їх черг будівництва (пускових комплексів)»;

доповнити новим пунктом такого змісту:

«7.12. Особливості приєднання (підключення) УЗЕ Користувачем

7.12.1. У випадку ініціювання Користувачем (крім ОСР) процедури встановлення та приєднання (підключення) УЗЕ до власних електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення, таке приєднання (підключення) повинно здійснюватися без збільшення дозволеної (встановленої) потужності електроустановок Користувача.

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

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

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

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

До повідомлення Користувач додає такі документи:

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

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

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

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

При цьому Користувач несе відповідальність за дотримання вимог щодо:

улаштування комерційного обліку електричної енергії;

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

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

У разі відсутності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та доданих документів, ОСП протягом 5 робочих днів з дня отримання від Користувача такого повідомлення оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник Користувачу.

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

вимог до комерційного обліку електричної енергії;

вимог до улаштування релейного захисту та протиаварійної автоматики;

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

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

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

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

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

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

ОСП узгоджує проєктну документацію в частині вимог, що були надані Користувачу при погодженні завдання на проєктування. При цьому строк розгляду проєктної документації не перевищує 15 робочих днів. За результатами розгляду проєктної документації ОСП надає узагальнене технічне рішення.

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

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

Після завершення будівельно-монтажних робіт із встановлення УЗЕ Користувач повинен звернутись до ОСП із повідомленням про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ, до якого додаються документи, що підтверджують введення УЗЕ в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування.

Протягом 10 робочих днів з дня отримання зазначеного повідомлення від Користувача, ОСП повинен безкоштовно здійснити обстеження УЗЕ на відповідність узгодженій проєктній документації в частині вимог, що були надані Користувачу при погодженні завдання на проєктування.

За результатами обстеження встановленої Користувачем УЗЕ ОСП складає у двох примірниках акт про обстеження. Один примірник зазначеного акта залишається у ОСП та один надається Користувачу.

У разі відсутності зауважень під час здійснення обстеження УЗЕ ОСП протягом 5 робочих днів з дня складання акта про обстеження оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник Користувачу.

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

5) у главі 9:

назву після слова «електроенергетики» доповнити знаком і абревіатурою «, УЗЕ»;

у пункті 9.1:

абзац перший після слова «електроенергетики» доповнити знаком і абревіатурою «, УЗЕ»;

підпункт 5 після слова «об’єкта» доповнити словами і знаком «електроенергетики, УЗЕ»;

підпункт 6 після слова «об’єкта» доповнити словами і знаком «електроенергетики, УЗЕ» та виключити слово «повідомлення»;

доповнити новим підпунктом такого змісту:

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

4. Пункт 8.21 глави 8 розділу IV доповнити знаком та абревіатурою «, УЗЕ».

5. У розділі VI:

1) у главі 2:

у пунктах 2.5, 2.8, 2.12, 2.13, 2.15, 2.17 та 2.21 знак, слово та абревіатуру «/або СНЕ» замінити абревіатурою «УЗЕ»;

пункт 2.8 після слів «планів ремонтів генеруючого обладнання» доповнити знаком і абревіатурою «, УЗЕ»;

2) у главі 5:

пункт 5.5 викласти в такій редакції:

«5.5. ОСП несе відповідальність за точне та своєчасне складання прогнозного балансу електричної енергії в енергосистемі України на основі наданих Користувачами прогнозів споживання (відбору) та виробництва (відпуску) електричної енергії з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах та на власні потреби електростанцій та використовує результати цього прогнозу для оперативного планування.

Користувачі мають забезпечити точне прогнозування споживання (відбору)/виробництва (відпуску) електричної енергії та своєчасне надання даних ОСП.»;

у підпункті 5.7.1 пункту 5.7:

в абзаці третьому слово «постачальників» замінити словом «електропостачальників»;

абзац четвертий після слова «споживачів» доповнити словом та абревіатурою «та ОУЗЕ».

6. У розділі VII:

1) у главі 1:

у пункті 1.1 слова «та споживання електричної енергії» замінити знаком та словами «, споживання електричної енергії та зберігання енергії»;

пункт 1.3 після слова «електроспоживання» доповнити словами, знаком та абревіатурою «та/або УЗЕ»;

2) у главі 2:

пункт 2.2 викласти в такій редакції:

«2.2. Органом вищого рівня диспетчерського управління є ОСП, включаючи його підрозділи - регіональні диспетчерські центри.

Середнім рівнем диспетчерського управління є виробники електричної енергії з встановленою потужністю більше 20 МВт, ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких більше 20 МВт, а також ОСР та постачальники послуг з балансування.

Нижчим рівнем диспетчерського управління є споживачі електричної енергії (крім постачальників послуг балансування), ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких не перевищує 20 МВт, та виробники електричної енергії розподіленої генерації (крім постачальників послуг з балансування).»;

пункт 2.6 після абревіатури «ЗДТУ» доповнити знаком та абревіатурою «, УЗЕ»;

пункт 2.7 викласти в такій редакції:

«2.7. В оперативному віданні оперативного персоналу ОСП повинні знаходитися лінії електропередачі, устаткування, пристрої РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ, УЗЕ, стан і режим яких впливають на наявну потужність і резерв електростанцій, режим і надійність роботи мереж ОЕС України в цілому, а також настроювання пристроїв РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ. Операції із зазначеним устаткуванням і пристроями повинні проводитись з дозволу оперативного персоналу, у віданні якого знаходяться устаткування і пристрої.»;

3) пункт 3.1 глави 3 після абзацу другого доповнити новим абзацом третім такого змісту:

«використання власних УЗЕ, якщо система передачі знаходиться у передаварійному режимі, аварійному режимі, режимі системної аварії або режимі відновлення;».

У зв’язку з цим абзаци третій-одинадцятий вважати відповідно абзацами четвертим-дванадцятим;

4) у главі 5:

пункт 5.2 після слова «виробництва» доповнити знаками та словом «(відпуску)», а після слова «споживання» доповнити знаками та словом «(відбору)»;

пункт 5.4 викласти в такій редакції:

«5.4. Учасники ринку, які є постачальниками послуг з балансування, крім погодинних добових графіків відпуску та/або споживання (відбору) електричної енергії, мають надавати ОСП графік виробництва (відпуску - для УЗЕ)/споживання (відбору), який містить інформацію про планове навантаження кожної одиниці генерації або споживання, УЗЕ.»;

5) у главі 6:

абзац восьмий пункту 6.1 доповнити словом та абревіатурою «та УЗЕ»;

абзац третій пункту 6.6 після слова «енергією» доповнити словами «та зберігання енергії».

7. Абзац сьомий підпункту 3 пункту 2.6 глави 2 розділу IX викласти в такій редакції:

«стан заряду УЗЕ».

8. У розділі XI:

1) у главі 5:

абзац другий пункту 5.1 викласти в такій редакції:

«Договір встановлює обов'язки та права сторін у процесі передачі електричної енергії електричними мережами ОСП від виробників та УЗЕ до систем розподілу, УЗЕ та споживачів, а також при здійсненні експорту електричної енергії.»;

пункт 5.3 викласти в такій редакції:

«5.3. Послуги з передачі електричної енергії надаються ОСП безперервно на підставі договору між ним та:

ОСР;

електропостачальником;

споживачем електричної енергії (у тому числі ОМСР), який має намір купувати електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку незалежно від точки приєднання;

споживачем електричної енергії (у тому числі ОМСР), оператором системи якого є ОСП, незалежно від способу купівлі електричної енергії (в електропостачальника за Правилами роздрібного ринку чи за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку);

виробником електричної енергії для забезпечення власних потреб електричних станцій, що заживлені від мереж ОСР/ОСП, а також власних потреб електричних станцій у випадку відсутності генерації;

трейдером/електропостачальником/виробником/ОУЗЕ, що здійснює експорт електричної енергії в обсягах експорту електричної енергії;

ОУЗЕ.

Зі споживачами (у тому числі ОМСР), які купують електричну енергію в електропостачальника за Правилами роздрібного ринку, для яких оператором системи є ОСП, ОСП укладає договір споживача про надання послуг з передачі електричної енергії відповідно до Правил роздрібного ринку.»;

пункт 5.6 викласти в такій редакції:

«5.6. Оплата послуг з передачі електричної енергії здійснюється за тарифом, який встановлюється Регулятором відповідно до затвердженої(-ого) ним методики (порядку).

Тариф на послуги з передачі електричної енергії оприлюднюється ОСП на офіційному вебсайті у триденний термін після його встановлення Регулятором.

Обсяг послуг з передачі електричної енергії визначається:

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

для електропостачальників - на підставі даних щодо обсягів експорту електричної енергії та обсягів споживання електричної енергії споживачами (у тому числі ОМСР) електропостачальника, крім обсягів споживання електричної енергії споживачами, оператором системи яких є ОСП;

для електропостачальників, які постачають електричну енергію споживачам (у тому числі ОМСР), оператором системи яких є ОСП, та які відповідно до договору електропостачальника про надання послуг з передачі електричної енергії (укладеного відповідно до Правил роздрібного ринку) оплачують послуги з передачі електричної енергії ОСП через електропостачальника, - на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії цими споживачами електропостачальника (з урахуванням втрат електричної енергії в мережах споживача);

для споживачів електричної енергії (у тому числі ОМСР), які купують електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку, незалежно від точки приєднання - на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії цими споживачами (з урахуванням втрат електричної енергії в мережах споживача);

для споживачів електричної енергії (у тому числі ОМСР), оператором системи яких є ОСП, які купують електричну енергію в електропостачальника за Правилами роздрібного ринку та відповідно до договору споживача про надання послуг з передачі електричної енергії самостійно (напряму) оплачують послуги з передачі електричної енергії ОСП, - на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії цими споживачами по точках приєднання, по яких оператором системи є ОСП (з урахуванням втрат електричної енергії в мережах споживача);

для виробників електричної енергії - на підставі даних щодо обсягів експорту електричної енергії та обсягів електричної енергії для забезпечення власних потреб електричних станцій, що заживлені від мереж ОСР/ОСП, а також власних потреб електричних станцій у випадку відсутності генерації;

для трейдерів - на підставі даних щодо обсягів експорту електричної енергії;

для ОУЗЕ - на підставі даних щодо обсягів, що дорівнюють абсолютній величині різниці між місячним відпуском та місячним відбором електричної енергії УЗЕ і, у разі здійснення експорту електричної енергії, обсягів експорту електричної енергії.

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

2) у главі 6:

пункт 6.2 викласти в такій редакції:

«6.2. Послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління надаються ОСП безперервно на підставі договору між ним та:

ОСР (у тому числі ОМСР, для яких оператором системи є ОСП);

виробником електричної енергії з генеруючими одиницями типу B, C, D;

ОУЗЕ/трейдером/електропостачальником/виробником, що здійснює імпорт та/або експорт електричної енергії в обсягах імпорту/експорту електричної енергії;

споживачем/ОУЗЕ, для якого оператором системи є ОСП.

Користувачі, зазначені у цьому пункті, не можуть здійснювати свою діяльність на ринку електричної енергії до укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.»;

пункт 6.5 викласти в такій редакції:

«6.5. Оплата послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління здійснюється за тарифом, який встановлюється Регулятором відповідно до затвердженої(-ого) ним методики (порядку).

Тариф на послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління оприлюднюється ОСП на офіційному вебсайті в мережі Інтернет у триденний термін після його встановлення Регулятором.

У разі зміни тарифу ОСП повідомляє Користувачів про таку зміну шляхом її оприлюднення на офіційному вебсайті в мережі Інтернет.

Обсяг послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління визначається:

для виробників - як обсяг відпущеної електричної енергії, обсяг імпорту та/або експорту електричної енергії;

для ОСР - як обсяг розподіленої електричної енергії, обсяг купівлі електричної енергії для компенсації технологічних витрат електричної енергії на її розподіл електричними мережами ОСР та обсяг електричної енергії для господарчих потреб ОСР;

для ОМСР, оператором системи яких є ОСП, - як обсяг електричної енергії, який надійшов у мережі МСР (витрати електричної енергії в технологічних електричних мережах МСР, власне споживання ОМСР та сумарний обсяг спожитої електричної енергії користувачами МСР);

для споживачів, оператором системи яких є ОСП, - як обсяг спожитої електричної енергії;

для ОУЗЕ/електропостачальника/трейдера, що здійснює імпорт та/або експорт електричної енергії - як обсяг імпорту та/або експорту електричної енергії;

для ОУЗЕ, електроустановки якого приєднанні до системи передачі, - на підставі даних щодо обсягів, що дорівнюють абсолютній величині різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії УЗЕ.

Обсяг наданої послуги розраховується для ОУЗЕ, який здійснює управління УЗЕ типу B, C, D та УЗЕ типу А1, А2 сумарною максимальною потужністю відпуску вище 1 МВт.

Для визначення обсягу наданої послуги використовуються дані обліку Адміністратора комерційного обліку.

Споживачі, електроустановки яких приєднані до мереж ОСР, окремо не сплачують послугу з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.».

9. Доповнити новим розділом такого змісту:

«XIII. ОСОБЛИВОСТІ РЕАЛІЗАЦІЇ ПРАВА ОСП МАТИ У ВЛАСНОСТІ, ВОЛОДІТИ,
КОРИСТУВАТИСЯ, РОЗРОБЛЯТИ, УПРАВЛЯТИ ЧИ ЕКСПЛУАТУВАТИ УЗЕ

1. Загальні положення

1.1. Цей розділ визначає порядок надання ОСП права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ.

1.2. Цей розділ поширюється на ОСП, який має намір мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, відповідно до умов, визначених Законом України «Про ринок електричної енергії».

1.3. Вичерпні умови, у разі дотримання яких ОСП має право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, визначені частиною одинадцятою статті 33 Закону України «Про ринок електричної енергії».

1.4. ОСП не має права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти (крім здійснення диспетчерського (оперативно-технологічного) управління), експлуатувати УЗЕ, крім випадків, передбачених частиною одинадцятою статті 33 Закону України «Про ринок електричної енергії».

2. Подання запиту на отримання згоди Регулятора мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі

2.1. Попередня оцінка доцільності встановлення ОСП УЗЕ здійснюється в рамках досліджень, що виконуються при плануванні розвитку системи передачі.

2.2. Для отримання згоди Регулятора мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, ОСП надає до Регулятора запит, до якого додаються:

1) пояснювальна записка із обґрунтуванням необхідності надання згоди набути у власність, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, разом із матеріалами, що підтверджують відповідність УЗЕ повністю інтегрованим елементам мережі та необхідність УЗЕ для виконання ОСП своїх зобов'язань з метою забезпечення ефективної, надійної та безпечної роботи системи передачі електричної енергії;

2) техніко-економічне обґрунтування необхідності застосування УЗЕ;

3) технічний проєкт УЗЕ, включаючи проєктне розташування УЗЕ та технологічні параметри місця (або точок) їх підключення до системи передачі;

4) перелік УЗЕ, які на момент подачі заяви вже є у власності, володінні, користуванні, розробленні, управлінні чи експлуатації ОСП (із зазначенням підстави їх використання) та відповідності вимогам щодо повністю інтегрованих елементів мережі;

5) інформація щодо джерел фінансування.

Запит та додані до нього матеріали і дані нумеруються, прошнуровуються, завіряються підписом керівника ліцензіата або уповноваженою ним особою.

Регулятор має право звернутися до ОСП з метою отримання у визначений Регулятором строк додаткових письмових обґрунтувань та пояснень щодо наданих матеріалів і даних.

2.3. Запит ОСП разом із доданими матеріалами і даними розглядається Регулятором на предмет дотримання всіх необхідних умов та вимог щодо можливості ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які передбачені законом.

2.4. У разі ненадання матеріалів чи даних, передбачених пунктом 2.2 цієї глави, або надання неналежним чином оформлених матеріалів Регулятор письмово повідомляє ОСП про необхідність усунення недоліків та повертає надані документи ОСП.

2.5. Рішення про надання права ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, приймається Регулятором протягом 45 робочих днів з дня надання ОСП відповідних документів на засіданні, що проводиться у формі відкритого слухання, після розгляду та опрацювання матеріалів і даних, наданих ОСП.

2.6. Регулятор може відмовити ОСП у наданні згоди мати у власності володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, якщо не виконані всі умови та вимоги, які передбачені Законом та цим Кодексом, з наданням ОСП відповідного обґрунтування.

2.7. У разі отримання ОСП рішення Регулятора про надання згоди мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, роботи зі встановлення УЗЕ мають бути враховані ОСП при формуванні інвестиційної програми.

2.8. У разі зміни технічних параметрів наявних УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, ОСП необхідно отримати погодження від Регулятора відповідно до вимог цієї глави.

2.9. Рішення про надання згоди ОСП набути у власність, володіння, користування або розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ повідомляється Регулятором Секретаріату Енергетичного Співтовариства разом з відповідною інформацією про запит ОСП та необхідність надання такого права.

3. Подання запиту на право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі

3.1. ОСП подає до Регулятора запит на право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, у разі дотримання таких умов (сукупно):

1) інші сторони, за результатами відкритої, прозорої та недискримінаційної тендерної процедури, яка підлягає попередньому перегляду та затвердженню Регулятором, не набули права власності, володіння, користування, права розробляти, управляти або експлуатувати такі установки зберігання енергії чи є неспроможними надавати допоміжні послуги, не пов’язані з регулюванням частоти, за обґрунтованою вартістю та своєчасно;

2) такі УЗЕ необхідні ОСП для виконання своїх зобов’язань щодо забезпечення ефективної, надійної та безпечної роботи системи передачі, і вони не використовуються для купівлі та/або продажу електричної енергії на ринку електричної енергії чи для надання послуг з балансування та/або допоміжних послуг.

3.2. Для отримання права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ ОСП надає до Регулятора запит, до якого додаються:

1) пояснювальна записка із обґрунтуванням необхідності надання права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, разом із матеріалами, що підтверджують дотримання умов, передбачених пунктом 3.1 цієї глави;

2) техніко-економічне обґрунтування необхідності застосування УЗЕ, у тому числі у порівнянні з іншими заходами забезпечення ефективної, надійної та безпечної роботи системи передачі;

3) технічний проєкт УЗЕ, включаючи схему приєднання УЗЕ до об'єктів електроенергетики ОСП із позначенням засобів обліку електричної енергії, що забезпечують фіксацію обсягів перетікання електричної енергії як до, так і з УЗЕ відповідно до вимог Кодексу комерційного обліку;

4) перелік УЗЕ, які на день подачі заяви вже є у власності, володінні, користуванні, розробленні, управлінні чи експлуатації ОСП (із зазначенням підстави їх використання);

5) проєкт тендерної документації на закупівлю ОСП УЗЕ;

6) інформація щодо орієнтовної вартості (капітальні та операційні витрати на УЗЕ) та джерел фінансування.

Запит та додані до нього матеріали і дані нумеруються, прошнуровуються, завіряються підписом керівника ліцензіата або уповноваженою ним особою.

Регулятор має право звернутися до ОСП з метою отримання у визначений Регулятором строк додаткових письмових обґрунтувань та пояснень щодо наданих матеріалів і даних.

3.3. Запит ОСП разом із доданими матеріалами і даними, розглядається Регулятором на предмет дотримання всіх необхідних умов та вимог щодо можливості ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які передбачені законом.

3.4. У разі ненадання матеріалів чи даних, передбачених пунктом 3.2 цієї глави, або надання неналежним чином оформлених матеріалів Регулятор письмово повідомляє ОСП про необхідність усунення недоліків та повертає надані документи ОСП.

3.5. Регулятор на основі наданих ОСП матеріалів і даних здійснює оцінку необхідності надання ОСП права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, та перевіряє проєкт тендерної документації на відповідність керівним принципам закупівлі оператором системи передачі установок зберігання енергії, затвердженим Регулятором.

3.6. Рішення про надання права ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, приймається Регулятором протягом 45 робочих днів, з дня надання ОСП відповідних документів, на засіданні, що проводиться у формі відкритого слухання, після проведення оцінки необхідності надання ОСП права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ та перевірки проєкту тендерної документації.

3.7. Регулятор може відмовити ОСП у наданні права мати у власності володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, якщо не виконані всі умови та вимоги, які передбачені Законом, з наданням ОСП відповідного обґрунтування.

3.8. У разі зміни технічних параметрів наявних УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, ОСП необхідно отримати погодження від Регулятора відповідно до вимог цієї глави.

3.9. Рішення про надання згоди ОСП набути у власність, володіння, користування або розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ повідомляється Регулятором Секретаріату Енергетичного Співтовариства разом з відповідною інформацією про запит ОСП та необхідність надання такого права.

4. Проведення публічних консультацій щодо існуючих УЗЕ з метою оцінки потенційної наявності та зацікавленості інших сторін в інвестуванні в такі установки

4.1. У випадках коли Регулятор надає право ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ відповідно до порядку, визначеного цим розділом, він забезпечує не рідше ніж один раз на 5 років проведення публічних консультацій щодо існуючих УЗЕ з метою оцінки потенційної наявності та заінтересованості інших сторін в інвестуванні у такі установки.

4.2. Оголошення про проведення публічних консультацій здійснюється Регулятором шляхом оприлюднення на власному офіційному вебсайті інформаційного повідомлення, у якому зазначаються:

1) технічний опис існуючих УЗЕ, їхнє географічне розташування та підключення до електричної мережі;

2) кваліфікаційні вимоги до заінтересованих третіх осіб, які мають право подавати свої листи про наміри щодо інвестування в УЗЕ, не повинні бути пристосованими до окремих учасників, а повинні бути пропорційними, пов’язаними з предметом та метою публічних консультацій, чіткими і зрозумілими;

3) умови подання листа про наміри, включаючи строк подання;

4) шаблон листа про наміри, який, зокрема, містить вимогу щодо зазначення річних експлуатаційних витрат УЗЕ, у тому числі прогнозованих заінтересованою третьою стороною повернення інвестицій.

4.3. Інформаційне повідомлення про проведення публічних консультацій оприлюднюється не пізніше 3 місяців до дати їх проведення. Строк прийняття листів про наміри інвестування в УЗЕ складає 2 місяці від дати оприлюднення відповідного інформаційного повідомлення на офіційному вебсайті Регулятора.

До участі в публічних консультаціях допускаються всі заінтересовані сторони, включаючи існуючих та потенційних учасників ринку електричної енергії.

4.4. Через 20 днів після проведення публічних консультацій Регулятор оцінює відповідність заінтересованих третіх сторін кваліфікаційним вимогам та оцінює подані ними листи про наміри. Листи про наміри, подані заінтересованими третіми особами, які не відповідають кваліфікаційним вимогам, підлягають відхиленню.

4.5. Вважається, що треті сторони будуть технологічно та економічно спроможними володіти, розвивати, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, якщо оцінка листів про наміри, отримані Регулятором, покаже, що щонайменше у двох листах про наміри виражається зацікавленість третіх осіб у придбанні УЗЕ, які мають  номінальну (встановлену) потужність, що дорівнює або перевищує номінальну (встановлену) потужність УЗЕ, що належать, управляються чи експлуатуються ОСП.

4.6. У разі якщо Регулятор встановлює, що треті сторони були б технологічно та економічно спроможними володіти, розвивати, управляти чи експлуатувати УЗЕ, Регулятор приймає рішення про обов'язок ОСП поступового припинення діяльності із збереження енергії у порядку, передбаченому у цій главі.

4.7. У випадках, відмінних від передбачених пунктом 3.6 глави 3 цього розділу, Регулятор підтверджує надане ОСП право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, принаймні до проведення наступних публічних консультацій.

4.8. Дія цієї глави не поширюється на випадки, якщо УЗЕ є повністю інтегрованими елементами мережі ОСП та не використовуються для балансування або управління перевантаженнями.

5. Поступове припинення діяльності ОСП зі зберігання енергії

5.1. У випадках, зазначених у пункті 4.5 глави 4 цього розділу, Регулятор забезпечує поступове припинення діяльності ОСП зі зберігання енергії у термін, що не перевищує 18 місяців.

5.2. З метою поступового припинення своєї діяльності зі зберігання енергії ОСП проводить відкритий, прозорий та недискримінаційний аукціон з продажу своїх УЗЕ.

Регулятор може дозволити оператору системи передачі отримати обґрунтовану компенсацію, зокрема, щоб відшкодувати залишкову вартість своїх інвестицій у набуття установок зберігання енергії.

5.3. Аукціон проводиться на основі технічного завдання, яке розробляється ОСП для кожного окремого аукціону та погоджується Регулятором до його відкриття.

5.4. Процедура аукціону розпочинається публічним оголошенням на офіційному вебсайті ОСП та системі онлайн аукціонів з продажу майна, до якого додається технічне завдання конкурсу та вказується відповідна контактна особа (або особи) ОСП, відповідальна за проведення аукціону.

5.5. Технічне завдання аукціону має включати:

1) детальні технічні характеристики та іншу відповідну інформацію щодо УЗЕ, які продаються ОСП;

2) фінансові деталі, включаючи умови розрахунків за придбані УЗЕ;

3) початкова ціна на УЗЕ;

4) мінімальні інтервали підвищення початкової ціни на УЗЕ;

5) умови подання пропозицій про закупівлю, включно з кінцевим терміном подання, який має бути не менше 2 місяців з дня оприлюднення відповідного публічного оголошення;

6) порядок та критерії відбору пропозиції переможця;

7) дата запланованого публічного оголошення результатів аукціону;

8) умови, за яких аукціон буде вважатися таким, що не відбувся;

9) умови, за яких ОСП має право припинити аукціон без результату;

10) терміни та умови розгляду запитів учасників та розгляду їхніх претензій та/або скарг.

5.6. Аукціон вважається таким, що не відбувся, якщо жоден учасник у ньому не запропонував ціну, рівну або вищу за початкову ціну на УЗЕ.

5.7. Початкова ціна УЗЕ, як правило, має дорівнювати залишковій вартості УЗЕ. У випадках, передбачених пунктом 4.6 глави 4 цього розділу, початкова ціна УЗЕ у новому аукціоні може бути нижчою, але не більше ніж на 20 % від початкової ціни в попередньому аукціоні.

5.8. Переможець оголошується ОСП не пізніше ніж через 10 днів після закінчення терміну подання пропозицій про закупівлю, зазначеного в технічному завданні аукціону, та повідомляється Регулятору разом із поданою пропозицією. ОСП має право приступити до продажу УЗЕ переможцеві, якщо Регулятор не висуне жодної претензії про недійсність аукціону через 10 днів після отримання відповідного звіту від ОСП.».

10. У тексті Кодексу та додатків до нього абревіатуру «СНЕ» замінити абревіатурою «УЗЕ», а слова «проект», «проектування», «проектна документація», «проектно-кошторисна документація», «проектні рішення», «проектна схема», «проектні параметри», «проектна організація»,  «веб-сайт» в усіх відмінках замінити відповідно словами «проєкт», «проєктування», «проєктна документація», «проєктно-кошторисна документація», «проєктні рішення», «проєктна схема», «проєктні параметри», «проєктна організація», «вебсайт» у відповідних відмінках.

11. Додаток 1 (тип Б) викласти в новій редакції, що додається.

12. Доповнити новим додатком 1 (тип В), що додається.

13. У додатках 3 (тип А) та (тип Б):

1) пункт 3.3 розділу 3 доповнити новим абзацом такого змісту:

«Цей Договір може бути розірвано Виконавцем послуг в односторонньому порядку шляхом направлення письмового повідомлення у випадках, визначених у пункті 7.4 розділу 7 цього Договору. При цьому Договір вважається розірваним, а зобов’язання припиненим з дати, зазначеної у повідомленні. Повідомлення має бути надіслане Замовнику не пізніше ніж за 30 днів до прогнозованої дати розірвання цього Договору.»;

2) в абзаці першому пункту 4.2 розділу 4 слова «погодження проєктної документації» замінити словами та знаками «підписання додаткової угоди, укладеної після підписання Сторонами акта приймання-передачі погодження проєктної документації»;

3) абзац перший пункту 5.3 розділу 5 після доповнити знаками та словами «, але не більше подвійної облікової ставки Національного банку України, що діяла у період, за який сплачується пеня».

14. Доповнити новим додатком 3 (тип В), що додається.

15. Додаток 4 (тип Б) викласти в новій редакції, що додається.

16. Доповнити новим додатком 4 (тип В), що додається.

17. У додатку 5:

1) Типовий договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління викласти в новій редакції, що додається.

2) доповнити новим додатком 9, що додається.

18. Пункт 15.2 розділу 15 додатка 6 доповнити новим абзацом такого змісту:

«перелік об’єктів електроенергетики виробника/ОУЗЕ (додаток 6) (виробникам/ОУЗЕ).».

19. У розділі II додатка 7:

1) у главі 2:

пункт 2.3 викласти в такій редакції:

«2.3. Методика випробування регулювання базового навантаження передбачає, що:

1) одиниця надання ДП повинна перебувати в режимі регулювання навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад). У випадку випробувань УЗЕ перевірка базового навантаження проводиться окремо для режимів відпуску в діапазоні від Pmin.вп до Рmax.вп та режимів відбору в діапазоні від Pmin.відб до Рmax.відб за формулами:

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

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

4) вимірюються всі визначені сигнали;

5) випробування вважається проведеним успішно за умови, що фактична активна потужність коливається в межах ±1% від номінальної потужності (Рном).»;

у пункті 2.4:

у підпункті 3 слова, цифри та знаки «встановлюватимуться в діапазоні 4-6 %» замінити словами, цифрами та знаками «для електроустановок змінюється в діапазоні 0,1-12 %»;

доповнити новим підпунктом такого змісту:

«6) випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність, зафіксована після введення сигналу відхилення частоти, відповідає розрахованій величині згідно з програмою випробувань.»;

у пункті 2.5:

у підпункті 3 слова, цифри та знаки «встановлено в діапазоні 4-8 %» замінити словами та цифрами «встановлюється відповідно до підпункту 3 пункту 2.4 цієї глави», а знаки, слова і цифри «(усього - 200 мГц або 100 мГц)» замінити знаками, словами та цифрами «, за яких буде досягнуто повний резерв (за замовчуванням 200 мГц)»;

у підпункті 5 слова та цифри «кроками 50 мГц» замінити словами, цифрами та знаками «кількістю кроків від 2 до 5, точні значення мають бути вказані в кожній програмі випробувань для конкретної одиниці надання ДП»;

у назві рисунка 3 слова «Малі сигнали» замінити словом «Сигнали»;

у підпункті 2 пункту 2.7 слова, цифри та знаки «встановлюється в діапазоні 4-8 % (вибирається на основі резервної потужності енергоблока)» замінити словами, цифрами та знаками «визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1-12 %»;

пункт 2.8 викласти в такій редакції:

«2.8. Випробування вважається проведеним успішно за умови видачі не менше 50 % обсягу РПЧ на завантаження/розвантаження (відбір/відпуск) за час не більше 15 сек та 100 % обсягу РПЧ на завантаження/розвантаження (відбір/відпуск) за час не більше 30 сек. Під час навантаження/розвантаження допускається перерегулювання за умови, якщо воно не перевищує 1 % Рном, та коливання потужності мають затухаючий характер.

Рисунок 5. Процес активації РПЧ на завантаження для генерації і розвантаження для споживання (установка зберігання енергії може працювати як у режимі відпуску, так і в режимі відбору електричної енергії)

Рисунок 6. Процес активації РПЧ на розвантаження для генерації і навантаження для споживання (установка зберігання енергії може працювати як у режимі відпуску, так і в режимі відбору електричної енергії)»;

2) у главі 3:

пункт 3.1 викласти в такій редакції:

«3.1. Перевірка базового навантаження аРВЧ.

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

Для проведення випробування:

електроустановка одиниці надання ДП повинна перебувати в режимі підтримки заданого навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад). У випадку випробувань УЗЕ перевірка базового навантаження проводиться окремо для режимів відпуску в діапазоні від Pmin.вп до Рmax.вп та режимів відбору в діапазоні від Pmin.відб до Рmax.відб за формулами:

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

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

випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність коливається в межах ±1 % номінальної потужності (Рном).

Для УЗЕ перевірка базового навантаження проводиться окремо для режимів відпуску та режимів відбору.»;

у пункті 3.6:

в абзаці четвертому підпункту 1 слова, цифри та знаки «статизм 8 або 10 %» замінити словами, цифрами та знаками «значення статизму визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1-12 %»;

у пункті 2 слова, цифри та знаки «статизм може бути встановлений на рівні 8 або 10 %» замінити словами, цифрами та знаками «значення статизму визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1-12 %»;

у підпункті 3 слова та знаки «диспетчером ОСП, щоб активувати всю величину» замінити словами «для активації всього обсягу»;

у підпункті 8 цифри та знаки «5-15» замінити цифрами «30»;

доповнити новим підпунктом такого змісту:

«10) випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність змінюється відповідно до уставки активної потужності із затримкою, що не перевищує 30 секунд, точність підтримання заданої потужності не гірше ±1 % від номінальної потужності (Рном) протягом 30 хвилин, час повної активації резерву не перевищує 15 хвилин.»;

3) у главі 4:

пункт 4.1 доповнити новим абзацом такого змісту:

«випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність протягом періоду постачання коливається в межах ±1 % від номінальної потужності (Рном).»;

пункт 4.2 доповнити новим абзацом п’ятим такого змісту:

«4) випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність протягом періоду постачання коливається в межах ±1 % від номінальної потужності (Рном).».

У зв’язку з цим абзац п’ятий вважати абзацом шостим;

4) доповнити після глави 4 новою главою 5 такого змісту:

«5. Особливості проведення перевірки УЗЕ

5.1. Важливим параметром для УЗЕ є стан заряду УЗЕ в реальному часі SoC (State of Charge) - поточний стан заряду, %, оскільки його недостатність унеможливить забезпечення надання повного обсягу ДП. Величина гранично допустимого стану заряду УЗЕ, достатнього для надання ДП у повному обсязі, визначається під час проведення випробувань, шляхом обчислення верхньої та нижньої меж спроможності забезпечення ДП.

Після кожного пункту програми випробувань SoC повертається до значення, що дозволяє провести наступний крок випробувань.

Алгоритм визначення верхньої межі спроможності забезпечення резерву SoCupper розраховується за формулою

Визначення ΔSoC розраховується за формулою

ΔSoC = |SoC2 – SoC1|,

Алгоритм визначення нижньої межі спроможності забезпечення резерву, SoClower розраховується за формулою

Визначення ΔSoC розраховується за формулою

ΔSoC = |SoC2 – SoC1|,

».

У зв’язку з цим глави 5 та 6 вважати відповідно главами 6 та 7.

20. Доповнити новим додатком 11, що додається.

ЗАЯВА
про приєднання електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, до системи передачі (типова форма)

ЗАЯВА
про приєднання електроустановок, призначених для зберігання енергії, до системи передачі (типова форма)

ДОГОВІР
про приєднання електроустановок, призначених для зберігання енергії, до системи передачі (типова форма)

ТЕХНІЧНІ УМОВИ
на приєднання електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, до системи передачі (типова форма)

ТЕХНІЧНІ УМОВИ
на приєднання електроустановок, призначених для зберігання енергії, до системи передачі (типова форма)

ТИПОВИЙ ДОГОВІР
про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління

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

РЕЄСТР
інформації про проведені закупівлі товарів, робіт та послуг