Про затвердження Кодексу систем розподілу

Заява замовника має містити дані про кількість електричної енергії, потужність (добові графіки навантаження) та строки проведення випробувань. До заяви додається повідомлення про готовність електроустановок замовника до прийняття робочої напруги, а у випадках подачі напруги на електроустановки замовника, визначених пунктом 4.7.3 цієї глави, додатково програма випробувань.

4.7.6. Подання робочої напруги для проведення випробувань електрообладнання здійснюється протягом 5 робочих днів після отримання заяви замовника або 10 робочих днів, якщо подання напруги потребує припинення електропостачання інших Користувачів.

4.7.7. Прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об’єктів здійснюється відповідно до діючих нормативних документів.

4.7.8. Електроустановки зовнішнього електрозабезпечення замовника, збудовані, реконструйовані чи технічно переоснащені від точки забезпечення замовленої потужності до точки приєднання об’єкта замовника, є власністю ОСР.

4.8. Підключення електроустановок замовника до електричної мережі

4.8.1. Підключення електроустановок замовника до електричної мережі здійснюється власником таких мереж.

4.8.2. ОСР після завершення робіт з приєднання повідомляє замовника про готовність власних мереж до підключення електроустановок замовника, надає довідку про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення. Зазначена довідка є підставою для укладання замовником договорів (або внесення змін до діючих договорів) згідно з вимогами, встановленими на ринку електричної енергії.

4.8.3. Замовник надає ОСР заяву на підключення разом із заявою на укладення договору про надання послуг з розподілу електричної енергії та з пакетом документів, перелік яких передбачений пунктом 11.3.5 глави 11.3 розділу XI цього Кодексу, а також додатково надає документ, що підтверджує отримання замовником послуги з улаштування комерційного обліку електричної енергії.

4.8.4. Підключення електроустановок замовника до електричної мережі здійснюється протягом 5 робочих днів після отримання заяви замовника або 10 робочих днів, якщо підключення потребує припинення електропостачання інших Користувачів.

4.8.5. Фактом виконання зобов’язання ОСР з приєднання об’єкта замовника (будівництва електричних мереж зовнішнього електропостачання об’єкта замовника від місця забезпечення потужності в точку приєднання) є факт подачі напруги в узгоджену точку приєднання.

Факт надання послуги з приєднання підтверджується актом щодо надання послуги з приєднання.

Акт щодо надання послуги з приєднання оформлюється сторонами після подання робочої напруги та проведення випробувань електрообладнання замовника або обладнання зовнішнього електрозабезпечення замовника.

4.9. Порядок оприлюднення ОСР інформації щодо організаційних та технічних заходів, які здійснюються з метою надання послуги з приєднання замовнику

4.9.1. Під час заповнення заяви про приєднання замовник має право проставити відмітку про необхідність відкриття ОСР особистого кабінету замовника на офіційному вебсайті ОСР в мережі Інтернет з метою отримання інформації в режимі онлайн щодо організаційних та технічних заходів, які здійснюються ОСР для надання послуги з приєднання замовнику, а ОСР має забезпечити замовнику послуги з приєднання доступ до особистого кабінету на офіційному вебсайті ОСР в мережі Інтернет.

4.9.2. ОСР має забезпечити роботу сервісу "Особистий кабінет замовника" на власному офіційному вебсайті ОСР у мережі Інтернет.

Сервіс "Особистий кабінет замовника" є ресурсом, який має забезпечити інформування замовника про стан надання ОСР послуги з приєднання та забезпечити відображення інформації про поточний стан виконання (виконано/на виконанні) відповідних організаційних та технічних заходів, які здійснюються ОСР для надання послуги з приєднання замовнику (проєктування та здійснення заходів щодо відведення земельних ділянок для розміщення відповідних об'єктів електроенергетики (у разі необхідності), погодження проєктної документації з іншими заінтересованими сторонами, отримання дозволу на виконання будівельно-монтажних робіт, дата початку та орієнтовна дата завершення проведення тендерних процедур з метою придбання обладнання та матеріалів для виконання будівельно-монтажних робіт, виготовлення та поставка обладнання та матеріалів, виконання будівельно-монтажних робіт, пусконалагоджувальних та випробувальних робіт та підключення електроустановок (об'єкта) замовника тощо), із зазначенням очікуваних та граничних термінів їх виконання.

Сервіс "Особистий кабінет замовника" має забезпечувати можливість:

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

підписання договору про приєднання електроустановок до електричних мереж та технічних умов на приєднання кваліфікованим електронним підписом;

отримання рахунка на сплату плати за приєднання;

відображення інформації щодо оплати замовником послуги з приєднання;

отримання та підписання акта надання/отримання послуги з приєднання кваліфікованим електронним підписом;

підписання договору про надання послуг з розподілу електричної енергії кваліфікованим електронним підписом;

подання в електронному вигляді заяви про підключення.

За зверненням замовника послуги з приєднання (у тому числі електронним) ОСР має надати запитувану інформацію щодо приєднання в запропонованому замовником вигляді.

4.10. Геодезична інформаційно-технічна система об’єктів електроенергетики

4.10.1. Для забезпечення єдиного підходу при визначенні типу приєднання (стандартне/нестандартне), а також для виконання вимог пункту 4.1.38 глави 4.1 цього розділу ОСР за кожною з територіальних одиниць, на якій здійснюють ліцензовану діяльність з передачі та розподілу електричної енергії, ведуть перелік об’єктів електроенергетики, на основі якого створюють геодезичну інформаційно-технічну систему об’єктів електроенергетики.

До переліку об’єктів електроенергетики вносять, у тому числі, дані, які підлягають оприлюдненню на вебсайті ОСР в мережі Інтернет.

Геодезична інформаційно-технічна система об’єктів електроенергетики створюється з використанням сучасних супутникових радіонавігаційних систем, комп’ютерних технологій та традиційних геодезичних методів.

Програмне забезпечення геодезичної інформаційно-технічної системи має реалізовувати функцію формування на заданий момент часу технологічної карти об’єкта електроенергетики, у якій, у тому числі, відображається інформація, яка підлягає оприлюдненню на вебсайті ОСР в мережі Інтернет.

Для трансформаторних підстанцій зазначаються кількість трансформаторів, їх тип та номінальна потужність. Для ліній електропередачі на технологічній карті зазначаються рівень напруги, протяжність лінії, нумерація опор, переріз провідників.

За рішенням ОСР технологічна карта може відображати іншу технічну інформацію, що необхідна для оперативного управління роботою електричних мереж.

4.10.2. Кожний об’єкт електроенергетики, що кодифікований та внесений до переліку об’єктів електроенергетики, ОСР з відповідною прив’язкою до місцевості вносить у геодезичну інформаційно-технічну систему об’єктів електроенергетики на території здійснення ліцензованої діяльності.

До геодезичної інформаційно-технічної системи об’єктів електроенергетики вноситься також технічна інформація (топологія мереж, межі охоронних зон, технічна характеристика об’єктів), необхідна для управління експлуатацією та розвитком електричних мереж та ідентифікації типу приєднання (стандартне/нестандартне).

4.10.3. Геодезична інформаційно-технічна система об’єктів електроенергетики забезпечує метрологічну та топологічну коректність інформації про об’єкти електроенергетики.

У разі зміни просторових чи технічних параметрів об’єкта електроенергетики ці зміни вносяться до геодезичної інформаційно-технічної системи об’єктів електроенергетики впродовж 10 робочих днів після настання таких змін.

База даних геодезичної інформаційно-технічної системи об’єктів електроенергетики повинна мати захист від несанкціонованого доступу з метою зміни інформації та доступу до інформації, яка не підлягає оприлюдненню.

Державний нагляд за електричними установками і мережами ОСР та контроль за достовірністю технічних даних, занесених до геодезичних інформаційно-технічних систем ОСР, здійснює центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики.

4.10.4. Кожному об’єкту електроенергетики незалежно від форми власності присвоюється унікальний цифровий код.

4.10.5. ОСР за кожною трансформаторною підстанцією на території здійснення ліцензованої діяльності з розподілу електричної енергії закріплює унікальний цифровий код за такою формою

,

де значення в полях коду:

1-6 - географічна широта місця розташування центру майданчика, на якому змонтована підстанція (1-2 - градуси, 3-4 - мінути, 5-8 - секунди з точністю до сотих);

9-16 - географічна довгота місця розташування центру майданчика, на якому змонтована підстанція (9-10 - градуси, 11-12 - мінути, 13-16 - секунди з точністю до сотих).

4.10.6. ОСР за кожною лінією електропередачі на території здійснення ліцензованої діяльності з розподілу електричної енергії закріплює унікальний цифровий код за такою формою

,

де значення в полях коду:

1-16 - географічні координати північного кінця лінії (початку) відпайки або трансформаторної підстанції згідно з кодифікацією підстанцій:

1-6 - географічна широта місця розташування початку лінії (1-2 - градуси, 3-4 - мінути, 5-8 - секунди з точністю до сотих);

9-16 - географічна довгота місця розташування початку лінії (9-10 - градуси, 11-12 - мінути, 13-16 - секунди з точністю до сотих);

17-32 - географічні координати південного кінця лінії (закінчення):

17-24 - географічна широта місця розташування південного кінця лінії (17-18 - градуси, 19-20 - мінути, 21-24 - секунди з точністю до сотих);

25-32 - географічна довгота місця розташування південного кінця лінії (25-26 - градуси, 27-28 - мінути, 29-32 - секунди з точністю до сотих);

33 - кількість ліній електропередачі, які проходять в одній трасі.

Якщо географічні координати початку та кінця лінії мають однакову географічну широту, значення вказуються із заходу на схід.

5.1. Загальні положення

5.1.1. ОСР забезпечує безпечну, надійну та ефективну експлуатацію системи розподілу електричної енергії відповідно до вимог цього Кодексу, нормативно-технічних документів та вимог технічної документації заводів-виробників електротехнічного обладнання електроустановок системи розподілу.

Користувачі, електроустановки яких приєднані до системи розподілу, забезпечують експлуатацію цих електроустановок відповідно до вимог цього Кодексу, нормативно-технічних документів та вимог технічної документації заводів-виробників їх електроустановок.

Межа експлуатаційної відповідальності між ОСР та Користувачем визначається межею балансової належності (за правом власності ОСР та Користувача на окремі елементи системи розподілу).

Межа експлуатаційної відповідальності між ОСР та суміжними ОСР визначається межею балансової належності на окремі елементи системи розподілу.

Межа експлуатаційної відповідальності, що не збігається з межею балансової належності, може бути визначена сторонами на договірних засадах за згодою сторін. За відсутності такої згоди межа експлуатаційної відповідальності збігається з межею балансової належності.

5.1.2. Цей розділ поширюється на:

1) ОСР;

2) Користувачів - основних споживачів та ОМСР;

3) Користувачів, електроустановки яких приєднані до системи розподілу та призначені для виробництва електричної енергії (крім приватних домогосподарств з потужністю виробництва до 30 кВт (включно)).

5.2. Принципи організації системи експлуатації

5.2.1. З метою безпечного та ефективного використання системи розподілу та електроустановок, приєднаних до неї, виконання завдань експлуатації та дотримання визначених умов експлуатації, а також з метою забезпечення технічної експлуатації, у тому числі необхідного технічного обслуговування та ремонту, ОСР та Користувачі створюють та застосовують відповідні системи експлуатації.

5.2.2. Система експлуатації передбачає сукупність об’єктів, засобів та заходів експлуатації, відповідальних виконавців (структурних підрозділів, персоналу) та документації, що регламентує підпорядкованість, розподіл обов’язків, правила та організацію їх взаємодії, контроль та нагляд за експлуатацією, необхідні та достатні для виконання завдань експлуатації.

Підпорядкованість (адміністративна та функціональна) структурних підрозділів (цехів, служб, лабораторій тощо) та персоналу, що забезпечують функціонування системи експлуатації, визначається керівником суб’єкта господарювання та закріплюється організаційною структурою.

Управління складовими системи експлуатації об’єктів електроенергетики, зокрема диспетчерське (оперативно-технологічне) управління, технічне обслуговування та ремонт, забезпечення безпеки експлуатації електроустановок, організація та контроль за експлуатацією, контроль за виконанням вимог нормативно-технічних документів, покладається на керівника з технічних питань суб’єкта господарювання.

Щодо кожної електроустановки відповідними розпорядчими документами призначаються особи, що відповідають за її належний стан та безпечну експлуатацію (відповідальні особи).

Відповідальні особи повинні забезпечувати експлуатацію електроустановок згідно з вимогами цього Кодексу, відповідних нормативно-технічних документів та внутрішніх інструкцій.

5.2.3. Електротехнічне обладнання електроустановок, прийняте в експлуатацію, має перебувати в одному з оперативних станів: у роботі, у ремонті, у резерві або у стані консервації.

5.2.4. Обсяги, способи та періодичність проведення технічного обслуговування визначаються на підставі нормативно-технічної документації, інструкцій заводів-виробників або за технічним станом обладнання та затверджуються технічним керівником суб’єкта господарювання.

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

Кожний суб’єкт господарювання, що експлуатує електроустановки об’єктів електроенергетики, організовує функціонування таких систем ремонтів:

1) планово-попереджувальна (з фіксованою періодичністю відповідно до вимог нормативних документів);

2) планово-діагностична (за технічним станом виходячи з результатів технічного діагностування);

3) планово-заводська (відповідно до вимог технічної документації заводів-виробників обладнання).

5.2.6. Періодичність та обсяги ремонтів електроустановок об’єктів електроенергетики визначаються відповідно до тієї системи ремонтів, до якої вони віднесені рішенням технічного керівника суб’єкта господарювання.

5.2.7. Технічним керівником суб’єкта господарювання, в експлуатації якого знаходяться електроустановки об’єктів електроенергетики, затверджуються річні та багаторічні плани ремонтів.

5.2.8. Тривалість запланованих ремонтів визначається з урахуванням оптимізації витрат на їх проведення та можливих економічних наслідків від простою обладнання в ремонті, а в умовах обмежених можливостей щодо виведення цього обладнання в ремонт - з урахуванням вимог цього Кодексу в частині оперативного планування.

5.2.9. Порядок організації технічного обслуговування та ремонту, порядок підготовки та виведення обладнання в ремонт, технологія ремонтних робіт, а також приймання та оцінка стану відремонтованих електроустановок об’єктів електроенергетики мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів.

5.2.10. ОСР та Користувачі забезпечують маркування/позначення основного та допоміжного устаткування своїх електроустановок згідно з проєктом та з дотриманням вимог нормативно-технічних документів.

5.2.11. Маркування/позначення устаткування електроустановок на межі балансової належності має бути узгоджене між власниками електроустановок (між ОСР та Користувачем, між суміжними ОСР) та відповідно відображене на оперативних схемах. За відсутності згоди між ОСР та Користувачем щодо маркування/позначення устаткувань електроустановок на межі їх балансової належності ОСР має обґрунтоване право визначити маркування/позначення, яке буде застосовуватися для таких устаткувань електроустановок.

5.2.12. Узгодження маркування/позначення устаткування нової електроустановки з відповідним внесенням змін до оперативних схем має бути здійснене за 14 днів до моменту введення її в експлуатацію.

5.2.13. Узгодження зміни маркування/позначення устаткування існуючої електроустановки з відповідним внесенням змін до оперативних схем має бути здійснене протягом 14 днів з моменту ініціювання такої зміни маркування/позначення.

5.2.14. ОСР та Користувачі забезпечують ведення та своєчасне коригування експлуатаційної документації згідно з вимогами Правил технічної експлуатації електричних станцій та мереж, Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів та відповідними інструкціями.

5.3. Організація моніторингу, контролю та нагляду за експлуатацією

5.3.1. Суб’єкти господарювання, які здійснюють експлуатацію електроустановок об’єктів електроенергетики, мають забезпечити контроль та нагляд за експлуатацією, які, зокрема, передбачають:

1) технічний нагляд за станом об’єктів;

2) організацію та облік виконання заходів, які забезпечують технічну та екологічну безпеку, економічну роботу обладнання, а також підтримання належних показників надійності його роботи;

3) розслідування та облік технологічних порушень у роботі обладнання;

4) контроль за дотриманням вимог нормативно-технічних документів з експлуатації електроустановок;

5) контроль за дотриманням параметрів, визначених технічними умовами на приєднання електроустановок Користувача до системи розподілу.

5.3.2. Технічна експлуатація об’єктів електроенергетики підлягає державному нагляду (контролю) у порядку, визначеному законодавством України.

5.3.3. Користувачі та ОСР зобов’язані виконувати приписи центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, у разі виявлення незадовільного технічного стану електроустановок Користувачів та/або елементів системи розподілу, який загрожує аварією, пожежею та створює загрозу життю обслуговуючого персоналу, населенню та навколишньому середовищу, а також у разі невиконання вимог щодо усунення недоліків в електроустановках.

5.3.4. Моніторинг ОСР (система безперервних спостережень та комплекс робіт з контролю) за дотриманням стандартів операційної безпеки функціонування ОЕС України, якістю та рівнем технічного обслуговування електроустановок здійснюється відповідно до вимог цього Кодексу.

5.3.5. З метою безпечної, надійної та ефективної експлуатації системи розподілу ОСР має право здійснювати тестування (випробування, вимірювання) стосовно якості електричної енергії в точках приєднання Користувачів до системи розподілу.

Підставами для тестування (випробування) стосовно якості електричної енергії є:

дані, отримані від системи моніторингу;

скарги споживачів, приєднаних до системи розподілу (у тому числі мережі спільного використання).

5.3.6. У разі виявлення за даними моніторингу або тестування (вимірювання) відхилення параметрів, визначених технічними умовами на приєднання до системи розподілу, або непроєктних режимів роботи обладнання Користувача, що призвели до погіршення якості електричної енергії, ОСР має повідомити Користувача та центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики.

5.3.7. Користувач, технічні параметри роботи електроустановок якого не відповідають визначеним у технічних умовах на приєднання до системи розподілу, зобов’язаний у дводенний строк (в окремих випадках у строк, визначений центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики) усунути причини, що призвели до погіршення якості електричної енергії.

5.3.8. Якщо Користувач в установлений строк не усунув причини, що призвели до погіршення якості електричної енергії, ОСР звертається до центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, щодо заборони експлуатації електроустановки Користувача. У разі прийняття центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, рішення щодо заборони експлуатації електроустановки Користувача ОСР має виконати заходи щодо відключення (або від’єднання) електроустановок такого Користувача від системи розподілу.

5.3.9. Під час проведення робіт з технічного обслуговування, ремонтних робіт, випробувань на об’єктах електроенергетики в системі розподілу на межі балансової належності електроустановок ОСР та Користувачі повинні забезпечувати узгодження заходів з техніки безпеки, у тому числі узгодження режимів роботи задіяного обладнання електроустановок, узгодження заходів із заземлення електроустановок, перемикання в електроустановках тощо.

5.3.10. Узгодження заходів з технічного обслуговування передбачає чіткий розподіл функціональних обов’язків та відповідальності між працівниками ОСР та Користувача, у тому числі між безпосередніми виконавцями робіт з технічного обслуговування, ремонтних робіт, випробувань на об’єктах електроенергетики в системі розподілу на межі експлуатаційної належності електроустановок.

Між ОСР та Користувачем має бути узгоджений графік виконання заходів з технічного обслуговування та порядок здійснення оперативних дій на відповідних об’єктах електроенергетики в системі розподілу на межі експлуатаційної належності електроустановок.

5.3.11. ОСР та Користувач на постійній основі забезпечують належний інформаційний обмін між визначеними відповідальними особами щодо питань координації заходів та дій з техніки безпеки.

5.3.12. Відповідальні особи ОСР та Користувача забезпечують ведення відповідної документації для фіксації запланованих та фактично виконаних попереджувальних заходів з техніки безпеки на місці виконання робіт з технічного обслуговування, ремонтних робіт, випробувань на межі експлуатаційної належності електроустановок ОСР та Користувача із зазначенням відповідних часових меж. За необхідності відповідальні особи ОСР та Користувача можуть обмінюватися копіями відповідних задокументованих записів.

ОСР та Користувач повинні зберігати зазначену в цьому пункті документацію протягом року.

5.3.13. Для забезпечення безпечної експлуатації, надійності і економічності обладнання, будівель і споруд, систем контролю і управління на кожній електроустановці ОСР має планувати ремонтні програми.

5.4. Проведення випробувань у системі розподілу

5.4.1. Випробування виконуються у разі:

1) введення в дію новозбудованих, реконструйованих, технічно переоснащених або капітально відремонтованих об’єктів з виробництва, розподілу та/або споживання (потужністю понад 1 МВт) електричної енергії;

2) проведення моніторингу ОСР (регулярного та/або періодичного) роботи системи розподілу;

3) проведення розслідування технологічних порушень;

4) необхідності оцінки ОСР впливу змін схеми електромереж, режиму роботи обладнання системи розподілу та перетоків потужностей, який не може бути оцінений розрахунковим шляхом;

5) підготовки та прийняття рішень стосовно оптимізації схем та режимів роботи електроустановок об’єктів електроенергетики.

5.4.2. Випробування можуть виконуватися з ініціативи ОСР, суміжних ОСР та/або Користувачів, а також ОСП.

Залежно від ініціатора випробування можуть проводитися одноосібно Користувачем або ОСР або спільно Користувачем та ОСР, ОСР та суміжним ОСР.

Проведення випробувань може здійснюватися за рахунок ініціатора(ів), якщо інше не передбачено в договорі або нормативно-правових актах.

5.4.3. Випробування проводять у такому порядку:

1) прийняття рішення керівником суб’єкта господарювання, що володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики, за власною ініціативою чи на обґрунтовану вимогу ОСР щодо визначення об’єкта та мети, з якою проводять випробування;

2) призначення керівника, відповідального за проведення випробувань;

3) визначення посадових осіб та/або організацій, відповідальних за технологічну та оперативну частини випробувань;

4) розробка, погодження та затвердження програми випробувань;

5) призначення терміну початку та завершення виконання програми випробувань;

6) виконання заходів підготовчого етапу робіт;

7) виконання програми випробувань;

8) обробка даних випробувань та підготовка звітів та висновків.

5.4.4. Програма випробувань розробляється з урахуванням вимог нормативно-технічних документів, вимог ОСР/ОСП, технічної документації заводів-виробників, має визначати організаційно-технічні заходи та, зокрема, включати:

1) визначення об’єкта та мети випробувань;

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

3) опис стану обладнання, на якому планується проведення випробувань;

4) первинну схему об’єкта електроенергетики та прилеглої мережі, а також вимоги до діючого обладнання;

5) опис системних та/або технологічних обмежень, пов’язаних із виконанням програми;

6) обсяг підготовчих робіт, що передують випробуванню;

7) заходи щодо забезпечення виконання вимог правил безпечної експлуатації при проведенні випробувань;

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

9) режими роботи випробовуваного та суміжного з ним обладнання системи розподілу на кожному етапі випробування, припустимі відхилення величин параметрів, визначених у процесі випробувань, та їх граничні значення;

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

11) режими роботи обладнання, стан первинної схеми та релейного захисту після закінчення випробувань;

12) дії персоналу у випадках настання позаштатних ситуацій;

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

14) необхідні схеми, креслення тощо.

5.4.5. Під час розробки/погодження програми випробувань ОСР за результатами проведеного ним аналізу повинен підтвердити, що підготовчі роботи, які передують запланованому випробуванню, та проведення безпосередньо випробування не ставлять під загрозу безпеку постачання електричної енергії та цілісність електроустановок Користувачів.

5.4.6. Під час аналізу можливості та підготовки до проведення системних випробувань (випробування, які значно впливають на роботу системи розподілу та електроустановки Користувачів та/або передбачають зміни технологічних режимів або схем системи передачі/розподілу та/або Користувачів, та/або спричиняють відхилення значень напруги/частоти понад 5 %) ОСР повинен здійснити оцінку потенційних економічних та операційних ризиків, пов’язаних із проведенням таких системних випробувань. При цьому ОСР повинен ураховувати вплив проведення системних випробувань на Користувачів, у тому числі виробників електричної енергії, що беруть участь на балансуючому ринку та/або ринку допоміжних послуг (якщо електроустановки таких виробників приєднані до відповідної системи розподілу).

5.4.7. Якщо ініціатором системного випробування не є ОСР, то ініціатор має надіслати ОСР письмовий запит на проведення системного випробування щонайменше за 6 календарних місяців з відповідним обґрунтуванням запиту щодо підстав (причин) необхідності проведення системного випробування.

Упродовж 1 місяця після отримання запиту ОСР повідомляє ініціатора системного випробування про результати здійснення оцінки можливості проведення системного випробування.

5.4.8. Для проведення системного випробування ОСР (або ініціатор випробування спільно з ОСР) формує контрольну групу для участі у проведенні системного випробування, яка повинна складатися з представників ОСР, ОСП, суміжного ОСР (за необхідності) та Користувачів, на електроустановки яких впливатиме проведення системного випробування.

Контрольна група має право брати участь у розробці програми системного випробування.

5.4.9. Програма системних випробувань має бути заздалегідь (щонайменше за 3 календарні місяці) погоджена з ОСР (якщо ініціатором системного випробування не є ОСР), з ОСП, суміжними ОСР та Користувачами, на електроустановки яких впливатиме проведення системного випробування.

5.4.10. Якщо виконавцем системного випробування є Користувач, ОСР повинен здійснювати загальну координацію проведення такого випробування.

5.4.11. У разі відсутності згоди щодо погодження програми випробувань будь-якою стороною інша сторона може звернутися до центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, для розгляду спору в межах його компетенції.

5.4.12. Процедура погодження, затвердження програми випробувань та порядок проведення випробувань регламентуються відповідними нормативно-технічними документами.

5.4.13. Технічний звіт про результати проведених випробувань має містити:

1) мету та завдання випробувань;

2) дані про виконану підготовку, умови проведення випробувань згідно з обраним методом виконання випробувань;

3) інформацію про засоби вимірювань, реєстрації подій та технологічних процесів, що застосовувалися;

4) хронологічний опис дій на об’єкті випробувань, режимів роботи обладнання на окремих етапах виконання програми випробувань;

5) результати вимірювань, отриманих за кожним етапом випробування, у тому числі даних приладів вимірювання технологічних процесів та фіксації подій;

6) результати випробувань за кожним етапом у вигляді таблиць, графіків, діаграм тощо;

7) висновки та рекомендації, що ґрунтуються на отриманих результатах.

5.4.14. Технічний звіт про результати проведених випробувань затверджується керівником кожного суб’єкта господарювання, у власності або користуванні якого знаходиться кожен з об’єктів електроенергетики, випробування яких здійснюється.

5.4.15. Копія технічного звіту має бути надіслана усім учасникам випробування, у тому числі ОСР.

5.4.16. Користувач на свій запит має право отримати від ОСР технічну інформацію щодо методів (способів) проведених випробувань та обґрунтовано вимагати застосування ОСР іншого можливого методу (способу).

5.5. Організація розслідувань та обліку технологічних порушень

5.5.1. Розслідуванню та/або обліку підлягають такі технологічні порушення у роботі об’єктів електроенергетики системи розподілу:

1) пошкодження електроустановок під час експлуатації;

2) недопустиме відхилення параметрів роботи електроустановок та погіршення технічного стану електроустановок, що призвело до виведення їх з ладу або втрати працездатності;

3) незапланована перерва електропостачання споживачів з технологічних причин;

4) помилкові або несанкціоновані відключення електроустановок;

5) порушення працездатності каналів та засобів диспетчерського управління, що призвело до втрати зв’язку диспетчера з керованим енергооб’єктом тривалістю понад 1 годину.

5.5.2. Технологічні порушення розслідуються, класифікуються, оформлюються та обліковуються згідно з вимогами відповідних нормативно-технічних документів.

5.5.3. Факт технологічного порушення має бути зафіксований, а інформація про його виникнення передана відповідним органам адміністративного та оперативно-технологічного управління відповідно до вимог нормативних документів.

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

5.5.4. ОСР має оприлюднювати інформацію щодо технологічних порушень на об’єктах системи розподілу за визначеними критеріями.

Критерії технологічних порушень, щодо яких має оприлюднюватися інформація, ураховують кількість відключених Користувачів, тривалість знеструмлення та важкість наслідків цих порушень.

Зазначені критерії встановлюються Регулятором.

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

1) виявлення елементів електроустановок, що знижують надійність їх експлуатації;

2) виявлення неефективних систем та методів управління технологічними процесами, які потребують удосконалення;

3) удосконалення технічного обслуговування та ремонтів електроустановок;

4) забезпечення належної якості електропостачання, надійної роботи електроустановок шляхом будівництва, реконструкції або технічного переоснащення електроустановок;

5) удосконалення чинних та підготовку нових нормативних документів.

5.6. Виведення електроустановок (елементів системи розподілу) з експлуатації

5.6.1. Виведення з роботи електроустановок ОСР здійснюється для їх ремонту, резерву, реконструкції, модернізації, технічного переоснащення, консервації або зняття з експлуатації.

5.6.2. Виведення з роботи електроустановок ОСР здійснюється на підставі затверджених річних та місячних планів-графіків відповідно до вимог Кодексу системи передачі.

Річні плани-графіки виведення з роботи електроустановок, що перебувають в оперативному управлінні або віданні ОСП, мають ним погоджуватися.

Річні плани-графіки виведення з роботи електроустановок, що перебувають в оперативному віданні інших ОСР або Користувачів, мають ними погоджуватися відповідно до їх оперативного підпорядкування.

Місячні плани-графіки складаються на підставі річних планів-графіків.

5.6.3. Розробка та узгодження річних планів-графіків виведення з роботи електроустановок передбачає:

1) надання ОСР обґрунтованих та взаємоузгоджених суміжними ОСР пропозицій до річного плану-графіка виведення з роботи їх електроустановок, зокрема такого, що впливає на режими або обмеження потужності генеруючих електроустановок;

2) надання ОСР обґрунтованих пропозицій до річного плану-графіка виведення з роботи їх електроустановок.

5.6.4. У разі непогодження графіка виведення з роботи електроустановок ОСР Користувачем, який приєднаний до його мереж, ОСР приймає рішення щодо виведення електроустановок з роботи виходячи з умов надійності та безпеки експлуатації власних електричних мереж та інформує про це Користувача.

У разі письмового запиту Користувача стосовно цього питання ОСР надає обґрунтування щодо прийняття такого рішення.

5.6.5. Якщо не було отримано погодження суміжного ОСР на виведення електроустановок з роботи при затвердженні річного плану-графіка, сторони мають вирішити спірні питання у процесі розгляду оперативної заявки щодо таких електроустановок.

При розгляді такої заявки сторони мають вирішити питання щодо виведення електроустановок відповідно до їх рівня в системі централізованого диспетчерського управління або залучити до прийняття рішення оператора вищого рівня.

5.6.6. ОСР не пізніше ніж за 10 днів до початку планового року мають сповістити Користувачів про строки та тривалість виведення електроустановок з роботи, що впливає на режим роботи або надійність енергозабезпечення цих Користувачів, відповідно до затверджених ОСР річних планів-графіків.

Порядок, остаточні терміни та тривалість виведення електроустановок з роботи визначаються заявками на виведення електроустановок згідно з главою 7.4 розділу VII цього Кодексу.

5.7. Права, обов’язки та відповідальність ОСР та Користувачів щодо технічної експлуатації

5.7.1. Права та обов’язки ОСР та Користувачів щодо технічної експлуатації системи розподілу та електроустановок, що приєднані до системи розподілу, регулюються цим Кодексом, іншими нормативно-технічними документами та/або договорами, укладеними між власниками або Користувачами електроустановок об’єктів електроенергетики.

5.7.2. ОСР та Користувачі мають право у встановленому законодавством України порядку звертатися до Регулятора та/або центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, у межах їх компетенції щодо вирішення спірних питань, у тому числі пов’язаних з технологічними порушеннями в електроустановках або неналежною експлуатацією електроустановок.

5.7.3. ОСР та Користувачі мають право брати участь у розслідуванні технологічних порушень на будь-якій електроустановці об’єкта електроенергетики системи розподілу, якщо це технологічне порушення призвело до економічних втрат або невиконання договірних зобов’язань ОСР та/або Користувача, у тому числі перед третьою стороною.

5.7.4. Технічний керівник суб’єкта господарювання, у власності або користуванні якого перебувають об’єкти електроенергетики, на яких зафіксовані технологічні порушення та проводиться їх розслідування, може включити представників ОСР та/або Користувачів, які зазнали впливу внаслідок технологічного порушення, на їх вимогу до складу комісії з розслідування технологічних порушень згідно з чинними нормативними документами.

5.7.5. Відповідальними за експлуатацію об’єктів електроенергетики є керівники суб’єктів господарювання, у власності або користуванні/управлінні яких перебувають ці об’єкти.

5.7.6. Відповідальним за шкоду, завдану внаслідок неналежної експлуатації та/або неналежного технічного стану об’єктів електроенергетики, є суб’єкт господарювання, у власності або користуванні/управлінні якого перебувають ці об’єкти.

5.8. Вимоги щодо підготовки експлуатаційного та оперативного персоналу об’єктів електроенергетики

5.8.1. Усі об’єкти електроенергетики незалежно від їх відомчої належності та форм власності мають бути укомплектовані персоналом належної кваліфікації та у кількості, що забезпечує надійну експлуатацію цього об’єкта.

5.8.2. Підготовка експлуатаційного та оперативного персоналу включає безперервний процес відбору, підготовки, перепідготовки та підвищення кваліфікації, контролю знань працівників та їх атестації.

5.8.3. Управління персоналом повинно бути багаторівневим, мати системний характер та проводитися з метою формування і забезпечення високого рівня професійної компетентності, культури безпеки, працездатності та мотивації щодо виконання своїх професійних обов’язків.

5.8.4. Професійне навчання працівників на виробництві з метою підготовки персоналу для роботи на певній посаді та робочому місці має враховувати:

1) вимоги до професій, передбачених довідником кваліфікаційних характеристик професій працівників, який затверджується центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування державної політики в електроенергетичному комплексі;

2) існуючий рівень кваліфікації та досвід роботи працівників.

5.8.5. Керівники підприємств, що експлуатують об’єкти електроенергетики, зобов’язані організовувати роботу підлеглого персоналу щодо професійного навчання працівників на виробництві відповідно до вимог чинного законодавства України та галузевих нормативних документів.

5.8.6. Перевірку знань працівників проводять комісії, які створюються наказом керівника підприємства або розпорядчим документом відповідного органу центральної виконавчої влади.

5.8.7. Допускати до роботи працівників електроенергетики, які не пройшли відповідної підготовки (навчання, інструктаж, перевірка знань), забороняється.

5.8.8. Роботу з персоналом необхідно організовувати та проводити за затвердженими технічним керівником енергооб’єкта або керівником відповідного структурного підрозділу планами.

5.8.9. Відповідальність посадових осіб за роботу з персоналом визначається законодавством України, статутом підприємства, посадовими інструкціями та/або іншими розпорядчими документами, що встановлюють права та обов’язки цих посадових осіб.

5.8.10. ОСР зобов’язаний забезпечувати комплектування робочих місць, що відносяться до його рівня диспетчерського управління ОЕС України, працівниками, які мають необхідний рівень кваліфікації, профільну професійну освіту та відповідний стаж роботи за спеціальністю.

5.8.11. ОСР визначає перелік посад працівників його рівня диспетчерського управління ОЕС України, щодо яких ним погоджуються програми підготовки до самостійної роботи, та бере участь у перевірці знань Правил технічної експлуатації електричних станцій та мереж цих працівників у складі комісій, створених відповідно до положень цього Кодексу.

6.1. Загальні положення

6.1.1. Цей розділ визначає основні принципи та технічні вимоги щодо проведення вимірювань параметрів електричної енергії в системі розподілу та в точках приєднання електроустановок Користувачів.

6.1.2. Вимірювання параметрів електричної енергії здійснюється з метою:

1) оптимізації схем системи розподілу та управління режимами роботи обладнання;

2) оцінки технічного стану електроустановок;

3) планування розвитку системи розподілу;

4) оцінки впливу електроустановок Користувачів на величини відхилення параметрів електричної енергії в точках приєднання відносно нормального рівня, визначеного ОСР;

5) оцінки впливу електроустановок системи розподілу на величини відхилення параметрів електричної енергії на межі між електричними мережами ОСП та ОСР відносно нормального рівня, визначеного ОСП;

6) визначення та фіксації параметрів надійності постачання електричної енергії;

7) моніторингу та аналізу технічного стану мереж;

8) контролю режимів та параметрів роботи системи розподілу та електроустановок, приєднаних до системи розподілу, зокрема щодо дотримання вимог цього Кодексу;

9) перевірки параметрів якості електроенергії за зверненням/скаргою споживача.

6.1.3. Для виконання зазначених завдань ОСР (та/або Користувач у випадках, передбачених цим Кодексом) здійснює відповідно до вимог цього розділу:

1) вимірювання та моніторинг параметрів якості електричної енергії, що надходить у систему розподілу, та на її виході в точках приєднання Користувачів;

2) фіксацію кількості та тривалості перерв в електропостачанні споживачів.

6.1.4. Технічні характеристики приладів та систем вимірювання, збору, моніторингу та передачі інформації про параметри електричної енергії мають забезпечувати:

1) за класом точності засобів вимірювальної техніки відповідність вимогам цього Кодексу;

2) можливість безпосереднього вимірювання відповідного параметру;

3) необхідну дискретність у часі вимірів, достовірність даних та їх збереження;

4) передачу даних на визначені системою моніторингу рівні від приладів виміру;

5) цілісність та незмінність даних при їх передачі.

6.1.5. Організація вимірювання (фіксації) параметрів електричної енергії в системі розподілу передбачає:

1) зобов’язання ОСР організувати вимірювання (фіксацію) параметрів електричної енергії;

2) зобов’язання Користувачів у випадках, визначених цим Кодексом, здійснювати вимірювання (фіксацію) параметрів електричної енергії та передачу цих даних ОСР;

3) зобов’язання ОСР надавати ОСП визначений ним відповідно до вимог Кодексу системи передачі обсяг даних стосовно параметрів електричної енергії;

4) право ОСР отримувати від ОСП дані стосовно параметрів електричної енергії на межі між системою передачі та системою розподілу;

5) зобов’язання ОСР організувати перевірку параметрів якості електроенергії за зверненням/скаргою споживача.

6.1.6. Дані вимірювання/фіксації, отримані у процесі вимірювання стаціонарними приладами, переносними приладами під час періодичних, контрольних вимірів, мають оброблятися, зберігатися ОСР протягом 3 років. Форма збереження має відповідати вимогам щодо можливості вибіркового імпорту даних у процесі звітності перед Регулятором та у разі врегулювання скарг, претензій Користувачів, приєднаних до електричних мереж ОСР.

6.2. Фіксація параметрів якості електричної енергії (вимірювання з метою визначення якісних показників електричної енергії)

6.2.1. Вимірювання параметрів якості електричної енергії здійснюється відповідно до ДСТУ IEC 61000-4-30:2010. "Електромагнітна сумісність. Частина 4-30. Методи випробування та вимірювання. Вимірювання показників якості електричної енергії".

6.2.2. Вимірювання параметрів якості електричної енергії на електроустановках високої та середньої напруги проводиться з використанням характеристики процесу вимірювання класу A відповідно до ДСТУ IEC 61000-4-30:2010.

6.2.3. Вимірювання параметрів якості електричної енергії на електроустановках низької напруги та для пошуку технологічних порушень у мережі може проводитись з використанням характеристики процесу вимірювання класу S відповідно до IEC 61000-4-30:2010.

6.2.4. Вимоги до параметрів якості електричної енергії визначені у розділі ХІ цього Кодексу.

6.2.5. Для здійснення вимірювання параметрів якості електричної енергії згідно з порядком, визначеним цим Кодексом (у тому числі за зверненням/скаргою споживача), ОСР повинен використовувати засоби вимірювальної техніки, що пройшли оцінку відповідності Технічному регламенту законодавчо регульованих засобів вимірювальної техніки, затвердженому постановою Кабінету Міністрів України від 13 січня 2016 року № 94.