181) план захисту енергосистеми - підсумковий звід усіх технічних і організаційних заходів, що мають бути вжиті для запобігання поширенню або загостренню технологічних порушень в енергосистемі, з метою уникнення переходу системи передачі у широкомасштабний стан та режим системної аварії;
182) повна енергоємність УЗЕ - кількість електроенергії, яку УЗЕ може відпустити в мережу від часу, коли вона перебуває у стані повного заряду, до стану повного розряду;
183) повторна синхронізація - синхронізація та повторне з'єднання двох синхронізованих зон у точці повторної синхронізації;
184) показники операційної безпеки - показники, що використовуються ОСП для моніторингу операційної безпеки з точки зору режиму системи, а також пошкоджень і збурень, що впливають на операційну безпеку;
185) помилка області регулювання (АСЕ) - сума помилки регулювання потужністю (ДP), що є різницею в реальному часі між виміряною фактичною (P) і плановою (Рпл) величинами обміну потужності конкретної області РЧП або блока РЧП, та помилки регулювання частоти (К·Дf), що є добутком K-фактора для області РЧП або блоку РЧП і відхилення частоти цієї конкретної області РЧП або блока РЧП, де помилка області регулювання дорівнює ДP + K·Дf;
186) помилка регулювання відновлення частоти (ПРВЧ) - помилка регулювання для ПВЧ, яка тотожна помилці ACE в області РЧП або відхиленню частоти, де область РЧП географічно збігається із синхронною областю;
187) попит на електричну енергію - сумарне споживання електричної енергії ОЕС України у кожний момент часу (з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричній мережі);
188) поріг впливу аварійної ситуації - граничне числове значення, щодо якого перевіряються фактори впливу, а виникнення аварійної ситуації за межами області регулювання ОСП, з фактором впливу, вищим за поріг впливу аварійної ситуації, вважається таким, що має значний вплив на область регулювання ОСП, включно з міждержавними лініями електропередачі;
189) постачальник послуг з відновлення - фізична особа - підприємець, або юридична особа, яка у відповідності до нормативно-правових актів або договору зобов’язана надавати послугу з відновлення, що сприяє виконанню одного або кількох заходів плану відновлення, якщо надання таких послуг передбачено планом відновлення;
190) постачальник послуг із захисту - фізична особа - підприємець, або юридична особа, яка у відповідності до нормативно-правових актів або договору зобов’язана надавати послугу із захисту, що сприяє виконанню одного або кількох заходів плану захисту енергосистеми, якщо надання таких послуг передбачено планом захисту енергосистеми;
191) постачальник резерву - учасник ринку, що набув статусу ПДП, який у відповідності до нормативно-правових актів або договору зобов’язаний постачати РПЧ, РВЧ або РЗ з використанням щонайменше однієї одиниці постачання резерву або групи постачання резерву;
192) потужність, замовлена до приєднання - потужність у точці приєднання, заявлена Замовником виходячи із його потреб, яка забезпечується згідно з договором приєднання;
193) початкові зобов’язання РПЧ - обсяг РПЧ, розподілений для ОСП на основі принципу спільного використання резервів;
194) пошкодження - усі види коротких замикань (одно-, дво- і трифазні, із замиканням на землю і без нього), обрив проводу, розрив контуру або переривчасте з’єднання, що призводять до постійної недоступності елемента системи передачі, що зазнав пошкодження;
195) правила визначення обсягу РЗ - докладний опис (деталізація) процесу визначення обсягу РЗ блоку РЧП;
196) правила розрахунку обсягу РВЧ - докладний опис (деталізація) процесу визначення обсягів РВЧ блока РЧП;
197) приєднання електроустановки до системи передачі - послуга, яка надається ОСП на підставі договору про приєднання, зі створення Користувачу/Замовнику технічної можливості для надійної передачі та/або прийняття його електроустановками в місці приєднання потужності та електричної енергії необхідного обсягу і якості;
198) причетний ОСП - ОСП, для якого інформація про обмін резервами та/або спільне використання резервів, та/або процес неттінгу небалансів потужності, та/або процес транскордонної активації необхідні для аналізу та підтримання операційної безпеки;
199) програма регулювання - послідовність заданих значень для сальдованого обміну потужності в області РЧП або в блоці РЧП через міждержавні лінії електропередачі змінного струму;
200) пропускна спроможність - фізична величина обсягу електричної енергії з параметрами відповідної якості та потужності, яку можна передати через відповідний перетин (внутрішній або міждержавний) електричної мережі ОЕС України у відповідному напрямку та у відповідний період часу за умови забезпечення безпечного та надійного функціонування енергосистеми;
201) протиаварійні заходи - технічні та/або організаційні дії із запобігання виникненню і розвитку технологічних порушень, мінімізації негативних наслідків від них та їх шкідливого впливу на людей і навколишнє природне середовище;
202) процес відновлення частоти - процес, який спрямований на відновлення частоти до номінального значення, а для синхронних областей, що складаються з декількох областей РЧП - процес, який спрямований на відновлення балансу потужності до запланованої величини;
203) процес заміщення резервів - процес, який спрямований на відновлення активованих РВЧ;
204) процес застосування критеріїв - процес, який спрямований на обчислення цільових параметрів для синхронної області, блока РЧП і області РЧП на основі даних, отриманих у процесі збору та передачі даних;
205) процес збору та передачі даних - процес, який спрямований на збір/передачу даних, необхідних для дотримання критеріїв оцінки якості частоти;
206) процес неттінгу небалансів потужності - узгоджений між ОСП процес, що дозволяє уникнути одночасної активації РВЧ у протилежних напрямках, враховуючи відповідні помилки регулювання відновлення частоти і активований РВЧ, шляхом коригування вхідних даних ПВЧ;
207) процес підтримки частоти - процес, який спрямований на стабілізацію частоти в системі шляхом компенсації небалансів за допомогою відповідних резервів;
208) процес поєднання частоти - процес, узгоджений між кожним ОСП двох синхронних областей, що надає можливість пов’язати (об’єднати) активацію РПЧ шляхом адаптації потоків ПСВН між синхронними областями;
209) процес транскордонної активації РВЧ - процес, узгоджений між ОСП, що беруть участь у процесі, який дозволяє активацію РВЧ, підключених в іншій області РЧП шляхом відповідного коригування вхідного значення контролера (LFC input) ПВЧ;
210) процес транскордонної активації РЗ - процес, узгоджений між ОСП, що беруть участь у процесі, який дозволяє активацію РЗ, підключених в іншій області РЧП шляхом відповідного коригування вхідного значення контролера (LFC input) ПЗР;
211) регіональний координаційний центр (РКЦ) - міжнародна організація, яка надає послуги операторам систем передачі, пов’язані, зокрема, з підтриманням операційної безпеки їх систем передачі;
212) регіон координації відключень - поєднання областей регулювання, для яких ОСП визначає процедури моніторингу та, за необхідності, координації статусу доступності впливових активів у всіх часових проміжках;
213) регулювання активної потужності за рахунок управління попитом - зміна активної потужності споживання об'єкта енергоспоживання та/або потужності відбору УЗЕ, який доступний для управління ОСП;
214) регулювання напруги - ручне або автоматичне регулювання у вузлі генерації, на кінцевих вузлах ліній електропередачі змінного струму або систем ПСВН, на трансформаторах або на інших пристроях, призначених для підтримання заданого рівня напруги або заданого значення реактивної потужності;
215) регулювання реактивної потужності за рахунок управління попитом - зміна реактивної потужності об'єкта енергоспоживання, зміна режиму роботи УЗЕ або використання пристроїв компенсації реактивної потужності на об'єкті енергоспоживання, зміна режиму роботи УЗЕ системи розподілу, що доступні для управління ОСП;
216) регулювання частоти - здатність генеруючої одиниці, УЗЕ або системи ПСВН до регулювання своєї вихідної активної потужності у відповідь на виміряне відхилення частоти в енергосистемі від уставки з метою підтримання стабільної частоти в енергосистемі;
217) режим відновлення - стан системи, у якому метою всіх заходів у системі передачі є відновлення роботи системи та підтримання операційної безпеки після режиму системної аварії або аварійного режиму;
218) режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSM-U) - робочий режим генеруючої одиниці, УЗЕ або високовольтної системи ПСВН, який призводить до збільшення вихідної активної потужності у відповідь на зміну частоти в енергосистемі нижче певного значення, яке відрізняється від номінального значення;
219) режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSM-O) - робочий режим генеруючої одиниці, УЗЕ або системи ПСВН, який призводить до зменшення вихідної активної потужності у відповідь на зміну частоти в енергосистемі вище певного значення, яке відрізняється від номінального значення;
220) режим нормованого ППЧ (частотно-чутливий режим) (FSM) - робочий режим генеруючої одиниці, УЗЕ або системи ПСВН, за яким вихідна активна потужність змінюється або змінюється режим роботи УЗЕ у відповідь на відхилення частоти від номінального значення в енергосистемі таким чином, що це допомагає відновленню частоти до цільового показника (значення);
221) режим синхронного компенсатора - робота генератора змінного струму без первинного двигуна з метою регулювання напруги динамічним виробленням або поглинанням реактивної потужності;
222) режим системи - робочий режим системи передачі по відношенню до меж операційної безпеки, який може бути нормальним, передаварійним, аварійним, системної аварії, а також відновлення;
223) режим системної аварії - стан системи, за якого припиняється робота частини або всієї системи передачі;
224) резерв активної потужності - резерви балансування, доступні для підтримки частоти;
225) резерв відновлення частоти - резерви активної потужності, наявні для відновлення частоти системи до номінальної частоти та для синхронної області, що складається більше ніж з однієї області регулювання, для відновлення балансу потужності до планових обсягів;
226) резерв заміщення - резерви активної потужності, наявні для відновлення або підтримання належного рівня РВЧ, для готовності до додаткового небалансу системи, включаючи оперативні резерви;
227) резерв підтримки частоти - резерви активної потужності, наявні для регулювання частоти після виникнення небалансу;
228) резерв потужності (пропускної спроможності) електричних мереж (резерв потужності лінії електропередачі, трансформатора тощо) - різниця між потужністю, передачу якої можуть забезпечити елементи електричної мережі у відповідному місці і у відповідний період часу, та найбільшою величиною потужності, що використовується в цей період часу, з урахуванням дозволеної потужності інших Користувачів та потужності, замовленої до приєднання у відповідному місці;
229) резерв реактивної потужності - реактивна потужність, яка доступна для підтримання напруги;
230) резервна потужність - обсяг РПЧ, РВЧ або РЗ, який повинен бути доступний для ОСП;
231) рік наперед - рік, що передує календарному року операційної діяльності;
232) робота на власні потреби - режим роботи, який забезпечує продовження живлення навантаження власних потреб генеруючого об'єкта у разі технологічних порушень у роботі електричної мережі, що закінчуються відімкненням генеруючих одиниць від мережі та їхнім перемиканням на свої власні потреби;
233) роботоспроможність - стан електроустановки (обладнання електроустановки), за якого вона здатна виконувати задану функцію з параметрами, встановленими вимогами технічної документації;
234) розрахунковий інцидент - найбільший очікуваний миттєвий небаланс активної потужності в межах блока регулювання РЧП як в позитивному, так і в негативному напрямку;
235) розрахунковий небаланс - найбільший миттєвий очікуваний небаланс активної потужності в межах блока регулювання як в позитивному, так і в негативному напрямку;
236) сертифікат відповідності - документ, виданий органом з оцінки відповідності вимогам цього Кодексу для устаткування, що використовується генеруючою одиницею, УЗЕ, електроустановкою споживача, розподільною електричною мережею, об'єктом енергоспоживання або системою ПСВН, у якому зазначається сфера його дії на національному рівні, а для цілей заміни окремих частин процесу контролю відповідності він може містити моделі, що були перевірені на основі фактичних результатів випробувань;
237) синхронізований регіон - частина синхронної області, охоплена об’єднаним ОСП, зі спільною частотою системи, що не синхронізована з рештою синхронної області;
238) синхронна генеруюча одиниця - неподільний набір установок (енергоблок), що можуть виробляти електричну енергію таким чином, щоб частота генерованої напруги, швидкість обертання ротора генератора і частота напруги мережі перебували у постійному співвідношенні (синхронізм);
239) синхронна область - область, охоплена синхронно об'єднаними енергосистемами інших держав;
240) синхронний час - фіктивний час, що базується на частоті системи в синхронній області, один раз установлений на універсальний скоординований астрономічний час UTC і з тактовою частотою 50 Гц;
241) система - сукупність елементів, що знаходяться у взаємодії та зв'язках один з одним і створюють відповідну цілісність, організовану для досягнення однієї або кількох поставлених цілей;
242) система постійного струму високої напруги (система ПСВН) - електроенергетична система, яка передає енергію у вигляді постійного струму високої напруги між двома або більше шинами змінного струму (ЗС) і складається щонайменше з двох перетворювальних підстанцій ПСВН із передавальними лініями чи кабелями постійного струму між цими перетворювальними підстанціями ПСВН;
243) система регулювання збудження - система регулювання зі зворотним зв'язком, яка включає синхронну машину та її систему збудження;
244) системні випробування - випробування, які ОСП виконує одноосібно на об'єкті системи передачі або разом хоча б з одним Користувачем на об'єкті Користувача;
245) ситуація N - ситуація, за якої жоден елемент системи передачі не є недоступним внаслідок виникнення аварійної ситуації;
246) ситуація N-1 - ситуація, за якої в системі передачі виникла хоча б одна аварійна ситуація з переліку аварійних ситуацій, визначених ОСП відповідно до цього Кодексу;
247) спеціальна схема захисту - набір скоординованих і автоматичних заходів, розроблених для забезпечення швидкодійної реакції на порушення режиму і запобігання поширенню збурення через систему передачі;
248) спільне використання резервів - спосіб, у який декілька ОСП враховують одночасно один і той самий обсяг РПЧ, РВЧ або РЗ для виконання своїх спільних зобов'язань щодо резервів, що випливають з їх відповідних процесів розрахунку резерву. Таким чином, зобов'язання щодо обсягу резерву кожного з ОСП зменшуються шляхом розподілу між ОСП, які залучені до процесу спільного використання резервів;
249) стан заряду УЗЕ - обсяг електричної енергії, який може відпустити в мережу УЗЕ, у відсотках від повної ємності (0 % - розряджений (не здатний відпускати електричну енергію в мережу); 100 % - повністю заряджений);
250) стабільність напруги - здатність системи передачі підтримувати допустимі рівні напруги у всіх вузлах системи передачі за ситуації N та після виникнення збурень;
251) стабільність частоти - здатність системи передачі підтримувати стабільну частоту за ситуації N та після виникнення збурень;
252) ставка плати за послуги з передачі електричної енергії до/з країн периметру - розмір плати за користування системою передачі для країн периметру (perimeter fee), що забезпечує відшкодування оператору системи передачі витрат за користування системою передачі у разі експорту/імпорту до/з країн периметру. Ставка плати є фіксованою та щорічно розраховується ENTSO-E в євро/МВт·год відповідно до Регламенту комісії (ЄС) № 838/2010 від 23 вересня 2010 року;
253) стандартне відхилення частоти - абсолютне значення відхилення частоти, яке обмежує стандартний діапазон частоти;
254) стандартний діапазон частоти - визначений симетричний інтервал навколо номінальної частоти, у межах якого має перебувати частота у системі синхронної області;
255) статизм, s (у) - відношення між відхиленням частоти у сталому стані і відхиленням вихідної активної потужності у сталому стані, виражене у відсотках (приведене до значень номінальної частоти та потужності відповідно);
256) статус доступності - здатність генеруючої одиниці, УЗЕ, елемента мережі або об'єкта енергоспоживання надавати послугу протягом певного періоду часу, незалежно від того чи працює він/вона, чи ні;
257) стійкість енергосистеми динамічна - здатність енергосистеми повертатися до усталеного режиму роботи без асинхронного режиму після значних збурень, за яких зміни параметрів режиму прирівнюються до їх середніх значень, та передбачає стійкість кута вибігу ротора, стабільність частоти і стабільність напруги;
258) стійкість енергосистеми статична - здатність енергосистеми повертатися до усталеного режиму роботи без порушення синхронізму після малих збурень, за яких зміни параметрів режиму є дуже малими у порівнянні з їх середніми значеннями;
259) стійкість кута вибігу ротора - здатність синхронних машин залишатися в синхронізмі в ситуації N та після збурень;
260) сторона ІТС механізму - ОСП, який приєднався до Договору ІТС;
261) структура відповідальності за процес регулювання - структура, що визначає обов'язки і зобов’язання щодо резервів активної потужності, на основі структури регулювання синхронною областю;
262) структура генеруючих потужностей - розподіл генеруючих потужностей за типами технологій виробництва електричної енергії, що розміщені на електростанціях, що працюють у складі ОЕС України і забезпечують покриття попиту на електричну енергію;
263) структура процесу активації резервів - структура класифікації процесів, що стосуються різних типів резервів активної потужності, з точки зору їх призначення та активації;
264) структура регулювання частоти та потужності - базова структура, яка враховує всі відповідні аспекти регулювання частоти та потужності, зокрема дотичні відповідні обов'язки і зобов’язання, а також типи і призначення для резервів активної потужності;
265) суб’єкт моніторингу блока РЧП - OСП, що відповідає за збір даних критеріїв оцінки якості частоти та застосування критеріїв оцінки якості частоти для блока РЧП;
266) суб’єкт моніторингу синхронної області - OСП, що відповідає за збір даних критеріїв оцінки якості частоти та застосування критеріїв оцінки якості частоти для синхронної області;
267) суміжний ОСП - ОСП, системи якого безпосередньо з'єднані принаймні однією міждержавною лінією електропередачі змінного або постійного струму;
268) схема електрозабезпечення - однолінійна схема від точки забезпечення потужності до розподільних пристроїв на об'єкті Замовника з позначенням точки приєднання, меж балансової належності власників електричних мереж, переліку елементів електричних мереж, що належать різним власникам;
269) схема захисту системи - набір скоординованих і автоматичних заходів, розроблених для забезпечення швидкодійної реакції на порушення режиму і запобігання поширенню збурення у системі передачі;
270) сценарій - прогнозний стан енергосистеми для певного періоду часу;
271) техніко-економічне обґрунтування (ТЕО) - обґрунтування вибору схеми приєднання об'єкта, що розробляється Замовником у випадках, визначених цим Кодексом;
272) технічне обслуговування - комплекс робіт, спрямованих на підтримання роботоспроможності та запобігання передчасному спрацюванню елементів обладнання під час використання його за призначенням, перебування у резерві чи зберіганні, а також під час транспортування;
273) технічний резерв пропускної спроможності - зарезервована частина пропускної спроможності міждержавних перетинів, що призводить до зменшення величини їх пропускної спроможності з метою врахування невизначеностей у процесі розрахунку пропускної спроможності;
274) технічні умови на приєднання - комплекс умов та вимог до інженерного забезпечення об'єкта Замовника, заявленого до приєднання до електричних мереж, що повинні відповідати його розрахунковим технічним і технологічним параметрам та меті приєднання (виробництво, розподіл, споживання електричної енергії, зберігання енергії), та є невід'ємним додатком до договору про приєднання;
275) технологічне порушення - порушення в роботі обладнання, об'єкта електроенергетики чи енергосистеми в цілому, яке супроводжується відхиленням хоча б одного з експлуатаційних параметрів від гранично-допустимих значень, що призвело або може призвести до зниження надійності роботи, несправності, виходу з ладу обладнання, зниження параметрів якості та/або припинення електропостачання або створити загрозу життю та здоров'ю людей чи завдати шкоди навколишньому природному середовищу, або несправність (відмова в роботі) обладнання із зазначеними наслідками, яке відбулося внаслідок технічних причин або в результаті дій (у тому числі помилкових) персоналу;
276) тиждень наперед - тиждень, що передує календарному тижню операційної діяльності;
277) 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;
278) топологія - дані, що стосуються підключення різних елементів системи передачі або системи розподілу на підстанції, включно з даними про електричну конфігурацію та положення автоматичних вимикачів та роз'єднувачів;
279) точка забезпечення потужності (замовленої до приєднання) - місце (точка) в існуючих електричних мережах ОСП, від якого він забезпечує розвиток електричних мереж з метою приєднання електроустановки Замовника відповідної потужності або приєднання генеруючої потужності;
280) точка повторної синхронізації - пристрій, як правило, вимикач, що використовується для з'єднання двох синхронізованих зон;
281) точка приєднання - стиковий вузол, у якому генеруюча одиниця, УЗЕ, об'єкт енергоспоживання, електрична розподільна мережа чи система ПСВН приєднані до системи передачі, системи розподілу, включаючи МСР, системи ПСВН, як це визначено в договорі про приєднання;
282) точка приєднання ПСВН - точка, у якій обладнання ПСВН з'єднано з мережею ЗС і щодо якої можуть видаватися технічні умови, що впливають на характеристики обладнання;
283) уставка по частоті - цільове значення частоти, яке використовується в ПВЧ, яке визначається як сума номінальної частоти у системі, та значення зміщення, яке необхідне для зменшення електричного відхилення часу;
284) усталене відхилення частоти - абсолютне значення відхилення частоти після виникнення небалансу, як тільки частота системи була стабілізована;
285) 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;
286) фактор впливу - числове значення, що використовується для кількісного визначення рівня впливу на будь-який елемент системи передачі від виходу з ладу елемента системи передачі, розташованого за межами області регулювання ОСП, за виключенням міждержавних ліній електропередачі, на зміни перетоків або напруги, що викликані таким виходом з ладу. Чим вище це значення, тим більший ефект;
287) фізичне перевантаження - будь-яка ситуація в електричній мережі, за якої прогнозні або реалізовані перетоки потужності порушують межі термічної стійкості елементів електричної мережі, стабільність напруги або стійкість фазового кута;
288) фонд ІТС - фонд, утворений ENTSO-E для компенсації витрат, понесених сторонами ІТС механізму внаслідок прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії системами передачі Сторін ІТС, у тому числі витрат, понесених ними при наданні доступу до відповідних систем передачі;
289) цільовий параметр якості частоти - основний цільовий показник частоти у системі, за якого характер процесів активації РПЧ, РВЧ та РЗ оцінюється в нормальному режимі;
290) цільові параметри ПРВЧ (FRCE) - основні цільові показники блока РЧП, на основі яких критерії визначення обсягу РВЧ і РЗ у блоці РЧП визначаються і оцінюються, і які використовуються для відображення стану блока РЧП в нормальному режимі роботи;
291) час активації передаварійного режиму - час, до якого активується передаварійний режим;
292) час відновлення частоти - час відновлення частоти - для синхронних областей з однією областю РЧП - максимально очікуваний час після виникнення миттєвого небалансу потужності, меншого або рівного еталонному інциденту, за який частота системи повертається в діапазон відновлення частоти, і в разі синхронних областей з декількома областями РЧП, - максимально очікуваний час після виникнення миттєвого небалансу потужності в області РЧП, за який цей небаланс компенсується;
293) час повної активації аРВЧ - період часу між заданням нового значення уставки регулятором відновлення частоти і відповідною активацією або деактивацією аРВЧ;
294) час повної активації РПЧ - період часу між виникненням еталонного інциденту та відповідною повною активацією РПЧ;
295) час повної активації рРВЧ - період часу між зміною уставки за оперативною командою ОСП та відповідною активацією або деактивацією рРВЧ;
296) частота системи - електрична частота системи, яка може бути виміряна в усіх частинах синхронної області, за умови припущення, що в часовому інтервалі секунд значення в системі постійне з лише незначною різницею між різними точками вимірювання;
297) швидке підживлення КЗ струмом - струм, що подається одиницею енергоцентру або системою ПСВН упродовж і після відхилення напруги, викликаного електричним КЗ, із метою виявлення такого КЗ системами РЗ електричних мереж на його початковій стадії, підтримання напруги мережі на пізнішому етапі КЗ і відновлення напруги мережі після усунення КЗ;
298) швидкість зміни активної потужності - значення зміни активної потужності генеруючою одиницею, об’єктом енергоспоживання, УЗЕ або системою ПСВН;
299) широкомасштабний стан - виникнення такого передаварійного режиму або аварійного режиму, або режиму системної аварії, коли існує ризик його поширення на суміжні системи передачі;
300) шкала операційної безпеки - рейтинг, який використовується ОСП для моніторингу операційної безпеки, на основі показників операційної безпеки;
301) штучна інерція - здатність одиниці енергоцентру, УЗЕ або системи ПСВН, які підключені через інверторне обладнання, забезпечувати паралельну роботу з ОЕС України з відтворенням ефекту інерції синхронної генеруючої одиниці до встановленого рівня;
302) якість електричної енергії - сукупність властивостей електричної енергії відповідно до встановлених стандартів, які визначають ступінь її придатності для використання за призначенням;
303) FACTS пристрої (гнучкі системи передачі змінного струму) - обладнання для передачі електроенергії змінного струму, яке забезпечує керування параметрами систем змінного струму та підвищення можливості передачі активної потужності.
( Пункт 1.4 глави 1 розділу I в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023, № 677 від 06.05.2025 )
1.5. Інші терміни, що використовуються у цьому Кодексі, вживаються у значеннях, наведених у законах України "Про ринок електричної енергії", "Про індустріальні парки", "Про регулювання містобудівної діяльності", "Про архітектурну діяльність", "Про альтернативні джерела енергії", Правилах ринку, затверджених постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 307, Кодексі систем розподілу, затвердженому постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 310, та Правилах роздрібного ринку електричної енергії, затверджених постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 312.
( Пункт 1.5 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 493 від 17.05.2022, № 1763 від 29.09.2023, № 2649 від 29.12.2023 )
1.6. Терміни атестація працівників, підвищення кваліфікації працівників, професійне навчання працівників вживаються у значеннях, наведених у Законі України "Про професійний розвиток працівників".
1.7. Скорочення, що застосовуються у цьому Кодексі, мають такі значення:
1) АСЕ - помилка області регулювання;
2) ACER - Агентство з питань співробітництва енергетичних регуляторів;
3) EENS - критерій очікуваної недопоставленої електричної енергії;
4) ENTSO-E - Європейська мережа ОСП;
5) FSM - частотно чутливий режим;
6) LFSM-O - режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота;
7) LFSM-U - режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота;
8) LOLE - критерій очікуваної втрати навантаження;
9) POD (power oscillation damping) - демпфірування коливань потужності;
10) PSS - функція стабілізатора енергосистеми;
11) SCADA - комплекс дистанційного управління та збору даних;
12) АПВ - автоматичне повторне включення;
13) аРВЧ - автоматичний резерв відновлення частоти;
14) АРЗ - автоматичне регулювання збудження;
15) АРНТ - автоматичний регулятор напруги трансформатора;
16) АСДУ - автоматизована система диспетчерського управління;
17) АСУ ТП - автоматична система управління технологічними процесами;
18) АЧР - автоматичне частотне розвантаження;
19) ВДЕ - відновлювані джерела енергії;
20) ВЕС - вітрова електростанція;
21) в. о. - відносні одиниці;
22) ГАВ - графіки аварійного відключення споживачів електричної енергії;
23) ГОЕ - графіки обмеження споживання електричної енергії;
24) ГОП - графіки обмеження споживання електричної потужності;
25) ГПВ - графіки погодинного відключення електроенергії;
26) ДП - допоміжні послуги;
27) ЗДТУ - засоби диспетчерського та технологічного управління;
28) КЗ - коротке замикання;
29) МСР - мала система розподілу;
30) ЛЕП - лінія електропередачі;
31) ОМСР - оператор малої системи розподілу;
32) ОСП - оператор системи передачі;
33) ОСР - оператор системи розподілу;
34) ОУЗЕ - оператор установки зберігання енергії;
35) ПА - протиаварійна автоматика;
36) ПВЧ - процес відновлення частоти;
37) ПДП - постачальник допоміжних послуг;
38) ППЧ - процес підтримки частоти;
39) ПСВН - постійний струм високої напруги;
40) ПЗР - процес заміщення резервів;
41) ПРВЧ (FRCE) - помилка регулювання відновлення частоти;
42) РВЧ - резерв відновлення частоти;
43) РДЦ - регіональні диспетчерські центри;
44) РЗ - резерв заміщення;
45) РЗА та ПА - пристрої релейного захисту та протиаварійної автоматики;
46) РКЦ - регіональний координаційний центр;
47) РПН - регулятор напруги під навантаженням;
48) РПЧ - резерв підтримки частоти;
49) рРВЧ - ручний резерв відновлення частоти;
50) САВН - спеціальна автоматика відключення навантаження;
51) САРЧП - системи автоматичного регулювання частоти та потужності;
52) СГАВ - спеціальні графіки аварійних відключень;
53) СЕС - сонячна електростанція;
54) СК - синхронний компенсатор;
55) СЧХ - статична частотна характеристика;
56) ТПР - трансформатор поперечного регулювання;
57) УЗЕ - установка зберігання енергії;
58) ЦР - центральний регулятор;
59) ЧАПВ - частотне автоматичне повторне включення.
( Пункт 1.7 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 )
2. Застосування вимог цього Кодексу
2.1. Усі нові генеруючі одиниці, УЗЕ, електроустановки об’єктів розподілу/енергоспоживання та систем ПСВН мають відповідати вимогам цього Кодексу, що застосовуються до їх типів обладнання. Новими генеруючими одиницями, УЗЕ та електроустановками об’єктів розподілу/енергоспоживання вважаються такі, що були приєднані до ОЕС України після набрання чинності цим Кодексом або власники таких енергооб’єктів уклали договір на закупівлю основного енергообладнання до дня набрання чинності цим Кодексом з терміном дії договору не більше 2 років. Усі інші генеруючі одиниці, УЗЕ та електроустановки об’єктів розподілу/енергоспоживання вважаються існуючими.
( Пункт 2.1 глави 2 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
2.2. Вимоги цього Кодексу не застосовуються до електроустановок, які пов’язані прямою лінією та не мають будь-яких електричних зв’язків (у тому числі із застосуванням будь-яких комутаційних пристроїв) з електрообладнанням, яке працює синхронно в ОЕС України.
Будівництво та експлуатація таких електроустановок, як і прямої лінії, що їх поєднує, відбувається згідно з вимогами Порядку погодження будівництва та експлуатації прямої лінії, затвердженого постановою НКРЕКП від 04 вересня 2018 року № 954, Правил улаштування електроустановок та ГКД 34.20.507 "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила", затвердженого наказом Міністерства палива та енергетики від 13 червня 2003 року № 296 (далі - Правила технічної експлуатації електричних станцій і мереж).
( Пункт 2.2 глави 2 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 )
2.3. До існуючих генеруючих одиниць, УЗЕ та електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання можуть застосовуватися окремі вимоги розділу III цього Кодексу.
Рішення про застосування окремих вимог розділу III цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць, УЗЕ та електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання приймає Регулятор.
Існуючі генеруючі одиниці типу C, D, до яких за рішенням Регулятора повинні застосовуватися окремі вимоги розділу III цього Кодексу відповідно до проведеної ОСП оцінки (аналізу), мають право подавати запит на звільнення від застосування цих вимог згідно з порядком, визначеним у главі 3 цього розділу.
( Пункт 2.3 глави 2 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 )
3. Порядок звільнення від виконання вимог цього Кодексу
3.1. Регулятор має право за зверненням Користувача, ОСП та/або ОСР звільняти від виконання окремих вимог цього Кодексу.
3.2. Користувач повинен заповнити запит спільно з відповідним ОСР за погодженням або спільно з ОСП.
Запит на звільнення від виконання вимог цього Кодексу має включати:
ідентифікатор Користувача;
посилання на положення цього Кодексу, запит на звільнення від виконання якого подається, а також детальне обґрунтування необхідності звільнення з відповідними документами;
термін дії звільнення.
Запит на звільнення від виконання вимог цього Кодексу має надаватися окремо на кожну генеруючу одиницю або електроустановку об’єкта розподілу/енергоспоживання.
3.3. Протягом 14 днів після отримання запиту на звільнення від виконання вимог цього Кодексу відповідний ОСР за погодженням з ОСП або ОСП повинен підтвердити Користувачу повноту заповнення запиту. Якщо ОСР або ОСП вважатимуть запит неповним, вони можуть вимагати додаткову інформацію. У разі ненадання такої інформації Користувачем протягом 14 днів запит буде відхилений.
3.4. ОСП або відповідний ОСР спільно з ОСП мають оцінити запит на надання звільнення від виконання вимог цього Кодексу та передати цей запит Регулятору разом зі своїми висновками та розрахунками не пізніше 3 місяців після отримання запиту.
3.5. Для підготовки пропозицій щодо звільнення від застосування окремих вимог цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць типів B, C і D або до існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання ОСП та відповідні ОСР повинні виконати кількісний аналіз витрат і вигод для кожної з вимог цього Кодексу, який має включати:
витрати на забезпечення відповідності вимогам цього Кодексу стосовно існуючих генеруючих одиниць, існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання;
соціально-економічну вигоду від застосування вимог, установлених у цьому Кодексі;
потенціал альтернативних засобів для досягнення необхідної продуктивності.
3.6. Перед проведенням кількісного аналізу витрат і вигод ОСП повинен:
провести попереднє якісне порівняння витрат і вигод, яке має враховувати доступні мережеві або ринкові альтернативи;
отримати схвалення Регулятора.
3.7. ОСП може приступити до кількісного аналізу витрат і вигод, якщо якісне порівняння показує, що ймовірні вигоди перевищують ймовірні витрати. Якщо витрати вважаються високими або вигода - низькою, тоді ОСП не повинен здійснювати подальші кроки.
3.8. ОСР, власники генеруючих об’єктів, власники об’єктів розподілу/енергоспоживання повинні сприяти проведенню аналізу витрат і вигод та надавати необхідні дані на запит ОСП впродовж 3 місяців після отримання запиту, якщо інше не погоджено ОСП.
3.9. Аналіз витрат і вигод має виконуватись згідно з такими принципами:
1) ОСП та власник генеруючого об’єкта, об’єкта розподілу/енергоспоживання повинні під час аналізу витрат і вигод використовувати один або більше з таких принципів розрахунку:
чиста приведена вартість;
дохід на інвестиції;
норма прибутку;
час, необхідний для досягнення беззбитковості;
2) ОСП та власник генеруючого об’єкта, об’єкта розподілу/енергоспоживання повинні також кількісно оцінити соціально-економічні вигоди з точки зору підвищення надійності електропостачання, включаючи, зокрема:
пов’язане зменшення ймовірності втрати електропостачання протягом усього терміну проведення реконструкції/переоснащення;
ймовірну ступінь і тривалість такої втрати електропостачання;
соціальну годинну вартість такої втрати електропостачання;
3) ОСП та власник генеруючого об’єкта, об’єкта розподілу/енергоспоживання повинні кількісно оцінити вигоди для внутрішнього ринку електричної енергії, транскордонної торгівлі та інтеграції генеруючих потужностей, що здійснюють виробництво електричної енергії з відновлюваних джерел енергії, включаючи, зокрема:
реакцію активної потужності на відхилення частоти;
резерви балансування;
забезпечення реактивною потужністю;
ведення режиму перевантаження;
захисні заходи;
4) ОСП повинен кількісно оцінити витрати на виконання відповідних вимог цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць, існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання включаючи, зокрема:
прямі витрати на виконання вимоги;
витрати, пов’язані з відповідною втратою можливостей;
витрати, пов’язані зі змінами в технічному обслуговуванні та експлуатації.
3.10. ОСП та відповідні ОСР повинні забезпечити проведення громадських обговорень та консультацій із заінтересованими сторонами щодо застосування вимог розділу III цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць та електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання.
3.11. Регулятор приймає рішення про звільнення від виконання окремих вимог цього Кодексу щодо існуючих генеруючих одиниць або існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання протягом 6 місяців після отримання звіту та рекомендацій ОСП.
3.12. Рішення Регулятора стосовно звільнення від виконання окремих вимог цього Кодексу щодо існуючих генеруючих одиниць або електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання має бути оприлюднено на офіційному вебсайті Регулятора та власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет.
3.13. ОСП повинен вести реєстрацію всіх звільнень від виконання вимог цього Кодексу, які були надані, відхилені (в яких Користувач отримав відмову) або скасовані Регулятором. Цей реєстр повинен бути оприлюднений на власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет та містити:
вимогу цього Кодексу, звільнення від виконання якої було надано, відмовлено або скасовано;
зміст запиту на звільнення від виконання вимоги цього Кодексу;
причини надання, відмови або скасування звільнення від виконання вимоги цього Кодексу;
наслідки надання звільнення від виконання вимоги цього Кодексу.
4. Адміністрування цього Кодексу
4.1. Адміністратором цього Кодексу (далі - Адміністратор Кодексу) є ОСП ОЕС України.
4.2. Функції Адміністратора Кодексу:
оприлюднення цього Кодексу на власному вебсайті в мережі Інтернет;
розробка та оприлюднення на власному вебсайті в мережі Інтернет проєктів змін до цього Кодексу;
опрацювання пропозицій та зауважень учасників ринку та інших заінтересованих сторін щодо внесення змін до цього Кодексу відповідно до порядку, визначеного в цій главі;
( Абзац четвертий пункту 4.2 глави 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
надання на розгляд і затвердження Регулятору проєктів змін до цього Кодексу;
( Абзац п'ятий пункту 4.2 глави 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
надання Користувачам інформації та/або консультацій щодо виконання чи реалізації положень цього Кодексу;
створення та ведення інформаційних баз даних щодо змін і доповнень до цього Кодексу;
розгляд та узагальнення пропозицій щодо внесення змін і доповнень до цього Кодексу;
ведення реєстру звільнень від виконання вимог цього Кодексу;
надання Регулятору щорічного звіту про свою діяльність як Адміністратора Кодексу.
4.3. Адміністратор Кодексу зобов’язаний:
здійснювати моніторинг законодавчих та нормативно-правових актів, які встановлюють нові або змінюють існуючі положення, що регулюються цим Кодексом, та розробляти відповідні зміни і доповнення до цього Кодексу;
розробляти та надавати на затвердження Регулятору зміни і доповнення до цього Кодексу;
здійснювати моніторинг чинних нормативно-технічних документів, що забезпечують виконання вимог цього Кодексу та оприлюднювати перелік цих документів на власному вебсайті в мережі Інтернет постійно поновлюючи його;
оприлюднювати на власному вебсайті в мережі Інтернет цей Кодекс щоразу після внесення до нього змін і доповнень;
надавати Користувачам на їх запити роз’яснення щодо застосування, виконання чи реалізації окремих положень цього Кодексу;
вести реєстр звільнень від виконання вимог цього Кодексу відповідно до пункту 3.13 глави 3 цього розділу;
надавати Регулятору щорічний звіт про свою діяльність як Адміністратора Кодексу, який оприлюднюється на власному вебсайті ОСП.
( Абзац восьмий пункту 4.3 глави 4 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
4.4. Зміни і доповнення до цього Кодексу розробляються за ініціативою Регулятора, ОСП та/або за пропозиціями учасників ринку електричної енергії, інших заінтересованих сторін та затверджуються Регулятором.
( Пункт 4.4 глави 4 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
4.5. Обґрунтовані пропозиції учасників ринку та інших заінтересованих сторін щодо внесення змін до цього Кодексу можуть надаватися в письмовому та/або електронному вигляді Адміністратору Кодексу у форматах та за формою, що визначена Адміністратором Кодексу та розміщена на його власному вебсайті в мережі Інтернет.
( Пункт 4.5 глави 4 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
4.6. Адміністратор Кодексу реєструє пропозиції та зауваження щодо змін до цього Кодексу, отримані від учасників ринку та інших заінтересованих сторін, за результатом аналізу формує узагальнений проєкт рішення щодо змін і доповнень до цього Кодексу з урахуванням власних пропозицій та всіх пропозицій і зауважень, отриманих від учасників ринку та інших заінтересованих сторін.
( Пункт 4.6 глави 4 розділу I в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019, № 1070 від 03.06.2020 )( Пункт 4.7 глави 4 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )( Пункт 4.8 глави 4 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 )
4.7. Адміністратор Кодексу оприлюднює на власному вебсайті в мережі Інтернет узагальнений проєкт рішення щодо змін до цього Кодексу з метою отримання пропозицій та зауважень від учасників ринку та інших заінтересованих сторін у форматах та за формою, що визначена Адміністратором Кодексу та розміщена на його власному вебсайті в мережі Інтернет, із зазначенням кінцевого строку їх надання, але не менше 15 календарних днів з дня їх оприлюднення.
( Пункт 4.7 глави 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1070 від 03.06.2020 )
4.8. Після отримання пропозицій та зауважень від учасників ринку та заінтересованих сторін до узагальненого проєкту рішення щодо змін до цього Кодексу Адміністратор Кодексу проводить узгоджувальну нараду (засідання) за участю учасників ринку електричної енергії та інших заінтересованих сторін. Протокол узгоджувальної наради (засідання) з висновком щодо поданих пропозицій щодо змін до цього Кодексу оприлюднюється на власному вебсайті Адміністратора Кодексу в мережі Інтернет не пізніше 10 робочих днів з дня її проведення.