Про затвердження Кодексу системи передачі

4) власники систем ПСВН повинні надати відповідному Оператору або ОСП на його запит записи систем ПСВН, щоб порівняти реакцію моделей з цими записами.

5.1. Загальні положення щодо підтвердження відповідності:

1) власники генеруючих об’єктів, об’єктів розподілу/енергоспоживання, систем ПСВН (власники об’єктів електроенергетики), 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 повинні забезпечити, щоб електроустановки їх об’єктів відповідали вимогам цього Кодексу упродовж усього терміну експлуатації об’єкта;

2) власники об’єктів електроенергетики 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 повинні виконувати обґрунтовану вимогу ОСП щодо випробування на відповідність електроустановки.

Випробування повинні бути проведені у разі:

підключення нової генеруючої потужності;

після будь-якої відмови обладнання;

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

отримання від ОСП матеріалів моніторингу роботи електроустановки, які підтверджують порушення власником електроустановки 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 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 - 5.3 цієї глави, з урахуванням умов підпункту 5 цього пункту;

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

дозволяти власнику об’єкта електроенергетики 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 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 проектному 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 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 5.2-5.3 цієї глави та підпункті 5 цього пункту.

Замість виконання відповідного випробування власники об’єктів електроенергетики 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 звітів про випробування/сертифікатів відповідності та імітаційних моделей повинен оцінювати відповідність електроустановок об’єктів електроенергетики вимогам, встановленим цим Кодексом, як при наданні дозволу на підключення, так і впродовж усього терміну 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 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 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 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 та систем ПСВН шляхом проведення випробувань/моделювань

5.2.1. Для генеруючих одиниць типу В та систем ПСВН власники об’єктів електроенергетики 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/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 зона нечутливості, 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 активній потужності принаймні на 10 % максимальної потужності, ураховуючи уставки статизму і зону нечутливості. 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/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/систем ПСВН забезпечувати післяаварійне відновлення активної потужності відповідно до встановлених технічних вимог.

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

5.2.3. Для генеруючих одиниць типу С і D та систем ПСВН, у доповнення до вимог підпункту 5.2.1 цього пункту, власники об’єктів електроенергетики 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 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 зони нечутливості;

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/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, зона нечутливості 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 зону нечутливості. 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 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 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 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 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 з дотриманням таких вимог:

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

генеруючі одиниці 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 типу С і D та систем ПСВН в доповнення до вимог підпунктів 5.2.1 та 5.2.3 цього пункту, власники генеруючих об’єктів повинні проводити такі випробування:

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

для синхронних генеруючих одиниць 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 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 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 типу D, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1, 5.2.3 і 5.2.4 цього пункту, власники генеруючих об’єктів повинні проводити моделювання регулювання демпфірування коливань потужності з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджено, що характеристики синхронних генеруючих одиниць 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/системи ПСВН у межах діапазону частот, установлених технічними вимогами. Цей діапазон частот має включати частоти локального режиму генеруючої одиниці та очікувані у мережі коливання;

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

5.2.6. Для одиниць енергоцентру типу С і D, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1, 5.2.2 і 5.2.3 цього пункту, власники об’єктів електроенергетики повинні проводити такі випробування та моделювання:

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

генеруючі одиниці/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/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 зона нечутливості,

точність регулювання,

нечутливість регулювання,

час активації реактивної потужності;

діапазон регулювання та регульований статизм і зона нечутливості 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/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/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 здатності до забезпечення штучної інерції мають підтвердити здатність одиниць енергоцентру до забезпечення штучної інерції до події зі зниженням частоти відповідно до встановлених технічних вимог;

7) моделювання для систем ПСВН модифікації активної потужності в разі порушення режиму та реверсування активної потужності, які мають проводитися з дотриманням таких вимог:

власники систем ПСВН повинні моделювати здатність швидкого змінення активної потужності та швидкого реверсування активної потужності згідно з технічними вимогами;

має бути підтверджена стабільна робота системи ПСВН з дотриманням попередньо заданої послідовності змінення активної потужності;

початкова затримка налаштування активної потужності має бути коротшою за встановлені відповідно до технічних вимог значення або прийнятно обґрунтованою - якщо вона є довшою;

8) щодо випробувань, які проводяться відповідно до підпунктів 3-5 підпункту 5.2.6 цього пункту, ОСП може вибрати лише один із трьох варіантів регулювання для проведення випробування.

5.3. Технічні вимоги щодо підтвердження відповідності електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання шляхом проведення випробувань/моделювань

5.3.1. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання ОСР/власники об’єктів енергоспоживання повинні підтвердити їх відповідність установленим цим Кодексом технічним вимогам шляхом проведення таких випробувань:

1) випробування на здатність до повторного ввімкнення після випадкового відімкнення через порушення режиму мережі. Це повторне ввімкнення об’єктів розподілу/енергоспоживання, яке має досягатися через виконання методики повторного ввімкнення, переважно дією автоматики, дозволеної ОСП;

2) випробування синхронізації, які мають підтвердити можливості електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання до синхронізації з електричною мережею відповідно до встановлених технічних вимог та перевірити уставки пристроїв синхронізації. Випробування синхронізації повинні охоплювати такі аспекти:

напругу;

частоту;

діапазон фазового кута;

відхилення напруги і частоти;

3) випробування дистанційного від’єднання мають підтвердити здатність електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання до дистанційного відімкнення від мережі в точці (точках) приєднання відповідно до встановлених технічних вимог;

4) випробування відімкнення навантаження за низької частоти, які мають підтвердити здатність об’єктів розподілу/енергоспоживання до відімкнення навантаження в разі зниження частоти відповідно до встановлених технічних вимог;

5) випробування реле відімкнення навантаження за низької частоти, які мають підтвердити спрацювання реле від входу живлення номінальним змінним струмом відповідно до встановлених технічних вимог;

6) випробування відімкнення навантаження за низької напруги, які мають підтвердити здатність електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання до відімкнення навантаження за низької напруги та до роботи об’єднано з блокуванням перемикача відгалужень під навантаженням відповідно до встановлених технічних вимог;

7) випробування щодо обміну інформацією між ОСП і ОСР/оперативним персоналом об’єктів енергоспоживання, у тому числі в режимі реального часу, які мають підтвердити здатність об’єктів розподілу/енергоспоживання задовольняти вимоги стандарту обміну інформацією, встановлені цим Кодексом.

5.3.2. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів розподілу, у доповнення до вимог підпункту 5.3.1 цього пункту, ОСР мають проводити моделювання здатності об’єктів розподілу до генерування реактивної потужності з дотриманням таких вимог:

під час обчислення обміну реактивною потужністю за різних умов її генерування і споживання має використовуватися імітаційна модель усталеного потокорозподілення навантаження для приєднаної до системи передачі розподільної мережі;

частиною моделювань має бути поєднання режимів усталеного мінімального й максимального генерування та споживання реактивної потужності, що призводять до найнижчого та найвищого обміну реактивною потужністю;

частиною моделювань має бути обчислення експортування у точці приєднання реактивної потужності за умови перетікання активної потужності менше 25 % від максимально допустимого перетоку;

результати моделювання мають підтвердити відповідність об’єктів розподілу встановленим технічним вимогам.

5.3.3. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів енергоспоживання, у доповнення до вимог підпункту 5.3.1 цього пункту, власники об’єктів мають проводити моделювання здатності об’єктів енергоспоживання до підтримання рівня реактивної потужності з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена можливість об’єкта енергоспоживання підтримувати в точці приєднання рівень реактивної потужності відповідно до встановлених технічних вимог;

імітаційна модель потокорозподілення навантаження приєднаного до системи передачі об’єкта енергоспоживання використовується для обчислення обміну реактивною потужністю у різних режимах навантаження. Частиною моделювань мають бути режими мінімального і максимального навантаження, що призводять до найнижчого і найвищого обміну реактивною потужністю в точці приєднання;

результати моделювання мають підтвердити відповідність установленим технічним вимогам.

5.3.4. Для приєднаних до системи передачі електроустановок об’єктів енергоспоживання, які можуть виробляти реактивну потужність, у доповнення до вимог підпункту 5.3.1 цього пункту, власники об’єктів мають проводити моделювання здатності об’єктів енергоспоживання до підтримання рівня реактивної потужності з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена можливість об’єкта енергоспоживання підтримувати в точці приєднання рівень реактивної потужності відповідно до встановлених технічних вимог;

імітаційна модель потокорозподілення навантаження приєднаного до системи передачі об’єкта енергоспоживання має використовуватися для обчислення обміну реактивною потужністю у різних режимах її генерування і споживання;

частиною моделювань має бути поєднання режимів мінімального і максимального генерування та споживання реактивної потужності, що призводять до найнижчої та найвищої забезпеченості реактивною потужністю в точці приєднання;

результати моделювання мають підтвердити відповідність установленим технічним вимогам.

5.3.5. Для електроустановок об’єктів енергоспоживання, які беруть участь у регулюванні активної потужності, регулюванні реактивної потужності або управлінні системними обмеженнями за допомогою управління попитом власники об’єктів енергоспоживання повинні проводити такі випробування та моделювання:

1) випробування модифікації електроустановок, які мають підтвердити здатність електроустановок об’єктів енергоспоживання до зміни їх споживаної потужності після отримання розпорядження від ОСП відповідно до встановлених технічних вимог. Ці випробування мають проводитися за розпорядженням або альтернативно, шляхом імітації отримання розпорядження від ОСП;

2) випробування відімкнення та/або повторного ввімкнення енергоустановок статичної компенсації об’єкта енергоспоживання, які мають підтвердити здатність об’єктів енергоспоживання до регулювання напруги відповідно до встановлених технічних вимог. Ці випробування мають проводитись шляхом імітації отримання розпорядження від ОСП на подальше відімкнення енергоустановок статичної компенсації та імітації отримання розпорядження від ОСП на подальше повторне ввімкнення цих енергоустановок;

3) моделювання електроустановок об’єктів енергоспоживання, які використовуються для забезпечення регулювання активної потужності за допомогою управління попитом. Ці моделювання мають підтвердити технічну здатність електроустановки об’єкта енергоспоживання до забезпечення регулювання активної потужності за низької частоти відповідно до встановлених технічних вимог.

6.1. 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 6.5 цієї глави;

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

укладення договору про приєднання;

розроблення Замовником проектної документації на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника;

узгодження Замовником з ОСП проектної документації, відповідно до якої визначаються вартість робіт та терміни виконання приєднання електроустановок Замовника до електричних мереж;

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

оплату Замовником вартості приєднання відповідно до умов договору про приєднання;

проведення будівельно-монтажних і пусконалагоджувальних робіт електроустановок зовнішнього електрозабезпечення;

проведення випробувань електроустановок Замовника;

укладення Замовником договорів про надання послуг з передачі та про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, а також укладення Замовником, який є споживачем електричної енергії, договору про постачання електричної енергії споживачу;

отримання від ОСП дозволу на підключення;

підключення електроустановок Замовника 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.

6.2. Подання заяви про приєднання

6.2.1. Замовник звертається до ОСП щодо наміру приєднатися до електричних мереж або збільшити потужність існуючих електроустановок, приєднаних до цих мереж, із заявою, типова форма якої наведена в додатку 1 до цього Кодексу.

Заява про приєднання може також подаватися Замовником поштовим рекомендованим відправленням або в електронному вигляді на електронну адресу, зазначену на власному веб-сайті ОСП в мережі Інтернет.

6.2.2. До заяви додаються:

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

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

3) копія витягу з Реєстру платників єдиного податку або копію свідоцтва платника податку на додану вартість;

4) копія паспорта або належним чином оформлена довіреність чи інший документ на право укладати та підписувати договір про приєднання;

5) ТЕО (за наявності).

6.2.3. ОСП має розробити та оприлюднити на власному веб-сайті в мережі Інтернет порядок подання заяви про приєднання та додатків до неї в електронному вигляді.

6.2.4. Заява вважається поданою у разі її належного оформлення та наявності повного комплекту належно оформлених документів, указаних у підпункті 6.2.2 цього пункту. ОСП присвоює поданій заяві реєстраційний номер у такі строки:

у разі подання заяви особисто ОСП - у день подання;

у разі направлення заяви рекомендованим поштовим відправленням - не пізніше двох робочих днів з моменту отримання документів;

у разі направлення заяви в електронному вигляді - не пізніше одного робочого дня з моменту отримання документів.

Реєстраційний номер заяви повідомляється Замовнику. У разі направлення заяви рекомендованим поштовим відправленням або в електронному вигляді реєстраційний номер заяви повідомляється Замовнику в зазначений у заяві спосіб (рекомендованим поштовим відправленням, електронною поштою, факсом, за усним запитом засобами телефонного/мобільного зв’язку, телефонограмою з підтвердженням отримання тощо).

6.2.5. У разі подання неповного комплекту документів, передбачених підпунктом 6.2.2 цього пункту, або неналежного оформлення заяви та/або документів, що додаються до неї, ОСП вносить відповідну інформацію до реєстру заяв без присвоєння заяві реєстраційного номера та повідомляє про це Заявника, вказавши причини, через які не була проведена реєстрація заяви.

При отриманні неповного комплекту документів або неналежно оформлених документів, направлених поштовим відправленням або в електронному вигляді, ОСП протягом 5 робочих днів від дня отримання заяви повідомляє Заявника в зазначений у заяві спосіб (рекомендованим поштовим відправленням, електронною поштою, факсом) про причини, через які не була проведена реєстрація заяви.

6.2.6. ОСП протягом 5 робочих днів після реєстрації заяви перевіряє відповідність об’єктів електроенергетики/електроустановок об’єктів електроенергетики, заявлених до приєднання, критеріям приєднання до системи передачі, установленим у пункті 1.1 глави 1 цього розділу, та у разі виявлення їх невідповідності відхиляє подану заяву та повідомляє про це Замовника у спосіб, указаний ним у заяві (рекомендованим поштовим відправленням, електронною поштою, факсом), із зазначенням та обґрунтуванням причин її відхилення.

6.2.7. Номер заяви обліковується в окремому реєстрі. Реєстр заяв на приєднання до електричних мереж ведеться у паперовому або електронному вигляді.

6.3. Визначення точки забезпечення потужності

На підставі заяви Замовника про приєднання електроустановки певної потужності та наданих до неї відповідно до підпункту 6.2.2 пункту 2 цієї глави документів ОСП визначає точку забезпечення потужності.

Точка забезпечення потужності визначається виходячи з конфігурації мереж і навантаження у зоні можливого приєднання. ОСП готує технічне обґрунтування такого вибору і технічні умови на приєднання відповідно до вимог пункту 6.4 цієї глави.

Якщо при визначенні точки приєднання ОСП вважає, що запропоновані для приєднання електроустановки об’єктів електроенергетики несприятливо впливатимуть на якість електричної енергії та надійність електропостачання в цій чи інших точках приєднання, то при підготовці технічних умов він має встановити відповідні вимоги до параметрів електроустановки, які повинні бути забезпечені Замовником.

6.4. Розроблення та надання Замовнику технічних умов на приєднання

6.4.1. ОСП забезпечує безоплатну видачу технічних умов на приєднання, які містять вимоги щодо проектування та будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника), а також щодо проектування електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (у межах земельної ділянки Замовника), безпеки електропостачання та влаштування вузла обліку електричної енергії.

6.4.2. Вимоги щодо проектування електричних мереж внутрішнього забезпечення та вимоги до електроустановок щодо безпеки електропостачання визначаються ОСП згідно з технічними вимогами, установленими в главі 2 цього розділу, відповідно до типу установки.

6.4.3. Технічні умови на приєднання є невід’ємною частиною договору про приєднання та викладаються у вигляді єдиного документа, типова форма якого наведена в додатку 4 до цього Кодексу.

Під час розроблення технічних умов на приєднання ОСП має керуватися такими принципами:

надійності електрозабезпечення струмоприймачів Замовника згідно з чинним законодавством України з урахуванням категорії надійності електропостачання, яку було зазначено в заяві про приєднання;

забезпечення належної якості електричної енергії в точці приєднання;

не погіршення параметрів надійності та якості електричної енергії для інших Користувачів;

оптимальності з економічної і технічної точки зору схеми електрозабезпечення.

Технічні умови на приєднання розробляються ОСП з урахуванням детальних планів території та схем розвитку системи передачі.

Технічні умови на приєднання, підписані ОСП, разом з проектом договору про приєднання надаються Замовнику не пізніше 10 робочих днів від дня реєстрації заяви.

У разі відсутності ТЕО на приєднання електроустановок, призначених для виробництва або розподілу електричної енергії, та незгоди Замовника з визначеною ОСП точкою забезпечення потужності та/або схемою приєднання цих електроустановок нові технічні умови на приєднання разом з проектом договору про приєднання розробляються ОСП і надаються Замовнику не пізніше 10 робочих днів від дня отримання від Замовника ТЕО.

У разі зміни Замовника або власника (форми власності) електроустановки, за умови відсутності зміни технічних параметрів (величина потужності, напруга, категорія надійності електропостачання тощо) цієї електроустановки, нові технічні умови не розробляються.

За письмовим зверненням Замовника центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, надає висновок щодо технічної обґрунтованості вимог технічних умов на приєднання на відповідність чинним стандартам, нормам та правилам.

6.5. Техніко-економічне обґрунтування схеми приєднання

6.5.1. Розроблення ТЕО схеми приєднання здійснюється Замовником:

у разі незгоди із запропонованою ОСП точкою забезпечення потужності та/або схемою приєднання;

для визначення доцільності приєднання до електричних мереж системи передачі генеруючих одиниць потужністю 20 МВт і нижче та електроустановок споживача.

Розроблення ТЕО здійснюється проектною організацією за рахунок Замовника.

Техніко-економічне обґрунтування має відповідати чинним нормативно-технічним документам.

6.5.2. Будь-яка фізична або юридична особа має право отримати безоплатно від ОСП вихідні дані для розроблення ТЕО вибору схеми приєднання своїх електроустановок до системи передачі з метою оцінки бізнесових та виробничих ризиків.

Вихідні дані для розроблення ТЕО надаються ОСП на підставі заяви, типова форма якої наведена в додатку 2 до цього Кодексу, протягом 10 робочих днів від дня отримання заяви.

6.5.3. На підставі розробленого ТЕО схеми приєднання Замовник може запропонувати ОСП свій варіант точки забезпечення потужності (схеми приєднання).

ОСП опрацьовує наданий Замовником варіант точки забезпечення потужності (схеми приєднання) та не пізніше ніж через 10 робочих днів з дня отримання ТЕО приймає пропозиції Замовника або письмово обґрунтовує пріоритетність іншого варіанта схеми приєднання ніж передбачено ТЕО.

Якщо Замовник не погоджується з пропозицією ОСП щодо іншого варіанта схеми приєднання ніж передбачено ТЕО, він має право не підписувати договір про приєднання та ініціювати врегулювання спірних питань відповідно до порядку, установленого у главі 5 розділу I цього Кодексу.

6.6. Укладення договору про приєднання

6.6.1. Договір про приєднання визначає організаційні, технічні та фінансові умови, на яких здійснюється приєднання електроустановок Замовника до системи передачі, та регулює правовідносини між ОСП та Замовником у період здійснення заходів з приєднання.

Договір про приєднання укладається за типовою формою, яка наведена в додатку 3 до цього Кодексу.

Невід’ємними додатками до договору є:

технічні умови на приєднання;

погоджена проектно-кошторисна документація;

розрахунок вартості приєднання;

графіки виконання робіт.

6.6.2. Якщо об’єкт (земельна ділянка) Замовника перебуває у власності (користуванні) декількох осіб, ОСП укладає договір про приєднання з одним із співвласників (Замовників) за умови наявності письмової згоди всіх інших співвласників (Замовників), про що робиться відповідна відмітка в договорі.

6.6.3. ОСП надає Замовнику два примірники підписаного ним договору про приєднання у терміни, визначені в абзацах восьмому та дев'ятому підпункту 6.4.3 пункту 6.4 цієї глави.

Замовник, який одержав два примірники підписаного ОСП договору про приєднання, у разі згоди з його умовами підписує договір у визначений законодавством термін та повертає один примірник ОСП.

6.6.4. Термін виконання договору про приєднання встановлюється сторонами з урахуванням часу, необхідного для нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення електричних мереж, пов’язаних з приєднанням електроустановок Замовника.

Під час дії договору про приєднання виконання технічних умов на приєднання до системи передачі є обов’язковим для всіх сторін договору.

6.6.5. Спірні питання, що виникають між сторонами під час дії договору про приєднання, вирішуються у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

6.6.6. Укладення договору про приєднання зобов’язує ОСП враховувати технічні рішення, передбачені в цьому договорі, у плані розвитку системи передачі та при підготовці звіту з оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей.

6.6.7. Плата за приєднання електроустановок до електричних мереж визначається відповідно до методики, затвердженої Регулятором.

6.7. Розроблення проектної документації на електроустановки зовнішнього електрозабезпечення

6.7.1. Приєднання електроустановок Замовника здійснюється згідно з проектною документацією на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника та згідно з виконавчою документацією будівельних/монтажних робіт цього об’єкта.

6.7.2. Розроблення проектної документації на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника здійснюється Замовником відповідно до умов договору про приєднання. Завдання на проектування має враховувати вимоги технічних умов. Для підготовки проектної документації ОСП на запит Замовника або проектної організації Замовника має надавати всі необхідні для проектування дані. Розроблена Замовником та погоджена ОСП проектна документація на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника є додатком до договору про приєднання, що оформлюється відповідною додатковою угодою.

6.7.3. Проектна документація має визначити достатність замовленої до приєднання потужності та категорії надійності електропостачання вимогам, які мають забезпечуватися у процесі експлуатації об’єкта Замовника. Ці вимоги розраховуються відносно потужності струмоприймачів з урахуванням коефіцієнта одночасності їх використання.

6.7.4. Проектна документація має визначити точку приєднання на межі технологічного з’єднання електроустановок або частин однієї електроустановки. Проектна документація розробляється окремими частинами (томами) для мереж Замовника та мереж ОСП відповідно до точки приєднання.

6.7.5. Замовник до початку будівельно-монтажних робіт, пов’язаних з виконанням договору про приєднання, має подати на погодження ОСП проектну документацію. ОСП не пізніше 10 робочих днів від дня отримання проектної документації надає Замовнику два примірники підписаної ним додаткової угоди до договору про приєднання. Необхідна кількість примірників проектної документації та формат надання її на електронних носіях визначається умовами договору про приєднання. Замовник, який одержав два примірники підписаної ОСП додаткової угоди до договору про приєднання, у разі згоди з її умовами підписує додаткову угоду у визначений законодавством термін та повертає один примірник ОСП.

6.7.6. У разі обґрунтованої незгоди ОСП з вартістю реалізації технічних умов відповідно до проектної документації на вимогу ОСП Замовник надає до проектної документації письмовий звіт відповідної експертної організації, яка відповідає критеріям, визначеним Міністерством регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України. ОСП у щорічному звіті повідомляє Регулятора про вимогу щодо проведення експертизи з наданням її обґрунтування.

6.7.7. За результатами розгляду проектної документації ОСП оформлює узагальнене технічне рішення щодо проекту. Строк розгляду проектної документації, поданої ОСП на погодження, не може перевищувати 15 робочих днів від дати її отримання. Погодження проектної документації здійснюється ОСП безоплатно.

6.7.8. Строк доопрацювання проектної документації - 30 робочих днів з дня отримання Замовником зауважень до неї. Замовник може продовжити строк доопрацювання проектної документації шляхом письмового повідомлення ОСП, направленого не пізніше ніж за 2 робочі дні до закінчення строку доопрацювання.

6.7.9. Доопрацьована проектна документація підлягає повторному погодженню у терміни, визначені у підпункті 6.7.7 цього пункту. Під час повторного погодження проектної документації не дозволяється висувати нові зауваження, якщо вони не стосуються внесених змін до проектної документації.

6.7.10. Погоджена проектна документація разом з підписаною ОСП відповідною додатковою угодою до договору про приєднання повертається Замовнику.

6.7.11. Погоджена проектна документація є чинною на весь час будівництва відповідних мереж. Зміни до узгодженої проектної документації на будівництво, реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника, які призводять до зміни вартості реалізації проекту, погоджуються шляхом внесення відповідних змін до договору про приєднання.

6.8. Проведення будівельно-монтажних і пусконалагоджувальних робіт електроустановок зовнішнього електрозабезпечення та подання напруги для проведення випробувань

6.8.1. Будівельно-монтажні та пусконалагоджувальні роботи з нового будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення електроустановок зовнішнього електрозабезпечення виконуються ОСП або залученими ним спеціалізованими організаціями та/або фізичними особами-підприємцями, які мають право на виконання цих робіт.

Виконавець комплексу робіт із будівництва електроустановок зовнішнього електрозабезпечення Замовника визначається на конкурсних засадах відповідно до чинного законодавства.

6.8.2. Терміни виконання будівельно-монтажних та пусконалагоджувальних робіт визначаються умовами договору про приєднання з урахуванням визначеної проектом тривалості виконання робіт.

6.8.3. Після закінчення будівельно-монтажних і налагоджувальних робіт, перед прийманням в експлуатацію електроустановок зовнішнього електрозабезпечення, повинні бути проведені індивідуальні випробування обладнання та його окремих систем в обсягах, визначених нормативно-технічним документом "Норми випробування електрообладнання", які завершуються пробним пуском основного і допоміжного обладнання, а також комплексне випробування обладнання.

6.8.4. Індивідуальні випробування електроустановок Замовника та функціональні випробування окремих систем повинна виконувати будівельно-монтажна організація із залученням пусконалагоджувальних організацій і персоналу Замовника.

6.8.5. Дефекти, виявлені в ході індивідуальних та функціональних випробувань, повинні бути усунуті будівельно-монтажними організаціями та заводами-виготовлювачами енергетичного обладнання до початку комплексних випробувань.

6.8.6. Введення в роботу нового обладнання з незадовільним технічним станом забороняється.

6.8.7. Електроустановки зовнішнього електрозабезпечення Замовника, збудовані, реконструйовані чи технічно переоснащені в системі передачі від точки забезпечення замовленої потужності до точки приєднання об’єкта Замовника, є власністю ОСП.