Про затвердження Кодексу системи передачі

9.6. Повторне підключення електроустановок Користувача до системи передачі, які були відключені примусово, здійснюється ОСП після усунення Користувачем причин примусового відключення та компенсації ним витрат ОСП на здійснення заходів, пов’язаних з відключенням та повторним підключенням цих електроустановок.

1.1. На всіх об’єктах ОСП та Користувачів мають бути створені технічні та технологічні системи експлуатації електроустановок, а також структура управління цими системами.

1.2. До складу технічних систем експлуатації електроустановок ОСП та Користувачів входять (але не обмежуються ними) такі групи обладнання (далі - електротехнічне обладнання, електрообладнання, обладнання):

силове устаткування;

обладнання власних електричних потреб енергооб’єктів, яке забезпечує роботу цих об’єктів;

пристрої релейного захисту та протиаварійної автоматики;

пристрої системної протиаварійної автоматики;

обладнання та пристрої робочого та захисного заземлення;

пристрої та канали зв’язку, технічні засоби автоматизованого диспетчерського управління та оперативно-технологічного управління;

обладнання захисту від перенапруг;

пристрої та обладнання комерційного обліку електричної енергії, засоби вимірювальної техніки для контролю якості електричної енергії та оперативно-технологічного обміну інформацією;

освітлення;

обладнання компенсації реактивної енергії;

обладнання і пристрої вимірювання, відображення і збереження (архівації) інформації про технологічні процеси та характеристики обладнання;

допоміжне обладнання - будівлі та споруди, в яких встановлене вищезазначене енергетичне обладнання, системи водопостачання і водовідведення, пожежної сигналізації і пожежогасіння, стиснутого повітря тощо;

інші електротехнічні пристрої в залежності від структури об’єкта.

1.3. До складу технологічних систем експлуатації електроустановок ОСП та Користувачів входять (але не обмежуються ними) такі системи:

диспетчерського (оперативно-технологічного) управління;

технічного обслуговування та ремонтів;

контролю та нагляду за технічною експлуатацією;

обліку та контролю виконання нормативно-технічних документів;

розслідування та обліку технологічних порушень;

перспективного розвитку: капітальне будівництво, реконструкція та технічне переоснащення;

роботи з персоналом;

безпечної експлуатації та охорони праці;

техногенної, пожежної та екологічної безпеки;

матеріального, транспортного та іншого забезпечення;

охорони енергетичних об’єктів.

2.1. Електротехнічне обладнання електроустановок, прийняте в експлуатацію, має перебувати в одному з таких оперативних станів: у роботі, у резерві, у ремонті (плановому або аварійному) або у стані консервації.

2.2. Технічне обслуговування обладнання (включаючи діагностування його технічного стану) - це комплекс робіт, спрямованих на підтримання роботоспроможності та запобігання передчасному спрацюванню елементів обладнання під час використання його за призначенням, перебування в резерві чи зберіганні, а також під час транспортування.

2.3. Види, обсяги, способи та періодичність проведення технічного обслуговування обладнання визначаються на підставі нормативно-технічної документації, інструкцій заводів-виробників, досвіду експлуатації та технічного обслуговування обладнання за попередній період, а також за технічним станом та затверджуються керівником або технічним керівником об’єкта електроенергетики.

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

2.5. ОСП та Користувачі при експлуатації електроустановок системи передачі організовують функціонування таких систем ремонтів:

планово-попереджувальна (з фіксованою періодичністю ремонтів відповідно до вимог нормативно-технічних документів та заводської документації);

планово-діагностична (за технічним станом, виходячи з результатів технічного діагностування).

2.6. Система технічного обслуговування і ремонту обладнання, яка запроваджується на об’єктах ОСП та Користувачів, має передбачати:

створення розпорядчої, нормативної та методичної бази з організації і технології виконання технічного обслуговування і ремонтів;

створення структури управління, видів і методів, періодичності, обсягів і тривалості технічного обслуговування і ремонтів;

критерії безпечного і надійного технічного стану обладнання та ефективності його роботи;

узгодженість планів (графіків) технічного обслуговування і ремонту в порядку, установленому цим Кодексом та іншими нормативно-технічними документами;

належне забезпечення фінансовими, матеріальними і людськими ресурсами;

підтримання належної кваліфікації персоналу, який виконує експлуатаційне і технічне обслуговування обладнання та його ремонт;

дотримання процедур планування, погодження, затвердження і коригування планів (графіків) технічного обслуговування і ремонту обладнання відповідно до вимог цього Кодексу та інших нормативно-технічних документів.

2.7. Види, періодичність, обсяги і терміни ремонтів електроустановок об’єкта електроенергетики системи передачі визначаються відповідно до тієї системи ремонтів, до якої вони віднесені рішенням керівника або технічного керівника цього об’єкта.

2.8. Тривалість ремонтів визначається виходячи із запланованих обсягів робіт з урахуванням оптимізації витрат на їх проведення та можливих економічних наслідків від простою обладнання в ремонті, а в умовах обмежених можливостей щодо виведення цього обладнання в ремонт - з урахуванням вимог розділу VI цього Кодексу.

2.9. Порядок організації технічного обслуговування, порядок приймання і оцінка стану відремонтованих електроустановок об’єктів мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

2.10. Виведення з роботи і резерву електротехнічного обладнання, яке перебуває в оперативному управлінні або в оперативному віданні диспетчерського персоналу ОСП, для проведення його технічного обслуговування і ремонту здійснюється на підставі річного та місячних графіків виведення з роботи обладнання.

Планування та координація виведення з роботи і резерву такого обладнання здійснюється відповідно до розділу VI цього Кодексу.

2.11. На об’єктах системи передачі необхідно здійснювати технічне переоснащення (модернізацію) обладнання для поліпшення його техніко-економічних показників та підвищення надійності роботи ОЕС України.

2.12. Технічне переоснащення (модернізація) обладнання системи передачі має проводитись відповідно до перспективного плану її розвитку, вимоги щодо розроблення якого визначаються у розділі II цього Кодексу.

3.1. Вимірювання контрольованих параметрів роботи обладнання об’єктів ОСП та Користувачів (далі - вимірювання) здійснюється для виконання таких функцій:

технічного обслуговування обладнання;

планування та управління режимами роботи обладнання і енергосистеми в цілому;

роботи систем і засобів автоматизації технологічних процесів та пристроїв захисту;

комерційного та технічного обліку електричної енергії та вимірювання потужності;

контролю якості електричної енергії;

побудови інформаційно-технологічної системи управління системою передачі.

3.2. Вимірювання здійснюється засобами вимірювальної техніки за такими, але не виключно, видами вимірювань:

електричні та магнітні величини;

тиск, вакуумні вимірювання;

температурні та теплофізичні вимірювання;

радіотехнічні та радіоелектронні вимірювання;

геометричні та механічні величини;

час і частота;

параметри потоку, витрат, рівня, об’єму речовин;

фізико-хімічний склад та властивості речовин;

акустичні, оптико-фізичні вимірювання;

вимірювання характеристик іонізуючого випромінювання та ядерних констант.

3.3. Метрологічні, технічні та експлуатаційні характеристики засобів вимірювальної техніки (діапазон вимірювання, клас точності, чутливість, похибка, швидкодія, надійність тощо), періодичність та обсяги їх технічного обслуговування та повірки мають відповідати вимогам нормативно-технічних документів та нормативно-правових актів для кожного виду вимірювання і функцій, які виконуються на основі результатів відповідного вимірювання.

Перелік цих нормативно-технічних документів та нормативно-правових актів оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

3.4. Системи фіксації, обробки, зберігання та передачі даних засобів вимірювальної техніки, які встановлені на обладнанні об’єктів системи передачі та електроустановок, приєднаних до неї, та задіяні в побудові інформаційно-технологічної системи управління системою передачі та ОЕС України, а також системи зв’язку між зазначеними об’єктами мають бути сумісними між собою та відповідати принципам і вимогам, викладеним у розділі X цього Кодексу.

4.1. На об’єктах ОСП та Користувачів повинна функціонувати технологічна система контролю за експлуатацією, що передбачає виконання власником електроустановок наступного:

контроль за технічним станом об’єктів;

організацію розроблення та обліку виконання заходів, які забезпечують технічну і екологічну безпеку обладнання, а також підтримання належних показників надійності його роботи;

розслідування та облік технологічних порушень у роботі обладнання;

контроль за дотриманням вимог нормативно-технічних документів з експлуатації електроустановок.

5.1. Експлуатація обладнання об’єктів ОСП та Користувачів повинна здійснюватися з виконанням вимог щодо безпечного стану обладнання, його технічних характеристик, показників надійності і екологічної безпеки, а також щодо організації експлуатації та організації роботи з персоналом, які встановлено відповідними нормативно-технічними документами.

Перелік цих нормативно-технічних документів та нормативно-правових актів оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

5.2. Під час експлуатації основного обладнання, крім загальних вимог, повинні виконуватися вимоги щодо окремих видів обладнання, встановлені відповідними інструкціями заводів-виробників, місцевими інструкціями та циркулярами з експлуатації обладнання.

5.3. Система обліку та контролю виконання нормативно-технічних документів має включати:

визначення вичерпного переліку норм, правил, стандартів, інструкцій, а також циркулярів, виконання яких є обов’язковим під час експлуатації даного об’єкта/обладнання;

своєчасний перегляд такого переліку, внесення в нього відповідних змін;

розроблення заходів щодо виконання вимог нормативно-технічних документів і нормативних-правових актів, контроль їх виконання.

5.4. Моніторинг (система безперервних спостережень та комплекс робіт з контролю) за дотриманням стандартів операційної безпеки мережі та безпеки постачання електричної енергії, якістю і рівнем експлуатації та технічного обслуговування електроустановок здійснюється відповідно до чинного законодавства України.

6.1. Технологічні порушення в роботі об’єктів ОСП та Користувачів розслідуються, класифікуються, оформлюються і обліковуються згідно з вимогами відповідних нормативно-технічних документів, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

6.2. Розслідуванню та обліку технологічних порушень у роботі об’єктів електроенергетики підлягають:

пошкодження електроустановок або їх електротехнічного обладнання під час експлуатації, ремонту, резерву;

недопустиме відхилення параметрів роботи та/або технічного стану енергоустановок, що призвело або може призвести до виведення їх з ладу;

втрата стійкості ОЕС України та/або несанкціоноване її розділення на частини;

помилкові відключення енергоустановок, а також вимушені несанкціоновані відключення для усунення дефектів або пошкоджень їхніх окремих елементів;

будь-які події, не передбачені договором на надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, укладеного між ОСП та Користувачами, які призвели до відключення або зменшення потужності електростанцій, відключення окремих енергоустановок та/або споживачів електричної енергії;

незаплановане відхилення рівня міждержавного перетоку електричної енергії та/або потужності понад встановлене міждержавними угодами значення або його повне припинення;

порушення роботоспроможності каналів і засобів диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, що призвело до втрати зв’язку диспетчера з керованим енергооб’єктом та/або втрати зв’язку між диспетчерами регіональних електроенергетичних систем тривалістю понад одну годину.

Інші порушення в роботі обладнання об’єкта електроенергетики, які не відносяться до вищезазначених та носять локальний характер, розслідуються та обліковуються за процедурою, затвердженою технічним керівником об’єкта електроенергетики.

6.3. Факт технологічного порушення має бути зафіксований, а інформація про його виникнення, розвиток та заходи, які вживаються щодо локалізації та усунення наслідків порушення, передана відповідним органам виконавчої влади, центральному органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики, органам адміністративного та оперативно-технологічного управління ОЕС України відповідно до вимог чинного законодавства України та галузевих нормативно-технічних документів.

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

6.4. Організація розслідування та облік технологічних порушень на об’єктах електроенергетики мають включати:

функціонування постійно діючої комісії з розслідування технологічних порушень;

розпорядчі документи з організації розслідування технологічних порушень, їх класифікації та обліку;

контроль за дотриманням вимог нормативно-технічних документів з розслідування та обліку технологічних порушень;

встановлення причин і передумов виникнення та розвитку технологічних порушень;

оцінку технічних та економічних наслідків технологічних порушень;

складання актів та звітів з розслідування технологічних порушень;

розроблення організаційно-технічних і протиаварійних заходів за результатами розслідування порушень та контроль за їх виконанням;

підготовку пропозицій щодо вдосконалення технічної і технологічної систем експлуатації, технічного обслуговування та ремонту електротехнічного обладнання, а також нормативно-технічних документів з цих питань;

ведення обліку технологічних порушень.

6.5. Склад постійно діючої комісії з розслідування технологічних порушень може доповнюватися в залежності від характеру та складності конкретних порушень відповідно до вимог нормативно-технічних документів.

6.6. У разі виникнення технологічного порушення, яке характеризується відповідними нормативно-технічними документами як аварія або відмова I чи II категорії, до складу комісії включаються у разі їх згоди представники центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики.

6.7. До розслідування технологічних порушень, причинами яких можуть бути дефекти проєктування, виготовлення, будівництва, монтажу або ремонту можуть залучатися представники відповідних організацій, у тому числі заводів-виробників обладнання.

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

виявлення елементів електроустановок, що знижують надійність їх експлуатації;

виявлення неефективних систем і методів управління технологічними процесами, які потребують удосконалення;

удосконалення технічного обслуговування і ремонту електроустановок;

забезпечення надійної роботи електроустановок об’єктів електроенергетики та дотримання стандартів операційної безпеки мережі та безпеки постачання електричної енергії;

удосконалення чинних та підготовку нових нормативно-технічних документів.

6.9. Розслідування технологічних порушень на об’єктах міждержавних електричних мереж здійснюється в порядку, установленому міждержавними угодами, договорами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, та цим Кодексом.

6.10. Договором про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, укладеного між ОСП та суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, має бути визначений порядок утворення, скликання та роботи комісії з розслідування технологічних порушень.

Факт технологічного порушення має право зафіксувати кожна із сторін договору.

Про технологічне порушення, зафіксоване стороною договору, уповноважена цією стороною особа має у визначений договором термін повідомити іншу сторону.

6.11. Розслідування технологічних порушень на об’єктах міждержавних електричних мереж здійснюється, як правило, комісією сторони, на території якої відбулося порушення.

Якщо інша сторона у встановлений договором термін має намір взяти участь у двосторонній комісії з розслідування, сторона, на території якої відбулося порушення, включає до складу двосторонньої комісії представників іншої сторони та організовує роботу з розслідування за узгодженою сторонами програмою.

6.12. ОСП визначає види технологічних порушень, повідомлення про які мають передаватися по ієрархічній структурі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та оприлюднюватися суб’єктами, які здійснюють експлуатацію об’єктів електроенергетики, на яких відбулися ці технологічні порушення.

6.13. Інформація щодо технологічних порушень, яка підлягає оприлюдненню, повинна включати, як мінімум, місце і час настання порушення та усунення його наслідків, кількість відключень та тривалість знеструмлення споживачів, важкість наслідків цих порушень.

6.14. Технічний керівник суб’єкта господарювання, у власності або користуванні якого перебуває об’єкт електроенергетики, на якому зафіксовані технологічні порушення та проводяться їх розслідування, зобов’язаний включити представника ОСП та Користувачів у склад комісії з розслідування на їх вимогу у випадках, зазначених в абзаці шостому пункту 6.2 цієї глави.

7.1. Права, обов’язки та відповідальність ОСП та Користувачів щодо технічної експлуатації електроустановок об’єктів електроенергетики регулюються цим Кодексом, іншими нормативно-технічними документами та/або договорами, укладеними між суб’єктами господарювання, у власності або користуванні яких знаходяться об’єкти електроенергетики.

7.2. ОСП та Користувачі мають право:

звертатися у встановленому законодавством України порядку до відповідних центральних органів виконавчої влади, центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики, та Регулятора щодо неналежної експлуатації електроустановок, вирішення спірних питань, у тому числі пов’язаних з технологічними порушеннями на об’єкті електроенергетики, яким володіє та/або експлуатує інша сторона;

отримувати інформацію щодо технологічних порушень та брати участь у розслідуванні технологічних порушень на будь-якій електроустановці об’єкта електроенергетики ОЕС України у разі, якщо це технологічне порушення призвело до порушення нормальної експлуатації на його енергооб’єкті, економічних втрат або невиконання ним договірних зобов’язань, у тому числі перед третьою стороною;

отримувати від інших Користувачів наявну інформацію про технічний та оперативний стан електроустановок та електротехнічного обладнання на їх об’єктах для оцінювання здатності суміжних енергооб’єктів підтримувати вимоги щодо нормальної експлуатації обладнання та належних показників надійності його роботи.

7.3. ОСП та Користувачі зобов’язані:

здійснювати постійний аналіз виконання вимог цього Кодексу та інших нормативно-технічних документів з питань технічної експлуатації електроустановок об’єктів електроенергетики, а також виконання заходів за результатами роботи центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики;

надавати за власною ініціативою або на запит іншого Користувача суміжних об’єктів електроенергетики інформацію щодо технологічних порушень, які сталися на їх об’єкті, а також щодо технічного та оперативного стану своїх електроустановок та електротехнічного обладнання.

7.4. Відповідальними за технічну експлуатацію об’єктів є керівники суб’єктів господарювання, у власності та/або користуванні яких перебувають ці об’єкти.

7.5. Відповідальність за шкоду будь-якій стороні, завдану внаслідок неналежної експлуатації чи технічного стану обладнання або технологічного порушення на об’єкті, несе суб’єкт господарювання, у власності та/або користуванні якого перебуває цей об’єкт.

7.6. Експлуатацію нових (реконструйованих) міждержавних ліній електропередачі, збудованих за рахунок інвестора, здійснює ОСП за договором із власником/інвестором.

8.1. Системні випробування полягають у заздалегідь підготовленій і систематизованій реєстрації на певний період часу окремих змін параметрів у роботі обладнання електричних станцій (тиск, вібрація, швидкість, оберти тощо) та загальносистемних електричних параметрів (напруга, частота, потужність, фазові кути та швидкість їх зміни тощо) для нормального режиму та при контрольованому застосуванні аварійних збурень для аварійних режимів роботи об’єднаної енергетичної системи України або будь-якої її частини.

8.2. Залежно від цілей і завдань системні випробування розподіляються на такі категорії:

I категорія - випробування, метою яких є:

уточнення розрахункових значень параметрів статичної і динамічної стійкості енергосистеми, окремих зв’язків або групи зв’язків у різних контрольованих перетинах ОЕС України, у тому числі міждержавних;

перевірка достатності та правильності налагодження пристроїв систем протиаварійної автоматики;

перевірка вихідних даних, які використовуються під час розрахунків стійкості енергосистеми та вузлів навантаження;

II категорія - випробування, метою яких є визначення:

фактичних характеристик регулювання обладнання генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць навантаження, а також обладнання підстанцій, роботи пристроїв системної автоматики;

участі генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць навантаження в регулюванні частоти та активної потужності, напруги та реактивної потужності у сталих, аварійних і післяаварійних режимах роботи ОЕС України;

відповідності генеруючих одиниць, УЗЕ та одиниць енергоспоживання вимогам розділу III цього Кодексу та відповідним нормативно-технічним документам, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу

До системних випробувань II категорії можуть також відноситися приймально-здавальні випробування електротехнічного обладнання електростанцій, УЗЕ та електричних мереж після його капітального ремонту або технічного переоснащення.

8.3. Ініціатором системних випробувань I категорії є ОСП з власної ініціативи або з ініціативи оператора енергосистеми іншої держави, з якою Україна працює паралельно (для проведення спільних випробувань).

8.4. Ініціатором проведення випробувань II категорії можуть бути ОСП, користувачі системи передачі/розподілу.

8.5. Випробування проводяться у такому порядку:

прийняття рішення керівником суб’єкта господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики за власною ініціативою за обґрунтованою вимогою ОСП як ініціатора проведення випробування, щодо визначення об’єкта та мети, з якою проводяться випробування;

призначення керівника, відповідального за проведення випробувань;

визначення посадових осіб та/або органу з оцінки відповідності, відповідальних за технологічну і оперативну частини випробувань;

розроблення, погодження з ОСП (якщо суб’єктом господарювання виступає інша особа ніж ОСП) та затвердження програми випробувань;

призначення терміну початку та завершення виконання програми випробувань та погодження цього терміну з ОСП (якщо суб’єктом господарювання виступає інша особа ніж ОСП);

виконання заходів підготовчого етапу робіт;

виконання програми випробувань;

обробка даних випробувань і підготовка звітів та висновків.

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

8.7. Програма випробування розробляється ініціатором випробувань з урахуванням вимог нормативно-технічних документів, вимог ОСП, технічної документації заводів-виробників і має визначати організаційно-технічні заходи та, зокрема, включати:

причини проведення випробувань;

визначення об’єкта і мети випробування;

дату і час початку та розрахункову тривалість випробування;

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

опис стану обладнання, на якому планується проведення випробування;

первинну схему електричних з’єднань об’єкта електроенергетики та прилеглої мережі, а також вимоги до діючого обладнання;

опис системних та/або технологічних обмежень, пов’язаних з виконанням програми;

обсяг підготовчих робіт, що передують випробуванню;

заходи щодо забезпечення виконання вимог правил безпечної експлуатації обладнання при проведенні випробування;

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

режими роботи випробовуваного і суміжного з ним обладнання підстанцій, електростанцій, ліній електропередачі на кожному етапі випробування, припустимі відхилення величин параметрів, визначених у процесі випробування, та їх граничні значення;

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

режими роботи обладнання, стан первинної схеми та релейного захисту після закінчення випробування;

дії персоналу у випадках настання позаштатних ситуацій;

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

необхідні схеми, креслення тощо.

8.8. Суб’єкт господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики, зобов’язаний погодити з ОСП програму випробування у разі, якщо випробування має здійснюватися з метою:

підготовки та прийняття рішень стосовно оптимізації схем та режимів роботи об’єкта електроенергетики;

зміни схем та режимів роботи об’єкта електроенергетики;

оцінки статичної і динамічної стійкості об’єкта електроенергетики;

перевірки правильності налагодження систем протиаварійної автоматики та достатності її обсягів заданим режимам;

перевірки відповідності електроустановок користувачів системи передачі/розподілу вимогам ОСП щодо постачання допоміжних послуг.

8.9. Програма випробування, розроблена суб’єктом господарювання, який володіє або експлуатує об’єкт електроенергетики, виконання якої передбачає зміни технологічних режимів або схем електрозабезпечення ОСП та/або інших Користувачів, має бути погоджена всіма учасниками випробування.

8.10. У разі відсутності згоди щодо погодження програми випробування будь-яким учасником випробування остаточне рішення щодо змісту програми випробування приймає центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики.

8.11. Процедура погодження та затвердження програми випробування, а також порядок проведення випробування регламентуються відповідними нормативно-технічними документами, перелік яких оприлюднюється ОСП як Адміністратором Кодексу.

8.12. Випробування електроустановок об’єктів міждержавних електричних мереж виконуються у порядку, установленому міждержавними угодами, договорами між суб’єктами, які володіють на праві власності або мають у користуванні об’єкти міждержавних електричних мереж, та цим Кодексом.

8.13. Залежно від мети і завдань системних випробувань ініціатор випробувань визначає режими, що підлягають експериментальній перевірці та, за необхідності, виконує розрахунок очікуваних параметрів. На підставі проведеного аналізу визначаються параметри, що підлягають контролю, і точки виміру, а також плануються основні етапи випробувань.

8.14. До початку розроблення технічної програми на проведення системних випробувань I категорії ОСП повинен виконати аналіз:

схеми електричної мережі;

значень параметрів за різних режимів електричної мережі;

зареєстрованих даних про технологічні порушення та аварійних ситуацій, що мали місце.

8.15. Ініціатор системних випробувань повинен надавати відповідальному виконавцеві (на його прохання) результати попередніх розрахунків режимів, за якими будуть проводитися випробування, та необхідну технічну документацію для розроблення робочих програм випробувань (проєктні схеми електричної мережі і її окремих вузлів, необхідні інструкції енергопідприємств, що беруть участь у випробуваннях тощо).

8.16. Якщо при підготовці та/або проведенні випробування ні в який спосіб неможливо уникнути системних та/або технологічних обмежень, ОСП повинен повідомити про них усіх користувачів системи передачі/розподілу, на яких впливає проведення випробувань, розробити та надати їм рекомендації щодо заходів, яких необхідно вжити для мінімізації негативних наслідків таких обмежень.

8.17. ОСП та інші учасники випробування не несуть відповідальності перед іншими користувачами системи передачі/розподілу за наслідки системних та/або технологічних обмежень, якщо випробування виконувалися згідно з затвердженою програмою з дотриманням інших вимог цього Кодексу та відповідних нормативно-технічних документів, за винятком настання технологічних порушень на об’єктах Користувачів внаслідок помилкових дій персоналу, який виконував випробування. При цьому до уваги приймається факт і повнота виконання Користувачами рекомендацій ОСП, зазначених у пункті 8.16 цієї глави.

8.18. Якщо на день запропонованого системного випробування в системі складуться такі умови експлуатації, що будь-яка з причетних сторін побажає затримати або скасувати початок чи продовження системного випробування, то вона має негайно поінформувати інші сторони про це рішення та його причини. У цьому разі ОСП або інший ініціатор цих випробувань за погодженням з ОСП має відстрочити чи скасувати або продовжити системне випробування залежно від обставин.

8.19. Після проведення випробувань відповідальний виконавець зобов’язаний:

відновити (якщо змінювалися) уставки пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики;

відключити засоби вимірювання і реєстрації, що були безпосередньо задіяні тільки для проведення цих випробувань;

сповістити про закінчення випробувань усіх учасників випробувань, а також інших користувачів системи передачі/розподілу, на режим роботи яких впливали випробування;

відновити режим роботи об’єкта випробування, передбачений планом.

8.20. Після проведення кожного експерименту (вимірювання) виконується попередня розшифровка зроблених записів процесів та обробка отриманих результатів для виявлення недостовірних даних, а також даних, що свідчать про можливості виникнення критичного стану для уникнення його під час проведення наступного етапу випробувань. Остаточне детальне оброблення результатів виконується після повного завершення випробувань.

8.21. Після завершення оброблення результатів випробувань відповідальний виконавець складає відповідні протоколи випробувань та технічний звіт і забезпечує його узгодження з організаціями, які визначено в технічній програмі, та затвердження звіту керівником суб’єкта господарювання, який володіє та/або експлуатує об’єкт електроенергетики, у тому числі УЗЕ.

8.22. Технічний звіт про результати проведеного випробування має містити:

мету і завдання випробування;

дані про виконану підготовку, умови проведення випробування, що забезпечили його виконання обраним методом;

інформацію про застосовані засоби вимірювань, засоби реєстрації подій та технологічних процесів;

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

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

результати випробування за кожним етапом у вигляді протоколів випробувань, з додатками у вигляді таблиць, графіків, схем, діаграм тощо;

висновки і рекомендації, що ґрунтуються на отриманих результатах.

Якщо висновки та рекомендації технічного звіту стосуються інших Користувачів, ОСП повинен направити їм ці висновки та рекомендації з посиланням на результати системних випробувань.

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

9.1. Загальне та оперативне керівництво системними випробуваннями здійснює ОСП незалежно від того, хто є ініціатором випробування.

9.2. Керівництво забезпеченням та проведенням технологічної і оперативної частини випробування за кожним етапом здійснюють посадові особи учасників випробування, визначені програмою випробування.

9.3. Диспетчерський персонал ОСП має право припинити (перервати) системне випробування і повернути енергосистему до вихідного режиму з наступним повідомленням про це відповідальних осіб, визначених програмою випробування, у разі виникнення загрози порушення стійкості енергосистеми або іншої аварійної ситуації.

9.4. Усі учасники випробування мають право вимагати від диспетчерського персоналу ОСП та/або керівника випробуванням на об’єкті електроенергетики не розпочинати або призупинити випробування в разі:

загрози виходу з ладу та пошкодження устаткування користувачів системи передачі/розподілу;

порушення електропостачання споживачів електричної енергії (якщо це не передбачалося програмою та умовами проведення випробувань);

невідповідності стану енергосистеми та/або об’єкта електроенергетики, на якому проводиться випробування, розрахунковим вихідним умовам;

несприятливих погодних умов або виникнення інших об’єктивних причин.

9.5. Рішення про обґрунтованість скасування випробування або призупинення проведення окремих його етапів приймає ОСП.

Проведення (продовження) випробування у новий строк здійснюється після усунення причин скасування (призупинення) випробування та коригування, при необхідності, програми випробування з дотриманням вимог цього Кодексу у повному обсязі як для нового випробування.

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

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

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

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

Орган з оцінки відповідності повинен мати персонал, який має:

спеціальну вищу технічну освіту у галузі знань електричної інженерії;

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

10.3. Орган з оцінки відповідності та його персонал не має права здійснювати випробування обладнання електроустановок, стосовно якого роботи з проєктування, виготовлення, монтажу, налаштування обладнання ПДП (потенційного ПДП) здійснювались органом з оцінки відповідності після набрання чинності цим Кодексом.

1.1. Для забезпечення операційної безпеки системи передачі при роботі в синхронному об’єднанні ОСП спільно з ОСП своєї синхронної області визначає загальний мінімальний набір вимог до роботи системи передачі в синхронному енергооб’єднанні для взаємодії з суміжними енергосистемами, а також для використання відповідних можливостей підключених систем розподілу і Користувачів, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП. При цьому забезпечення операційної безпеки є найвищим пріоритетом для ОСП та користувачів системи передачі/розподілу.

1.2. ОСП повинен дотримуватись загальних мінімальних вимог щодо процедур необхідних для підготовки до роботи в режимі реального часу, розроблення індивідуальної (ОЕС України) та розширення загальної моделі мережі синхронної області, узгодженого та ефективного застосування коригувальних дій для підтримання операційної безпеки.

1.3. Вимірювання та контроль експлуатаційних параметрів для оцінювання режимів системи повинен здійснюватися ОСП узгодженим з усіма ОСП своєї синхронної області способом, що сприяє ефективній взаємодії з ОСП, а також з ОСР і Користувачами.

1.4. ОСП повинен застосовувати засоби регулювання частоти й активної потужності для підтримки загального балансу між генерацією та споживанням всієї синхронної області.

1.5. ОСП повинен застосовувати засоби регулювання напруги та реактивної потужності, щоб підтримувати напругу в межах операційної безпеки та забезпечувати резерви реактивної потужності.

1.6. ОСП повинен забезпечити розрахунки та аналіз струмів короткого замикання в межах своєї області регулювання для попередження перевищення значень струмів короткого замикання граничних значень струмів короткого замикання в системі передачі.

1.7. Мета управління перетоками потужності полягає в забезпеченні ефективного функціонування ринку електричної енергії та інтеграції ринків при одночасному підтриманні необхідного рівня операційної безпеки. Зазначені цілі досягаються відповідною координацією між ОСП синхронного енергооб’єднання, щоб контролювати та управляти перетіканнями потужності в усіх системах передачі, виявляти потенційні обмеження і в разі необхідності - визначати коригувальні дії.

1.8. З метою попередження аварійних ситуацій ОСП повинен виконувати аналіз аварійних ситуацій. Аналіз аварійних ситуацій має проводитися під час оперативного планування і в режимі реального часу. Результати аналізу аварійних ситуацій дозволять визначати та реалізувати необхідні передаварійні чи післяаварійні коригувальні дії.

1.9. ОСП для забезпечення захисту системи передачі (скоординованого з дотриманням необхідних рівнів динамічної стійкості) має встановити концепцію побудови релейного захисту та протиаварійної автоматики і вибір типів пристроїв, необхідних для попередження та ліквідації пошкоджень і порушення режиму роботи ОЕС України.

1.10. З метою забезпечення надійного функціонування ОЕС України ОСП повинен забезпечити безперервне спостереження за елементами системи передачі, енергоустановками користувачів системи передачі/розподілу, які знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, а також аналіз технологічних порушень та аварійних ситуацій.

1.11. Для забезпечення операційної безпеки системи передачі ОСП, та користувачі системи передачі/розподілу, обладнання яких знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, повинні забезпечити своєчасний та вичерпний обмін достовірними даними та інформацією (із заданою точністю, періодичністю та міткою часу) відповідно до вимог розділу X цього Кодексу.

1.12. Навчання, тренажерна підготовка та складання іспитів є обов’язковими для тих співробітників ОСП, які відповідають за роботу системи передачі та її операційну безпеку та мають проводитись відповідно до вимог розділу XII цього Кодексу.

1.13. ОСП з метою врегулювання взаємовідносин з ОСП його синхронної області, що стосуються питань операційної безпеки укладає з ними Операційну угоду синхронної області та Операційну угоду блоку регулювання.

2.1. Система передачі знаходиться у нормальному режимі, якщо одночасно виконуються такі умови:

напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;

усталені відхилення частоти знаходяться у діапазоні ± 50 мГц;

резерви активної та реактивної потужності достатні для регулювання в нормальному режимі та ліквідації аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу;

робота області регулювання, контрольованої ОСП, знаходиться в межах операційної безпеки навіть після аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу.

2.2. Система передачі знаходиться у передаварійному режимі, якщо напруги та перетоки потужності знаходяться у межах операційної безпеки зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу, але при цьому відбувається будь-яка з наведених нижче подій:

вимоги до резервів активної потужності не виконуються, дефіцит резервів становить понад 20 % від необхідних обсягів (визначених цим Кодексом) упродовж понад 30 хвилин і без засобів їх заміщення для будь-якого з нижченаведених типів резервів: резерви підтримки частоти, резерви відновлення частоти і резерви заміщення;

абсолютне значення відхилення частоти системи знаходиться в межах 100-200 мГц протягом періоду часу, що не перевищує 15 хвилин;

принаймні одна аварійна ситуація з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до пункту 12.1 глави 12 цього розділу, може призвести до виходу за межі операційної безпеки навіть після проведення коригувальних дій.

2.3. Система передачі знаходиться в аварійному режимі, якщо наявна хоча б одна із умов:

має місце будь-яке порушення меж операційної безпеки, зазначених у пункті 6.1 глави 6 цього розділу;

абсолютне значення відхилення частоти перевищує 200 мГц;

принаймні один захід із Плану захисту енергосистеми є активованим;

порушення функціонування програмно-технічних засобів АСДУ, диспетчерського та технологічного зв'язку, каналів передачі даних тривалістю більше 30 хвилин, що призводить до втрати функціоналу моніторингу стану системи передачі (включаючи задачі оцінки стану мережі та РЧП), керування обладнанням системи передачі, зв’язку з регіональними диспетчерськими центрами та інших ОСП, інструментарію для аналізу операційної безпеки, засобів, необхідних для забезпечення транскордонних ринкових операцій.

2.4. Система передачі знаходиться у режимі системної аварії (blackout state), якщо виконується хоча б одна із умов:

втрата понад 50 % споживання в контрольованій ОСП області регулювання;

відсутність напруги впродовж 3 хвилин у контрольованій ОСП області регулювання, що призвела до запуску Плану відновлення.

2.5. Система передачі знаходиться у режимі відновлення, якщо після перебування у режимі системної аварії розпочала виконувати заходи із Плану відновлення.

2.6. ОСП повинен в режимі реального часу визначати режим системи передачі на основі контролю в реальному часі таких параметрів всередині своєї області регулювання та беручи до уваги виміри в реальному часі, здійснювані в його області спостереження:

перетоки активної та реактивної потужності;

напруги на системах шин;