Про затвердження Кодексу системи передачі

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ

ПОСТАНОВА

14.03.2018 № 309

Про затвердження Кодексу системи передачі

{Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює

державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг

№ 1120 від 21.06.2019

№ 2267 від 05.11.2019

№ 360 від 07.02.2020

№ 1070 від 03.06.2020

№ 1724 від 16.09.2020

№ 333 від 03.03.2021

№ 1546 від 16.09.2021

№ 1680 від 29.09.2021

№ 2027 від 10.11.2021

№ 2992 від 29.12.2021

№ 493 від 17.05.2022

№ 1234 від 30.09.2022

№ 1305 від 11.10.2022

№ 1318 від 18.10.2022

№ 1848 від 27.12.2022

№ 68 від 17.01.2023

№ 642 від 11.04.2023

№ 1763 від 29.09.2023

№ 2649 від 29.12.2023

№ 281 від 13.02.2024

№ 1036 від 28.05.2024

№ 677 від 06.05.2025

№ 678 від 06.05.2025

№ 1053 від 15.07.2025

№ 1144 від 29.07.2025

№ 2061 від 09.12.2025

№ 1462 від 16.09.2025

№ 982 від 30.06.2026}

{Додатково див. Рішення Окружного адміністративного суду міста Києва

№ 640/3041/20 від 13.07.2020 - Рішення скасовано на підставі

Постанови Верховного Суду № 640/3041/20 від 08.09.2021}

Відповідно до законів України «Про ринок електричної енергії» та «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг» Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, ПОСТАНОВЛЯЄ:

1. Затвердити Кодекс системи передачі, що додається.

2. Оператору системи передачі:

1) розробити та подати до НКРЕКП проекти:

порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг - у двомісячний строк з дати набрання чинності цією постановою;

положень про взаємодію оператора системи передачі та користувачів системи передачі/розподілу при диспетчерському управлінні ОЕС України, технічних вимог до побудови інформаційно-технологічних систем диспетчерського управління ОЕС України, технічних вимог до побудови каналів зв'язку для обміну технологічною інформацією між оператором системи передачі та користувачами системи передачі/розподілу - у шестимісячний строк з дати набрання чинності цією постановою;

порядку складання плану захисту ОЕС України, порядку складання плану відновлення ОЕС України - у дев'ятимісячний строк з дати набрання чинності цією постановою;

2) у шестимісячний строк з дати набрання чинності цією постановою підготувати перелік нормативно-технічних документів, які містять положення (вимоги, норми, показники) відмінні від положень (вимог, норм, показників) Кодексу системи передачі та оприлюднити його на своєму офіційному веб-сайті в мережі Інтернет. Ці документи мають бути переглянуті (уточнені) протягом року з дати набрання чинності цією постановою;

3) у двотижневий строк з дати набрання чинності цією постановою звернутись до ліцензіатів, що провадять господарську діяльність з виробництва електричної енергії з використанням генеруючих одиниць типу C та D, у частині надання даних щодо характеристик їх електроустановок для аналізу виконання ними вимог розділу III Кодексу системи передачі;

4) у шестимісячний строк з дати набрання чинності цією постановою провести оцінку (аналіз) можливості застосування вимог розділу III Кодексу системи передачі до існуючих генеруючих одиниць типу C та D на основі отриманих даних;

5) до 31 грудня 2018 року подати на розгляд НКРЕКП результати проведеної оцінки (аналізу) з відповідними обґрунтуваннями в частині визначення переліку відповідних вимог (положень) розділу III Кодексу системи передачі:

яким існуючі генеруючі одиниці типу C та D повинні відповідати з дня набрання чинності цією постановою;

яким існуючі генеруючі одиниці типу C та D повинні відповідати через обґрунтований перехідний період;

від виконання яких існуючі генеруючі одиниці типу C та D можуть бути звільнені.

3. Ліцензіатам, що провадять господарську діяльність з виробництва електричної енергії з використанням генеруючих одиниць типу C та D, протягом місяця з дня отримання запиту оператора системи передачі на отримання даних щодо характеристик електроустановок їх об'єктів електроенергетики надати оператору системи передачі відповідну інформацію у порядку та формі, визначених оператором системи передачі.

4. Державному підприємству, що здійснює централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління ОЕС України, у шестимісячний строк з дати набрання чинності цією постановою та до отримання ліцензії на провадження діяльності з передачі електричної енергії привести умови діючих договорів до вимог Кодексу системи передачі шляхом укладення відповідних додаткових угод.

5. Ця постанова набирає чинності з дня, наступного за днем її опублікування в офіційному друкованому виданні - газеті «Урядовий кур'єр».

Голова НКРЕКП

Д. Вовк

ЗАТВЕРДЖЕНО

Постанова НКРЕКП

14.03.2018 № 309

КОДЕКС

системи передачі

{У тексті Кодексу та додатків до нього абревіатуру, цифри та знаки «ГКД 34.20.507-2003» замінено абревіатурою, цифрами та знаками «ГКД 34.20.507» згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021}

{У тексті Кодексу та додатків до нього абревіатуру «СНЕ» замінено абревіатурою «УЗЕ», а слова «проект», «проектування», «проектна документація», «проектно-кошторисна документація», «проектні рішення», «проектна схема», «проектні параметри», «проектна організація», «веб-сайт» в усіх відмінках замінено відповідно словами «проєкт», «проєктування», «проєктна документація», «проєктно-кошторисна документація», «проєктні рішення», «проєктна схема», «проєктні параметри», «проєктна організація», «вебсайт» у відповідних відмінках згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022}

I. Загальні положення

1. Визначення основних термінів та понять

1.1. Цей Кодекс регулює взаємовідносини Оператора системи передачі (далі - ОСП) та користувачів системи передачі (далі - Користувач) щодо планування, розвитку та експлуатації (у тому числі оперативно-технологічного управління) системи передачі у складі об'єднаної енергетичної системи (ОЕС) України, а також приєднання та доступу до системи передачі.

1.2. Цей Кодекс є обов'язковим для виконання ОСП та у визначених цим Кодексом випадках користувачами систем розподілу та всіма Користувачами і застосовується на недискримінаційних умовах.

1.3. ОСП та Користувачі, які мають у власності та/або експлуатують електроустановки, приєднані до системи передачі, мають створити та підтримувати в належному стані технічні та технологічні системи експлуатації своїх електроустановок, а також структуру управління цими системами відповідно до вимог цього Кодексу, інших нормативно-технічних документів та вимог технічної документації заводів-виробників.

1.4. У цьому Кодексі терміни вживаються у таких значеннях:

1) аварійна ситуація - виявлене та можливе або таке, що вже відбулося, пошкодження елемента, що включає елементи системи передачі, елементи значних користувачів, а також елементи системи розподілу, якщо вони впливають на операційну безпеку системи передачі;

2) аварійна ситуація виняткового типу - одночасне виникнення декількох аварійних ситуацій, викликаних загальною причиною;

3) аварійне відключення - автоматичне/ручне відключення обладнання (об'єкта електроенергетики) від електричної мережі внаслідок чи для запобігання аварійному режиму роботи або відключення у разі помилкових дій персоналу або пристроїв релейного захисту і автоматики або несанкціонованого втручання сторонніх осіб;

4) аварійне розвантаження - примусове зменшення величини споживаної потужності або потужності, що виробляється, для упередження порушення сталої роботи системи передачі чи недопущення розвитку аварійної ситуації;

5) аварійний режим роботи - технологічне порушення, за якого відхилення хоча б одного з експлуатаційних параметрів, що характеризують роботу системи передачі, виходить за межі операційної безпеки;

6) аварія на об'єкті електроенергетики - небезпечна подія техногенного (з конструктивних, виробничих, технологічних, експлуатаційних причин тощо) чи природного походження, яка спричинила загибель людей чи створює на об'єкті або території загрозу життю та здоров'ю людей і призводить до пошкодження, виходу з ладу або руйнування будівель, споруд та обладнання, порушення виробничого або технологічного процесу чи завдає шкоди навколишньому природному середовищу, чи призводить до недовідпуску споживачам електричної енергії на величину 10000 кВт·год і вище;

7) автоматичний РВЧ (аРВЧ) - РВЧ, що може бути активований пристроєм автоматичного керування;

8) агент з планування відключень - суб'єкт господарювання, завданням якого є планування статусу доступності впливової генеруючої одиниці, УЗЕ впливового об'єкта енергоспоживання або впливового елемента мережі;

9) агент зі складання графіків - суб'єкт господарювання або суб'єкти господарювання, відповідальні за передачу графіків учасників ринку ОСП або третім сторонам (за необхідності) у визначених законодавством випадках;

10) агрегат перетворювача ПСВН - агрегат, який містить один або більше перетворювальних мостів, разом з одним або більше перетворювальних трансформаторів, реакторів, контрольно-вимірювальних приладів, основних захисних і комутаційних пристроїв та допоміжне обладнання, якщо воно використовується для перетворення;

11) агрегований сальдований зовнішній графік - графік, який представляє сальдовану сукупність усіх зовнішніх графіків ОСП і графіків зовнішньої комерційної торгівлі між двома областями планування або між областю планування і групою інших областей планування;

12) аналіз аварійних ситуацій - комп'ютерне моделювання аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій, для перевірки дотримання меж операційної безпеки;

13) аналіз операційної безпеки - увесь спектр комп'ютерних, ручних і автоматичних дій, що виконуються з метою оцінювання операційної безпеки системи передачі та визначення коригувальних дій, необхідних для забезпечення операційної безпеки;

14) багатостороння угода про компенсацію між операторами систем передачі (далі - Договір ІТС) - багатостороння угода, яка визначає правила функціонування механізму компенсації між операторами систем передачі;

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

16) безпека - відсутність ризику, пов'язаного з можливістю спричинення шкоди та/або нанесення збитку;

17) блок регулювання частоти та потужності (блок РЧП) - частина синхронної області або вся синхронна область, фізично відмежована точками вимірювання на міждержавних лініях електропередачі від інших блоків РЧП, що складається з однієї або більше областей РЧП, якою керує один або кілька ОСП, які виконують зобов'язання з РЧП;

18) вбудована система ПСВН - система ПСВН, приєднана в області регулювання, яка не встановлена з метою приєднання одиниці енергоцентру на постійному струмі під час установки, і не встановлена з метою приєднання об'єкта енергоспоживання;

19) вертикальне навантаження - загальний обсяг електричної енергії, яка перетікає з системи передачі до приєднаних систем розподілу, споживачів, ОМСР, виробників (для забезпечення власних потреб електричних станцій, що заживлені від мереж ОСП, а також власних потреб електричних станцій у випадку відсутності генерації), приєднаних до системи передачі;

20) вимоги щодо доступності РВЧ - набір вимог щодо доступності РВЧ, що визначені ОСП блока РЧП;

21) вимоги щодо доступності РЗ - набір вимог щодо доступності РЗ, що визначені ОСП блока РЧП;

22) вимушене відключення - незаплановане відключення впливового активу з будь-якої термінової причини, яка перебуває поза межами оперативного управління оператора впливового активу;

23) випробування - підготовлений та впроваджений за відповідною програмою особливий режим роботи обладнання об'єктів електроенергетики для комплексної перевірки роботоспроможності обладнання, параметрів та показників його роботи в експлуатаційних умовах, оцінки впливів обладнання та конфігурації мережі, що випробовується, на роботу ОЕС України та Користувачів;

24) випробування електроустановок постачальника допоміжних послуг (ПДП) (потенційних ПДП) - випробування, що проводиться з метою підтвердження відповідності кількісних та якісних технічних характеристик роботи обладнання ПДП (потенційних ПДП) вимогам цього Кодексу та інших нормативно-технічних документів щодо надання відповідних допоміжних послуг;

25) висхідна стратегія відновлення електропостачання - стратегія, за якої електропостачання частини ОЕС України може бути відновлене без допомоги іншого ОСП;

26) вихідні дані для розробки техніко-економічного обґрунтування вибору схеми приєднання електроустановки - актуальні на час звернення Замовника характеристики та завантаження елементів системи передачі (по елементах) з урахуванням резерву потужності за укладеними договорами про приєднання, що мають істотне значення для визначення точки/точок забезпечення потужності з урахуванням замовленої категорійності з надійності електропостачання;

27) відключення електроустановки - одноразова дія (технологічна операція), яка виконується автоматичним або ручним способом штатними пристроями (вимикач, роз'єднувач) електричної мережі або електроустановки шляхом роз'єднання сусідніх елементів цієї мережі (установки) без порушення її технологічної цілісності, спрямована на знеструмлення електроустановки;

28) відновлення електропостачання - повторне підключення генеруючих потужностей і навантаження з метою подачі електропостачання до частин системи, які були відключені;

29) відповідальний за повторну синхронізацію - ОСП, що відповідає за повторну синхронізацію двох синхронізованих регіонів і призначений відповідно до вимог цього Кодексу;

{Підпункт 29 пункту 1.4 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025}

30) відповідальний за управління частотою - ОСП, що відповідає за управління частотою в системі у межах синхронізованого регіону або синхронної області для відновлення частоти системи до номінальної частоти і призначений відповідно до вимог цього Кодексу;

{Підпункт 30 пункту 1.4 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025}

31) відповідні Оператори - ОСП та/або ОСР, до системи якого приєднані або будуть приєднані генеруюча одиниця та/або УЗЕ, об'єкт енергоспоживання, у тому числі з УЗЕ, система розподілу чи система ПСВН;

32) відповідність (достатність) генеруючих потужностей - здатність енергосистеми безперервно задовольняти попит на електричну енергію, з параметрами відповідної якості, та потужність з урахуванням запланованих та незапланованих відключень елементів енергосистеми;

33) відповідність (достатність) пропускної спроможності системи передачі - здатність системи передачі забезпечити передачу електричної енергії з параметрами відповідної якості з вузлів виробництва електричної енергії до вузлів споживання електричної енергії;

34) відхилення частоти - різниця між фактичною та номінальною частотою синхронної області, яка може бути негативною або позитивною;

35) відхилення частоти для повної активації РПЧ - нормоване значення відхилення частоти, за якого РПЧ у синхронній області повністю активується;

36) віртуальна з'єднувальна лінія - додаткове вхідне значення від регуляторів задіяних областей РЧП, що має той самий ефект, що і виміряне значення на міждержавній лінії електропередачі, і яка надає можливість здійснювати обмін електричною енергією між відповідними областями;

37) внутрішній впливовий актив - впливовий актив, який є частиною області регулювання ОСП, або впливовий актив, що знаходиться в системі розподілу, включно з МСР, який прямо або опосередковано приєднаний до області регулювання ОСП;

38) внутрішня аварійна ситуація - аварійна ситуація, яка виникла в області регулювання ОСП, включаючи міждержавні лінії електропередачі;

39) впливова генеруюча одиниця/УЗЕ - генеруюча одиниця/УЗЕ, яка бере участь у координації відключень, і статус доступності якої впливає на транскордонну операційну безпеку;

40) впливовий актив - будь-який впливовий об'єкт енергоспоживання, впливова генеруюча одиниця, УЗЕ, або впливовий елемент мережі, що беруть участь у координації відключень;

41) впливовий елемент мережі - будь-який компонент системи передачі, у тому числі міждержавної лінії електропередачі або системи розподілу, включно з МСР, такий як одна лінія, один контур, один трансформатор, один фазозсувний трансформатор або установка компенсації напруги, що беруть участь у координації відключень, і статус доступності яких впливає на транскордонну операційну безпеку;

42) впливовий об'єкт енергоспоживання - об'єкт енергоспоживання, який бере участь у координації відключень, і статус доступності якого впливає на транскордонну операційну безпеку;

43) генеруюча одиниця - синхронна генеруюча одиниця або одиниця енергоцентру;

44) генеруючий об'єкт - об'єкт, який призначений для перетворення первинної енергії в електричну енергію і який складається з однієї або більше генеруючих одиниць, приєднаних до електричної мережі в одній або більше точках приєднання;

45) графік - набір контрольних значень, що виражають величини виробництва/відпуску, споживання/відбору або обміну електричної енергії протягом певного періоду часу;

46) графік виробництва/відпуску - графік, який представляє собою виробництво електричної енергії генеруючою одиницею або групою генеруючих одиниць/відпуск УЗЕ або групою УЗЕ;

47) графік внутрішньої комерційної торгівлі - графік, який представляє собою комерційний обмін електричною енергією в межах області планування між різними учасниками ринку;

48) графік зовнішньої комерційної торгівлі - графік, який представляє собою комерційний обмін електричною енергією між учасниками ринку в різних областях планування;

49) графік споживання/відбору - графік, який представляє собою споживання електричної енергії об'єкта або групи об'єктів енергоспоживання/відбір УЗЕ або групою УЗЕ;

50) графік P-Q - характеристика, що описує здатність до вироблення реактивної потужності генеруючою одиницею у рамках зміни активної потужності в точці приєднання;

51) графік U-Q/Pmax - профіль, що представляє здатність до вироблення реактивної потужності генеруючою одиницею або перетворювальною підстанцією ПСВН у функції зміни напруги в точці приєднання;

52) група постачання резерву - агрегація генеруючих одиниць/одиниць енергоспоживання/УЗЕ або одиниць постачання резерву, що приєднані через більше ніж одну точку приєднання та відповідає(-ють) вимогам до постачання РПЧ, РВЧ, РЗ;

53) дані для оцінки якості частоти - набір даних, який надає можливість розрахувати критерії оцінки якості частоти;

54) дані про миттєві значення частоти - набір даних вимірювання загальної частоти у системі для синхронної області, з періодом вимірювання, що дорівнює або менше однієї секунди, які використовуються для оцінки якості частоти у системі;

55) дані про миттєві ПРВЧ (FRCE) - набір даних ПРВЧ (FRCE) блока РЧП, період вимірювання яких дорівнює або менше 10 секунд, які використовуються для оцінки якості частоти у системі;

56) дані про середню ПРВЧ (FRCE) - сукупність даних, що складаються із середнього значення зареєстрованої миттєвої ПРВЧ (FRCE) в області РЧП або блоці РЧП у межах заданого вимірюваного періоду часу;

57) демпфірування коливань потужності - зменшення впливу електромеханічних перехідних процесів, пов'язаних з рухом роторів електричних машин, спричинених порушенням балансу між механічним моментом на валу машини та електромеханічним моментом;

58) джерело потужності - генеруючі потужності, УЗЕ та/або заходи управління попитом, які можуть забезпечити покриття попиту на електричну енергію;

59) діапазон ПРВЧ (FRCE) рівня 1 - перший діапазон, який використовується для оцінки якості частоти у системі на рівні блока РЧП, у межах якого необхідно утримувати ПРВЧ (FRCE) протягом визначеного відсотка часу;

60) діапазон ПРВЧ (FRCE) рівня 2 - другий діапазон, який використовується для оцінки якості частоти у системі на рівні блока РЧП, у межах якого необхідно утримувати ПРВЧ (FRCE) протягом визначеного відсотка часу;

61) договір про приєднання до системи передачі (договір про приєднання) - письмова домовленість сторін, яка визначає зміст та регулює правовідносини між сторонами у процесі приєднання електроустановок Замовника до системи передачі;

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

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

64) дозволена (договірна) потужність відбору електричної енергії (споживання) – максимальна величина потужності, у межах якої користувач має право здійснювати відбір електричної енергії з системи передачі в будь-який час за кожним об'єктом користувача системи відповідно до паспорта точки передачі, набута на підставі виконання договору про приєднання, визначена згідно з вимогами цього Кодексу на власні потреби генеруючої установки або у результаті набуття права власності чи користування на об'єкт (об'єкти);

{Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим підпунктом 64 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025}

65) дозволена (договірна) потужність відпуску електричної енергії (виробництва) – максимальна величина потужності, у межах якої користувач має право здійснювати відпуск електричної енергії в систему передачі в будь-який час за кожним об'єктом користувача системи відповідно до паспорта точки передачі, набута на підставі виконання договору про приєднання або у результаті набуття права власності чи користування на об'єкт (об'єкти);

{Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим підпунктом 65 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025}

66) експлуатаційні випробування - випробування, які проводяться ОСП або ОСР для технічного обслуговування, розробки методів експлуатації системи і навчання, а також отримання інформації про роботу системи передачі в ненормальних умовах системи, і випробування, які проводяться значними користувачами для аналогічних цілей на їхніх об'єктах;

67) експлуатація обладнання (виробу, системи) - частина життєвого циклу обладнання, на якому реалізується, підтримується та відновлюється його якість та який включає використання за призначенням, технічне обслуговування, ремонт, транспортування і зберігання від моменту його виготовлення до моменту виведення з експлуатації;

68) електричне відхилення часу - різниця в часі між синхронним часом і всесвітнім координованим часом (UTC);

69) електронна платформа ENTSO-E для оперативного планування (середовище даних оперативного планування ENTSO-E) - набір прикладних програм і обладнання, розроблене для зберігання, обміну та керування даними, що використовуються для процесів оперативного планування між ОСП;

70) електроустановки інженерного (зовнішнього) забезпечення - електричні мережі (об'єкти), збудовані, реконструйовані чи технічно переоснащені від точки забезпечення потужності до точки приєднання об'єкта Замовника;

71) елемент системи передачі - будь-яка складова системи передачі;

72) енергетична безпека - стан електроенергетики, який гарантує технічно та економічно безпечне задоволення поточних і перспективних потреб споживачів в енергії в необхідному обсязі та належної якості у звичайних умовах, а також під час дії надзвичайних ситуацій внутрішнього чи зовнішнього характеру;

73) еталонний інцидент - максимальне додатне або від'ємне відхилення потужності, що виникає миттєво між виробництвом та споживанням у синхронній області, яке враховується при визначенні параметрів РПЧ;

74) живучість енергосистеми - здатність енергосистеми зберігати обмежену працездатність в аварійних ситуаціях, протистояти аварійним ситуаціям виняткового типу та забезпечувати їх ліквідацію і відновлення енергопостачання споживачів;

75) загальна модель мережі - широкий набір даних, погоджений у відповідності до вимог нормативних актів ЄС та поширений на ОСП держав-сторін Енергетичного Співтовариства;

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

77) замовник послуги з приєднання індустріального парку - ініціатор створення індустріального парку або керуюча компанія, які мають намір укласти договір про приєднання з ОСР або ОСП;

78) замовник послуги з приєднання МСР - юридична особа, яка має намір укласти з ОСР або ОСП договір про приєднання та здійснити будівництво електричних мереж, що за критеріями відповідатимуть законодавству України;

79) затримка активації аРВЧ - період часу між заданням нового значення уставки регулятором відновлення частоти і початком фізичного надання аРВЧ;

80) звичайна аварійна ситуація - виникнення аварійної ситуації в одному елементі енергосистеми (енерговузлі);

81) зміна технічних параметрів – збільшення величини дозволеної до використання потужності електроустановки внаслідок реконструкції чи технічного переоснащення об'єкта, збільшення величини дозволеної до відпуску в мережу електричної потужності активним споживачем за механізмом самовиробництва (крім побутового споживача та малого непобутового споживача), включно з генеруючими установками УЗЕ третіх осіб, понад 50 відсотків від величини дозволеної (договірної) потужності електроустановок такого споживача, що призначені для споживання електричної енергії, підвищення рівня надійності електрозабезпечення електроустановки, зміна призначення (типу) електроустановок (споживання/виробництво електричної енергії або зберігання енергії), зміна рівня напруги та/або зміна схеми живлення електроустановки Замовника, що здійснюється з його ініціативи, інші випадки, передбачені цим Кодексом;

{Підпункт 81 пункту 1.4 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025}

82) значний користувач - користувач системи передачі/розподілу, у власності якого наявні існуючі та нові генеруючі об'єкти, об'єкти енергоспоживання, УЗЕ, МСР, які мають значний вплив на систему передачі з огляду на безпеку постачання електричної енергії, у тому числі надання ДП, та які знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП;

83) зобов'язання щодо РПЧ - частина від загального обсягу РПЧ, що має забезпечуватися ОСП;

84) зовнішній графік ОСП - графік, який представляє собою обмін електричною енергією між ОСП у різних областях планування;

85) зовнішня аварійна ситуація - аварійна ситуація, яка виникла поза областю регулювання ОСП, виключаючи міждержавні лінії електропередачі, і яка має суттєвий вплив на область регулювання ОСП;

86) зустрічна торгівля - обмін електричною енергією між двома торговими зонами, ініційований ОСП та ОСП синхронної області з метою врегулювання фізичного перевантаження;

87) ізольований (острівний) режим роботи - незалежна робота всієї або частини енергосистеми, що ізольовані внаслідок від'єднання від об'єднаної енергосистеми та мають принаймні одну генеруючу одиницю, УЗЕ або систему ПСВН, що видає потужність в електричну мережу цієї енергосистеми та регулює частоту та напругу;

88) індивідуальна модель мережі - математична модель енергосистеми, яка містить набір даних, що характеризує енергетичну систему (виробництво/відпуск, навантаження/відбір та топологію мережі) і відповідні правила зміни таких характеристик під час розрахунку пропускної спроможності, який підготовлений відповідальним ОСП у встановленому форматі для об'єднання з компонентами інших індивідуальних моделей мережі з метою створення загальної моделі мережі;

89) інтервал, близький до реального часу - період часу тривалістю не більше 15 хвилин між останнім закриттям воріт на внутрішньодобовому ринку та реальним часом;

90) коефіцієнт потужності - відношення абсолютного значення активної потужності до повної потужності;

91) контрольний вимір - система заходів, що забезпечує одночасне (у почасовому вимірі) отримання показів активної та реактивної потужності окремих Користувачів, потужності в окремих вузлах системи передачі та рівнів напруги в контрольних точках, а також інших даних щодо схеми електрозабезпечення Користувачів та режиму роботи обладнання;

92) контроль синхронного часу - процес контролю часу, за якого здійснюється коригування електричного відхилення часу між синхронним часом та всесвітнім координованим часом UTC до нуля;

93) концентрована енергосистема - енергосистема, у межах якої приймається припущення про відсутність обмежень щодо можливості передачі по ЛЕП електричної енергії споживачам;

94) коригувальна дія - будь-який захід, вжитий ОСП, вручну або автоматично з метою підтримання операційної безпеки, у тому числі для виконання критерію N-1;

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

96) країна ІТС механізму - держава, ОСП якої приєднався до Договору ІТС;

97) країна периметру - суміжна держава, до/з системи передачі якої здійснюється перетікання електричної енергії з/до системи передачі України, та ОСП (або суб'єкт господарювання, що виконує функції ОСП) якої не приєднався до Договору ІТС;

98) критерії оцінки якості частоти - комплекс розрахунків з використанням вимірювань частоти у системі, який надає можливість оцінити якість частоти у системі порівняно з цільовими параметрами якості частоти;

99) критерій очікуваної втрати навантаження (LOLE) - очікувана (ймовірна) кількість годин, упродовж яких наявні джерела потужності є недостатніми для покриття попиту на електричну енергію, у результаті чого в області регулювання у відповідний період часу утворюється позитивне значення ENS;

100) критерій очікуваної недопоставленої електричної енергії (EENS) - очікувана величина ENS (МВт·год);

101) критерій N-1 - правило, згідно з яким елементи, що залишаються в роботі в області регулювання ОСП після настання аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, мають бути здатні адаптуватися до нового робочого режиму, не перевищуючи межі операційної безпеки;

102) критична інфраструктура ОСП - сукупність об'єктів інфраструктури ОСП, включно із системою передачі або її частиною, що входять до складу ОЕС України, та є необхідними для забезпечення життєво важливих для суспільства функцій, безпеки та добробуту населення, виведення з ладу або руйнування яких матиме суттєвий вплив на національну безпеку та оборону, навколишнє природне середовище та може призвести до значних фінансових збитків і людських жертв, віднесені до критичної інфраструктури в порядку, визначеному законодавством;

103) критичний час усунення пошкодження - максимальна тривалість часу, протягом якого система передачі може забезпечувати стабільну роботу у випадку виникнення пошкодження;

104) K-фактор для області РЧП/блока РЧП - значення, виражене в МВт/Гц, яке максимально близьке або більше за відношення суми значень автоматичного регулювання виробництва, саморегулювання навантаження, і внеску в РПЧ до максимального усталеного відхилення частоти;

105) лавиноподібне падіння напруги (в енергосистемі) - стрімке зниження напруги внаслідок порушення статичної стійкості енергосистеми та зростання дефіциту реактивної потужності;

106) локальний стан - виникнення передаварійного режиму, аварійного режиму або режиму системної аварії без ризику поширення наслідків за межі області регулювання, включно з міждержавними лініями електропередачі, підключеними до цієї області регулювання;

107) максимальна потужність відбору УЗЕ (Pmax.відб.) - максимальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відбір електричної енергії;

108) максимальна потужність відпуску УЗЕ (Pmax.вп.) - максимальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск електричної енергії;

109) максимальна потужність генеруючої одиниці (максимальний технічний рівень потужності генеруючої одиниці, Pmax) - максимальна активна потужність, яку безперервно може виробляти генеруюча одиниця за вирахуванням потужності, яка витрачається виключно на забезпечення роботи цієї генеруючої одиниці;

110) максимальна пропускна здатність ПСВН за активною потужністю (Pmax) - максимальна безперервна активна потужність, якою система ПСВН може обмінюватися з мережею в кожній точці приєднання за погодженням між відповідним Оператором і власником системи ПСВН;

111) максимальне миттєве відхилення частоти - максимальна очікувана абсолютна величина миттєвого значення відхилення частоти після виникнення небалансу, рівного або меншого ніж еталонний інцидент, у разі перевищення якої активуються протиаварійні заходи;

112) максимальне усталене відхилення частоти - максимальне очікуване відхилення частоти після виникнення небалансу, рівного або меншого ніж еталонний інцидент, за якого частота системи має бути стабілізована;

113) максимальний струм системи ПСВН - найвищий фазний струм, пов'язаний з робочою точкою всередині графіка U-Q/Pmax перетворювальної підстанції ПСВН в умовах максимальної пропускної здатності ПСВН за активною потужністю;

114) межа балансової належності - це лінія майнового поділу електричних мереж між юридичними сторонами, позначена на схемі електричних мереж і зафіксована спільним актом розмежування балансової належності (господарського відання) та/або експлуатаційної відповідальності між сторонами;

115) межі операційної безпеки - граничні межі безпечної роботи електричної мережі системи передачі, до яких віднесено межі термічної стійкості, межі напруги, межі струму короткого замикання, межі частоти, межі динамічної стійкості;

116) межі стійкості - допустимі межі для роботи системи передачі, за яких дотримуються межі стабільності напруги, стійкості кута вибігу ротора та стабільності частоти;

117) мертва зона частотної характеристики - інтервал, який використовується навмисно, щоб зробити регулювання частоти нечутливим;

118) механізм компенсації між операторами систем передачі (далі - ІТС механізм) - механізм компенсації витрат, понесених сторонами ІТС механізму внаслідок прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії національними системами передачі, функціонування якого забезпечується ENTSO-E на підставі Договору ІТС;

119) миттєве відхилення частоти - набір вимірювання загальних відхилень частоти системи для синхронної області, з періодом вимірювання, що дорівнює або менше однієї секунди, які використовуються для оцінки якості частоти у системі;

120) мінімальна потужність відбору УЗЕ (Pmin.відб.) - мінімальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відбір електричної енергії;

121) мінімальна потужність відпуску УЗЕ (Pmin.вп.) - мінімальна довготривала активна потужність, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск електричної енергії;

122) мінімальна пропускна здатність ПСВН за активною потужністю (Pmin) - мінімальна безперервна активна потужність, якою система ПСВН може обмінюватися з мережею в кожній точці приєднання за погодженням між відповідним Оператором і власником системи ПСВН;

123) мінімальний рівень регулювання - мінімальна активна потужність, зазначена в договорі про приєднання або визначена за погодженням між відповідним Оператором і власником генеруючого об'єкта, до якої генеруюча одиниця та/або УЗЕ може регулювати активну потужність;

124) мінімальний технічний рівень потужності генеруючої одиниці

(P min) - мінімальна активна потужність, на якій здатна стабільно працювати генеруюча одиниця без обмеження у часі;

125) надзвичайні заходи - технічні та/або організаційні заходи, що застосовуються для ліквідації надзвичайної ситуації в ОЕС України, шляхом примусового зменшення величини споживаної електричної енергії та/або потужності, або відключення користувачів системи передачі/розподілу;

126) надійність - властивість об'єкта зберігати в часі та у встановлених межах значення всіх параметрів, що характеризують здатність виконувати необхідні функції в заданих режимах і умовах експлуатації, технічного обслуговування, зберігання і транспортування;

127) небаланс блока РЧП - сума ПРВЧ (FRCE), активації РВЧ і активації РЗ у блоці РЧП, а також обміну потужністю для неттінгу небалансів потужності, обміну потужністю для відновлення частоти та обміну потужністю РЗ цього блоку РЧП з іншими блоками РЧП;

128) недопоставлена електрична енергія (ENS) - обсяг попиту на електричну енергію (МВт·год), що не забезпечений наявними джерелами потужності в області регулювання у відповідному періоді часу;

129) непередбачена (або не врахована) аварійна ситуація (out-of-range) - одночасне виникнення кількох аварійних ситуацій без загальної причини або відключення генеруючих одиниць із загальною втратою генеруючої потужності, обсяг якої перевищує величину еталонного інциденту;

130) несумісність планування відключень - стан, за якого комбінація статусу доступності одного або декількох впливових елементів мережі, впливових генеруючих одиниць, УЗЕ і/або впливових об'єктів енергоспоживання та найкращої оцінки прогнозованої ситуації в електромережі, призводить до порушення меж операційної безпеки, з урахуванням коригувальних дій без витрат зі сторони ОСП;

131) нетто навантаження - миттєве або усереднене (за будь-яким визначеним інтервалом часу) значення активної потужності, що спостерігається в певній точці системи, розраховане як різниця між навантаженням та генерацією (зазвичай виражається у кіловатах (кВт) або мегаватах (МВт);

132) нетто-позиція області по змінному струму - сальдована сукупність усіх зовнішніх графіків по змінному струму у відповідній області;

133) нечутливість частотної характеристики - притаманна особливість системи регулювання, визначена як мінімальна величина зміни частоти або вхідного сигналу, що призводить до зміни вихідної потужності або вихідного сигналу;

134) низхідна стратегія відновлення електропостачання - стратегія, що передбачає допомогу іншого ОСП, щоб відновити живлення частин системи передачі;

135) номінальна (встановлена) потужність УЗЕ (Pnom) – максимальна довготривала активна потужність, вказана заводом-виробником у технічній документації, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск або відбір електричної енергії та визначається за найменшим показником між потужністю обладнання для відбору і відпуску електричної енергії та потужністю обладнання для перетворення і зберігання енергії, які вказуються заводом-виробником у технічній документації;

{Підпункт 135 пункту 1.4 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025}

136) нормальний режим роботи - режим, коли система знаходиться в межах операційної безпеки в ситуації N та після виникнення ситуації, наведеної у переліку аварійних ситуацій, беручи до уваги наслідки наявних коригувальних дій;

137) об'єкти диспетчеризації - обладнання електроустановок об'єктів електроенергетики, УЗЕ або об'єктів енергоспоживання, у тому числі пристрої релейного захисту та протиаварійної автоматики (РЗ та ПА), елементи системи автоматичного регулювання частоти та потужності, автоматизованої системи диспетчерського управління (АСДУ), засоби диспетчерського та технологічного управління (ЗДТУ) тощо, яке перебуває в оперативному підпорядкуванні диспетчерського персоналу;

138) об'єкт енергоспоживання - об'єкт, який призначений для споживання електричної енергії і приєднаний в одній або більше точках приєднання до системи передачі або системи розподілу (крім систем розподілу та/або джерел живлення власних потреб генеруючої одиниці);

139) область моніторингу - частина синхронної області або вся синхронна область, фізично відділена точками вимірювання на міждержавних перетинах від інших областей моніторингу, якою керує один або кілька ОСП, які виконують зобов'язання області моніторингу;

140) область планування - область, у межах якої застосовуються обов'язки ОСП щодо планування у зв'язку з операційними або організаційними потребами;

141) область регулювання - невід'ємна частина об'єднаної енергосистеми, якою керує єдиний ОСП і включає приєднані навантаження та/або джерела генерації електричної енергії за їх наявності;

142) область регулювання частоти та потужності (область РЧП) - частина синхронної області або вся синхронна область, фізично відмежована точками вимірювання на міждержавних лініях електропередачі від інших областей РЧП, якою керує один або кілька ОСП, які виконують зобов'язання з РЧП;

143) область спостереження - власна система передачі ОСП, відповідні частини систем розподілу та систем передачі суміжних ОСП, у яких ОСП здійснює моніторинг та моделювання в режимі реального часу для підтримання операційної безпеки в його області регулювання, включаючи міждержавні перетини;

144) обмежена по енергоємності УЗЕ - УЗЕ, що забезпечує повний обсяг РПЧ у випадку повної безперервної активації протягом 2 годин у позитивному чи негативному напрямі, що призведе до обмеження її здатності забезпечити повну активацію РПЧ через виснаження її енергоємності з урахуванням початкового стану використання енергоємності;

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

146) обмеження - ситуація, за якої виникає необхідність у підготовці та застосуванні коригувальної дії з метою дотримання меж операційної безпеки;

147) обмін потужністю для відновлення частоти - потужність, якою обмінюються між областями РЧП у межах процесу транскордонної активації РВЧ;

148) обмін потужністю для неттінгу небалансів потужності - взаємообмін потужністю між областями РЧП, у межах процесу неттінгу небалансів потужності;

149) обмін потужністю РЗ - потужність, якою обмінюються між областями РЧП у процесі транскордонної активації РЗ;

150) обмін резервами - можливість доступу ОСП до резерву потужності, підключеного до іншої області/блока регулювання чи синхронної області, для виконання своїх вимог щодо резерву, що випливають з його власного процесу розрахунку РПЧ, РВЧ або резерву заміщення, коли резерв потужності є зобов'язанням виключно цього ОСП, та не враховуються іншими ОСП для виконання їх вимог з резерву, що випливають з їх відповідних процесів розрахунку резерву;

151) одиниця енергоцентру - електроустановка, що призначена для виробництва електричної енергії, або сукупність таких електроустановок, які або несинхронно приєднані до електричної мережі, або приєднані через силову електроніку, і мають єдину точку приєднання до системи передачі, системи розподілу, включаючи МСР, або системи ПСВН;

152) одиниця постачання резерву - окрема генеруюча одиниця/одиниця енергоспоживання/УЗЕ або їх агрегація, що приєднана(-і) через єдину точку приєднання та відповідає(-ють) вимогам до постачання РПЧ, РВЧ, РЗ;

153) оперативна команда - команда оперативного персоналу в межах своїх повноважень щодо виконання конкретних дій з управління технологічними режимами роботи ОЕС України та/або зміни оперативного стану об'єктів диспетчеризації;

154) оперативне відання - категорія диспетчерського управління об'єктом диспетчеризації, а також настроювання пристроїв РЗ та ПА, АСДУ, ЗДТУ, коли проведення технологічних операцій щодо зміни його стану та режиму роботи здійснюється з дозволу оперативного працівника відповідного рівня, в оперативному віданні якого перебуває цей об'єкт диспетчеризації;

155) оперативне підпорядкування - оперативне управління чи оперативне відання;

156) оперативне розпорядження - письмове розпорядження керівника будь-якого рівня організаційної структури диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, яке надане з метою забезпечення операційної безпеки, щодо зміни режимів роботи ОЕС України та оперативного стану об'єктів диспетчеризації або внесення змін до оперативної документації;

157) оперативне управління - категорія диспетчерського управління об'єктом диспетчеризації, коли проведення технологічних операцій щодо зміни його стану та режиму роботи здійснюється безпосередньо оперативним персоналом, в оперативному управлінні якого перебуває цей об'єкт диспетчеризації, або за його оперативними командами та розпорядженнями підпорядкованим персоналом і потребує координації дій підпорядкованого оперативного персоналу та узгодження їх дій на декількох об'єктах;

158) оперативно-технологічне управління ОЕС України - побудована за ієрархічною структурою система контролю параметрів та режимів роботи енергосистеми в цілому та обладнання кожного енергетичного об'єкта, що входить до її складу, у процесі виробництва, передачі, розподілу електричної енергії та зберігання енергії з метою управління цими процесами для підтримання заданих параметрів та режимів роботи шляхом реалізації комплексу дій, направлених на зміну технологічних режимів та/або оперативного стану обладнання енергооб'єктів, що складається з прийняття рішення, підготовки та надання оперативних команд та розпоряджень і контролю за їх виконанням;

159) операційна угода блока регулювання частоти та потужності (РЧП)/синхронної області - багатостороння угода між усіма ОСП блока РЧП/синхронної області, якщо блоком РЧП/енергосистемами синхронної області керує більше ніж один ОСП (якщо блоком РЧП керує один ОСП, операційна угода означає операційну методику блока РЧП, яку ОСП приймає в односторонньому порядку);

160) орган з оцінки відповідності вимогам Кодексу системи передачі (орган з оцінки відповідності) - підприємство, установа, організація чи їх структурний підрозділ, що здійснює діяльність з перевірки відповідності електроустановок користувачів системи передачі/розподілу вимогам цього Кодексу, у тому числі шляхом проведення відповідних випробувань;

161) ОСП, що забезпечує послугу з регулювання - ОСП, який ініціює активацію своєї резервної потужності для іншого ОСП, що отримує послугу з регулювання в рамках угоди про спільне використання резервів;

162) ОСП, що надає команди щодо резервів - ОСП, що відповідає за видачу команди щодо активації РВЧ та/або РЗ одиницею постачання резерву або групою постачання резерву;

163) ОСП, що отримує послугу з регулювання - ОСП, що розраховує резервну потужність, з урахуванням її доступності з боку іншого ОСП, що забезпечує послугу з регулювання в рамках угоди про спільне використання резервів;

164) ОСП, що приєднує резерв - ОСП, що відповідає за область моніторингу, до якої приєднана одиниця постачання резерву або група постачання резерву;

165) ОСП, що приймає резерв - ОСП, що задіяний у процесі обміну резервами з іншим ОСП, що приєднує резерв, і/або одиницею постачання резерву або групою постачання резерву, що приєднані до іншої області моніторингу або області РЧП;

166) ОСР, що приєднує резерв - ОСР, що відповідає за систему розподілу, до якої приєднана одиниця постачання резерву або група постачання резерву, що забезпечують резерв для ОСП;

167) основний виробник – виробник електричної енергії, технологічні мережі внутрішнього електрозабезпечення якого приєднані безпосередньо до електричних мереж ОСП та використовуються для транспортування електричної енергії до (з) електроустановок субвиробника;

{Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим підпунктом 167 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025}

168) оцінка відповідності (достатності) генеруючих потужностей - визначення можливості виконання вимог щодо балансової надійності ОЕС України при заданих джерелах потужності або при їх формуванні з урахуванням пропускної спроможності електричних мереж та можливості їх розвитку;

169) оцінка динамічної стійкості - оцінювання операційної безпеки з точки зору динамічної стійкості;

170) параметр визначення якості частоти - основні змінні величини частоти у системі, які визначають принципи якості частоти;

171) перевірка ПДП (потенційного ПДП) - процес підтвердження відповідності ПДП (потенційного ПДП) та його електроустановок технічним та організаційним вимогам цього Кодексу та інших нормативних документів у частині спроможності до надання допоміжних послуг;

172) передаварійний режим - режим, коли система знаходиться в межах операційної безпеки, але було виявлено аварійну ситуацію з переліку аварійних ситуацій, у разі поширення якої наявних коригувальних заходів недостатньо для збереження нормального режиму;

173) передиспетчеризація - захід, зокрема обмеження, ініційований оператором системи передачі та/або операторами системи передачі синхронної області, та/або операторами системи розподілу, шляхом зміни графіка виробництва та/або графіка споживання, з метою зміни величин фізичних перетоків електричної енергії в системі передачі та/або системі розподілу та зменшення фізичного перевантаження або іншим чином забезпечення операційної безпеки;

174) перелік аварійних ситуацій - аварійні ситуації для моделювання з метою перевірки дотримання меж операційної безпеки;

175) перетворювальна підстанція ПСВН - частина системи ПСВН, яка складається з одного чи кількох агрегатів перетворювача ПСВН, установлених в одному місці разом із будівлями, реакторами, фільтрами, пристроями реактивної потужності, контрольним, моніторинговим, захисним, вимірювальним і допоміжним обладнанням;

176) перетин (в електричній мережі) - сукупність декількох мережевих елементів внутрішньосистемних або міжсистемних ліній електропередачі, вимкнення яких призводить до повного розділення енергосистеми на частини та/або відокремлення ОЕС України від інших енергосистем;

177) перехідні припустимі перевантаження - тимчасові перевантаження елементів системи передачі, що дозволяються впродовж обмеженого періоду часу і які не викликають фізичного пошкодження елементів системи передачі й обладнання доти, доки не перевищується визначена тривалість і порогові значення;

178) період зміни потужності - період часу, що визначається фіксованою початковою точкою і тривалістю часу, протягом якого вхід і/або вихід активної потужності буде збільшений або зменшений;

179) підключення - виконання комплексу організаційно-технічних заходів з первинної подачі напруги на електроустановку Замовника згідно з проєктною схемою;

180) підтвердження кваліфікації - процедура визначення відповідності професійних знань, умінь і навичок працівників установленим законодавством вимогам і посадовим обов'язкам, проведення оцінки їх професійного рівня шляхом атестації;

181) план відновлення - підсумковий звід усіх технічних і організаційних заходів, що мають бути вжиті для відновлення системи до нормального режиму;

182) план доступності - сукупність усіх запланованих статусів доступності впливового активу протягом певного періоду часу;

183) план забезпечення безпеки - план, що містить оцінку ризику для критичних активів ОСП за сценаріями виникнення основних фізичних та кібернетичних загроз, з оцінкою потенційного впливу;

184) 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;

185) повна енергоємність УЗЕ - кількість електроенергії, яку УЗЕ може відпустити в мережу від часу, коли вона перебуває у стані повного заряду, до стану повного розряду;

186) повторна синхронізація - синхронізація та повторне з'єднання двох синхронізованих регіонів у точці повторної синхронізації;

{Підпункт 186 пункту 1.4 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025}

187) 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;

188) 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;

189) 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;

190) попит на електричну енергію - сумарне споживання електричної енергії ОЕС України у кожний момент часу (з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричній мережі);

191) 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;

192) 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;

193) 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;

194) 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;

195) потужність, замовлена до приєднання - потужність у точці приєднання, заявлена Замовником виходячи із його потреб, яка забезпечується згідно з договором приєднання;

196) початкові зобов'язання РПЧ - обсяг РПЧ, розподілений для ОСП на основі принципу спільного використання резервів;

197) 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;

198) правила визначення обсягу РЗ - докладний опис (деталізація) процесу визначення обсягу РЗ блоку РЧП;

199) правила розрахунку обсягу РВЧ - докладний опис (деталізація) процесу визначення обсягів РВЧ блока РЧП;

200) 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;

201) 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;

202) програма регулювання - послідовність заданих значень для сальдованого обміну потужності в області РЧП або в блоці РЧП через міждержавні лінії електропередачі змінного струму;

203) 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;

204) 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;

205) 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;

206) процес заміщення резервів - процес, який спрямований на відновлення активованих РВЧ;

207) 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;

208) процес збору та передачі даних - процес, який спрямований на збір/передачу даних, необхідних для дотримання критеріїв оцінки якості частоти;

209) 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;

210) процес підтримки частоти - процес, який спрямований на стабілізацію частоти в системі шляхом компенсації небалансів за допомогою відповідних резервів;

211) 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;

212) 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;

213) 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;

214) регіональний координаційний центр (РКЦ) - міжнародна організація, яка надає послуги операторам систем передачі, пов'язані, зокрема, з підтриманням операційної безпеки їх систем передачі;

215) регіон координації відключень - поєднання областей регулювання, для яких ОСП визначає процедури моніторингу та, за необхідності, координації статусу доступності впливових активів у всіх часових проміжках;

216) регулювання активної потужності за рахунок управління попитом - зміна активної потужності споживання об'єкта енергоспоживання та/або потужності відбору УЗЕ, який доступний для управління ОСП;

217) 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;

218) 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;

219) 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;

220) 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;

221) 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;

222) 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;

223) 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);

224) режим синхронного компенсатора - робота генератора змінного струму без первинного двигуна з метою регулювання напруги динамічним виробленням або поглинанням реактивної потужності;

225) режим системи - робочий режим системи передачі по відношенню до меж операційної безпеки, який може бути нормальним, передаварійним, аварійним, системної аварії, а також відновлення;

226) режим системної аварії - стан системи, за якого припиняється робота частини або всієї системи передачі;

227) резерв активної потужності - резерви балансування, доступні для підтримки частоти;

228) 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;

229) резерв заміщення - резерви активної потужності, наявні для відновлення або підтримання належного рівня РВЧ, для готовності до додаткового небалансу системи, включаючи оперативні резерви;

230) резерв підтримки частоти - резерви активної потужності, наявні для регулювання частоти після виникнення небалансу;

231) 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;

232) резерв реактивної потужності - реактивна потужність, яка доступна для підтримання напруги;

233) резервна потужність - обсяг РПЧ, РВЧ або РЗ, який повинен бути доступний для ОСП;

234) рік наперед - рік, що передує календарному року операційної діяльності;

235) 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;

236) роботоспроможність - стан електроустановки (обладнання електроустановки), за якого вона здатна виконувати задану функцію з параметрами, встановленими вимогами технічної документації;

237) розрахунковий інцидент - найбільший очікуваний миттєвий небаланс активної потужності в межах блока регулювання РЧП як в позитивному, так і в негативному напрямку;

238) розрахунковий небаланс - найбільший миттєвий очікуваний небаланс активної потужності в межах блока регулювання як в позитивному, так і в негативному напрямку;

239) 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;

240) синхронізований регіон - частина синхронної області, охоплена об'єднаним ОСП, зі спільною частотою системи, що не синхронізована з рештою синхронної області;

241) 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);

242) синхронна область - область, охоплена синхронно об'єднаними енергосистемами інших держав;

243) 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;

244) 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;

245) 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;

246) система регулювання збудження - система регулювання зі зворотним зв'язком, яка включає синхронну машину та її систему збудження;

247) системні випробування - випробування, які ОСП виконує одноосібно на об'єкті системи передачі або разом хоча б з одним Користувачем на об'єкті Користувача;

248) ситуація N - ситуація, за якої жоден елемент системи передачі не є недоступним внаслідок виникнення аварійної ситуації;

249) 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;

250) спеціальна схема захисту - набір скоординованих і автоматичних заходів, розроблених для забезпечення швидкодійної реакції на порушення режиму і запобігання поширенню збурення через систему передачі;

251) 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;

252) 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);

253) стабільність напруги - здатність системи передачі підтримувати допустимі рівні напруги у всіх вузлах системи передачі за ситуації N та після виникнення збурень;

254) стабільність частоти - здатність системи передачі підтримувати стабільну частоту за ситуації N та після виникнення збурень;

255) 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;

256) стандартне відхилення частоти - абсолютне значення відхилення частоти, яке обмежує стандартний діапазон частоти;

257) стандартний діапазон частоти - визначений симетричний інтервал навколо номінальної частоти, у межах якого має перебувати частота у системі синхронної області;

258) 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);

259) 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;

260) 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;

261) 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;

262) стійкість кута вибігу ротора - здатність синхронних машин залишатися в синхронізмі в ситуації N та після збурень;

263) сторона ІТС механізму - ОСП, який приєднався до Договору ІТС;

264) структура відповідальності за процес регулювання - структура, що визначає обов'язки і зобов'язання щодо резервів активної потужності, на основі структури регулювання синхронною областю;

265) 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;

266) структура процесу активації резервів - структура класифікації процесів, що стосуються різних типів резервів активної потужності, з точки зору їх призначення та активації;

267) 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;

268) субвиробник – виробник електричної енергії, електроустановки якого приєднані виключно до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення основного виробника;

{Пункт 1.4 глави 1 розділу I доповнено новим підпунктом 268 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025}

269) суб'єкт моніторингу блока РЧП - OСП, що відповідає за збір даних критеріїв оцінки якості частоти та застосування критеріїв оцінки якості частоти для блока РЧП;

270) суб'єкт моніторингу синхронної області - OСП, що відповідає за збір даних критеріїв оцінки якості частоти та застосування критеріїв оцінки якості частоти для синхронної області;

271) суміжний ОСП - ОСП, системи якого безпосередньо з'єднані принаймні однією міждержавною лінією електропередачі змінного або постійного струму;

272) 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;

273) схема захисту системи - набір скоординованих і автоматичних заходів, розроблених для забезпечення швидкодійної реакції на порушення режиму і запобігання поширенню збурення у системі передачі;

274) сценарій - прогнозний стан енергосистеми для певного періоду часу;

275) техніко-економічне обґрунтування (ТЕО) - обґрунтування вибору схеми приєднання об'єкта, що розробляється Замовником у випадках, визначених цим Кодексом;

276) 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;

277) 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;

278) 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;

279) 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;

280) тиждень наперед - тиждень, що передує календарному тижню операційної діяльності;

281) 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;

282) 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;

283) 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;

284) точка повторної синхронізації - пристрій, як правило, вимикач, що використовується для з'єднання двох синхронізованих регіонів;

{Підпункт 284 пункту 1.4 глави 1 розділу із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025}

285) 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;

286) 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;

287) 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;

288) усталене відхилення частоти - абсолютне значення відхилення частоти після виникнення небалансу, як тільки частота системи була стабілізована;

289) 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;

290) 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;

291) 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;

292) 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;

293) цільовий параметр якості частоти - основний цільовий показник частоти у системі, за якого характер процесів активації РПЧ, РВЧ та РЗ оцінюється в нормальному режимі;

294) 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;

295) час активації передаварійного режиму - час, до якого активується передаварійний режим;

296) 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;

297) час повної активації аРВЧ - період часу між заданням нового значення уставки регулятором відновлення частоти і відповідною активацією або деактивацією аРВЧ;

298) час повної активації РПЧ - період часу між виникненням еталонного інциденту та відповідною повною активацією РПЧ;

299) час повної активації рРВЧ - період часу між зміною уставки за оперативною командою ОСП та відповідною активацією або деактивацією рРВЧ;

300) 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;

301) 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;

302) швидкість зміни активної потужності - значення зміни активної потужності генеруючою одиницею, об'єктом енергоспоживання, УЗЕ або системою ПСВН;

303) широкомасштабний стан - виникнення такого передаварійного режиму або аварійного режиму, або режиму системної аварії, коли існує ризик його поширення на суміжні системи передачі;

304) шкала операційної безпеки - рейтинг, який використовується ОСП для моніторингу операційної безпеки, на основі показників операційної безпеки;

305) 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;

306) якість електричної енергії - сукупність властивостей електричної енергії відповідно до встановлених стандартів, які визначають ступінь її придатності для використання за призначенням;

307) 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;