Правила технічна експлуатація електричних станцій І мереж

Вид материала

Документы

Содержание 12.15 Энергетические масла 13 Оперативно-диспетчерское управление

Подобный материал:

• П О С Т А Н О В А від 4 березня 1997 р. N 209 Київ, 306.28kb.
• Програма вступних фахових випробувань з електротехніки за спеціальністю 05070101 «Монтаж, 143.78kb.
• Реферат По предмету технічна експлуатація інформаційних мереж, 175.21kb.
• Щодо роз’яснень стосовно чинності настанови з прийняття в експлуатацію об’єктів електричних, 12.72kb.
• Україна срібнянська районна державна адміністрація чернігівської області, 25.64kb.
• Конкурс студентських наукових робіт «Технічна діагностика комп’ютерних систем І мереж», 60.29kb.
• Якубенко Василь Миколайович. Результати навчання: Урезультаті вивчення модуля студенти, 19.01kb.
• 1. Назва модуля, 43.69kb.
• Інститут енергетики та систем керування напрям: Електромеханіка, 111.49kb.
• Призначена для добування та транспортування споживачам питної води, 71.94kb.

12.15 Энергетические масла

12.15.1.При эксплуатации маслонаполненного оборудования должно быть обеспечено выполнение нормативных требований к энергетическим маслам.

Отработанные масла подлежат сбору, регенерации и подготовке к повторному использованию.

Для обеспечения требуемого качества энергетического масла в эксплуатации необходимо проводить его контроль в установленном объеме и с требуемой периодичностью для каждой группы оборудования.

12.15.2 Все энергетические масла (электроизоляционные, турбинные, компрессорные, индустриальные и др.) принимаемые на энергопредприятиях от поставщиков, должны иметь сертификаты качества или паспорта и быть подвергнуты лабораторному анализу в целях определения их соответствия требованиям действующих стандартов. Масла, не отвечающие требованиям действующих стандартов, в соответствии с которыми они производятся, применять в оборудовании запрещается.

12.15.3 Контроль показателей качества масел производится согласно следующим НД:

• ГКД 34.43.101 “Приймання, застосування та експлуатація трансформаторних масел. Методичні вказівки”;
  
• РД 34.43.102 “Инструкция по эксплуатации нефтяных турбинных масел”;
  
• РД 34.43.106 “Типовая инструкция по приемке, хранению и эксплуатации огнестойкого турбинного масла ОМТИ”.
  

При этом следует также учитывать указания заводов-изготовителей оборудования, если их требования более жесткие к показателям качества масла или к срокам его проверки.

Объем проверки трансформаторного масла определяется видом и классом напряжения оборудования.

12.15.4 Масляное хозяйство электростанций должно находиться в ведении производственного подразделения, определенного приказом руководителя энергообъекта.

Трансформаторное масло электрических станций в части эксплуатации должно находиться в ведении электроцеха станции, электрических сетей – в ведении службы изоляции и молниезащиты или другого производственного подразделения, определенного приказом руководителя электросетей.

12.15.5 Для хранения масел создают открытый склад, оборудованный баками (резервуарами). Масла разных марок должны храниться отдельно.

Резервуары должны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами, указателями уровня масла, пробоспускными кранами на сливных патрубках. Внутренняя поверхность резервуаров для масла должна иметь маслобензостойкое антикоррозионное покрытие согласно ГОСТ 1510 “Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение”.

12.15.6 При приобретении энергетических масел необходимо придерживаться следующих этапов:

- заказ масла с требуемыми характеристиками;

• идентификация заказанного масла до его поставки;
  
• приемка поступившего масла;
  
• перевод (при необходимости) масла в стадию хранения.
  

Процедура идентификации масла до поставки заключается в проведении экспертизы его технической документации. При поступлении масла необходимо произвести отбор контрольных образцов (проб) масла с цистерн для определения соответствия его характеристик требованиям НД.

12.15.7 Поступившее трансформаторное масло должно быть подвергнуто лабораторным испытаниям. При поставке в железнодорожных и автоналивных цистернах масло необходимо испытать из каждой цистерны до его слива с определением характеристик в объеме сокращенного анализа.

Масло, предназначенное для заливки в электрооборудование напряжением 220 кВ и выше, должно быть проверено также на тангенс угла диэлектрических потерь и стабильность. Испытание на стабильность разрешается проводить после слива масла в емкость для хранения.

12.15.8 После лабораторных испытаний масло необходимо слить в емкости маслохозяйства и перевести его на хранение или подвергнуть обработке для заливки в электрооборудование.

12.15.9 Трансформаторное масло, находящееся на хранении, необходимо проверять со следующей периодичностью:

• через 3 суток после слива в емкости для постоянного хранения (проверка проводится в объеме 12.15.7);
  
• один раз в год проводится проверка электрической прочности;
  
• не реже одного раза в 3 года проверка производится в объеме 12.15.7.
  

При ухудшении результатов проверки по сравнению с начальными более чем на 10 % необходимо принимать меры к недопущению дальнейшего ухудшения характеристик масла.

12.15.10 По значениям показателей качества трансформаторные масла подразделяют на: свежее сухое (до заливки в электрооборудование), после заливки в электрооборудование, эксплуатационные и регенерированные.

Масла, не отвечающие требованиям ГОСТ, ТУ или стандартам МЭК по показателям испытаний, не разрешается заливать в электрооборудование.

12.15.11 Марка свежего трансформаторного масла и требования к его показателям качества определяются классом напряжения и видом оборудования.

При необходимости допускается смешивание свежих масел, имеющих одинаковые или близкие области применения. Смесь масел, предназначенных для различных классов напряжения, должна применяться только в оборудовании низшего класса напряжения.

Электрооборудование после капитального ремонта должно быть залито трансформаторным маслом, удовлетворяющим нормам ГКД 34.43.101 “Приймання, застосування та експлуатація трансформаторних масел. Методичні вказівки”.

При необходимости в силовые трансформаторы напряжением 220 кВ включительно допускается заливка эксплуатационного масла с кислотным числом не более 0,05 мг КОН на 1 г масла, удовлетворяющего нормам на эксплуатационное масло по содержанию водорастворимых кислот, растворенного шлама, механических примесей и имеющего пробивное напряжение на 10 кВ выше эксплуатационной нормы, тангенс угла диэлектрических потерь при 90 С не более 2,6 % и содержит антиокислительную присадку ионол, не менее 0,2 %.

12.15.12 В процессе эксплуатации сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кВА должны заменяться при кислотном числе более 0,1 мг КОН на 1 г масла или при содержании водорастворимых кислот более 0,014 мг КОН на 1 г масла, а также в случае ухудшения характеристик изоляции.

Замена сорбента в трансформаторах мощностью до 630 кВА включительно должна производиться при неудовлетворительных характеристиках изоляции.

Содержание влаги в сорбенте перед загрузкой в фильтры должно быть не более 0,5 % его массы.

12.15.13 Контроль качества энергетических масел на энергообъектах и оставление графиков контроля должна осуществлять химическая лаборатория (химический цех) или соответствующие подразделения.

Объем и периодичность контроля трансформаторного масла проводится согласно графику, составленному на основании НД, требований заводов-изготовителей оборудования, местных инструкций, результатов предыдущих проверок.

По требованию электроцеха (соответствующей службы или подразделения в электрических сетях) могут проводиться дополнительные (внеплановые) проверки трансформаторного масла.

12.15.14 Данные показателей качества масла, залитого в электрооборудование, а также масел хранящихся на складе, должны записываться в журнал (картотеку), в который также вносятся:

- дата проведения контроля качества масла;

- вид оборудования и его станционное (оперативное) обозначение;

- номер цистерны или емкости хранения на складе;

- марка масла, причина отбора;

- сведения о вводе присадок;

- количество и качество залитого масла;

- заключение о соответствии показателей масла требованиям НД.

По требованию структурного подразделения ему должен выдаваться протокол проверки, подписанный начальником химцеха или ответственным за проведение контроля качества масла и исполнителям.

12.15.15 На складе должен храниться неснижаемый запас трансформаторного масла, который на каждом объекте устанавливается в зависимости от местных условий, но не менее вместимости одного самого вместительного трехфазного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1 % всего масла, залитого в электрооборудование. На электростанциях, имеющих только воздушные или малообъемные масляные выключатели, – не менее 10 % объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

В электрических сетях неснижаемый запас трансформаторного масла должен составлять не менее 2 % объема масла залитого в оборудование.

12.15.16 До слива из цистерн турбинные нефтяные и огнестойкие масла должны быть подвергнуты лабораторному испытанию:

- нефтяное – на кислотное число, температуру вспышки, кинематическую вязкость, реакцию водной вытяжки, содержание механических примесей и воды;

- огнестойкое – на кислотное число, содержание водорастворимых кислот, щелочей, температуру вспышки, вязкость, плотность, цвет и содержание механических примесей, которое должно определяться экспресс-методом.

Нефтяное турбинное масло, слитое из цистерны в пустой, чистый и сухой резервуар, должно быть проверено на время деэмульсации, стабильность против окисления, антикоррозионные свойства. В случае несоответствия качества масла по этим показателям требованиям государственных стандартов должен быть выполнен анализ пробы, отобранный из цистерны.

Слитое из цистерн масло должно быть приведено в состояние, пригодное для заливки в оборудование.

12.15.17 Эксплуатационное турбинное масло в паровых турбинах, питательных электро- и турбонасосах должно удовлетворять следующим нормам:

а) нефтяное:

- кислотное число – не более 0,3 мг КОН на 1 г масла;

- вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяются визуально);

- растворенный шлам должен отсутствовать (определяется при кислотном числе масла 0,1 мг КОН на 1 г масла и выше);

- термоокислительная стабильность по ГОСТ 981 “Масла нефтяные. Метод определения стабильности против окисления” для масла Тп-22С (кислотное число – не более 0,6 КОН на 1 г масла; массовая доля осадка – не более 0,15 %).

Условия окисления масла: температура испытания (120 ± 0,5) °С, время – 14 ч; скорость подачи кислорода – 200 см³/мин.

Термоокислительная стабильность масла определяется один раз в год перед наступлением осенне-зимнего максимума для масел или их смесей с кислотным числом 0,1 мг КОН на 1 г масла и более. Для масла из маслосистем питательных электро- и турбонасосов этот показатель не определяется;

б) огнестойкое синтетическое:

• кислотное число – не более 1 мг КОН на 1 г масла;
  
• содержание водорастворимых кислот – не более 0,4 мг КОН на 1 г масла;
  
• массовая доля механических примесей – не более 0,01 %;
  
• изменение вязкости – не более 10 % исходного значения для товарного масла;
  
• содержание растворенного шлама (по методике ВТИ) – изменение оптической плотности не менее 25 % (определяется при кислотном числе масла 0,7 мг КОН на 1 г масла и выше).
  

12.15.18 Эксплуатация турбинных масел должна проводиться согласно местным инструкциям, разработанным на основании РД 34.43.102 и РД 34.43.106.

Огнестойкие турбинные масла, достигшие предельной эксплуатационной нормы по кислотному числу, должны быть отправлены на завод-изготовитель для восстановления качества.

12.15.19 Эксплуатационное масло Тп-30 в гидротурбинах должно удовлетворять следующим нормам:

- кислотное число – не выше 0,6 мг КОН на 1 г масла;

- вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяются визуально);

- массовая доля растворенного шлама – не более 0,01 %.

12.15.20 В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло должно периодически подвергаться визуальному контролю и сокращенному анализу. В объем сокращенного анализа нефтяного масла входит определение кислотного числа, наличия механических примесей, шлама и воды; огнестойкого масла – определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, наличия воды, количественное определение содержания механических примесей экспресс-методом.

Визуальный контроль масла заключается в проверке его по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей для решения о необходимости его очистки.

12.15.21 Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая:

- масла Тп-22С (ТУ 38.101.821) – не позднее чем через 1 месяц после заливки в масляные системы и далее в процессе эксплуатации не реже одного раза в 3 месяца при кислотном числе до 0,1 мг КОН на 1 г масла включительно и не реже одного раза в 2 месяца при кислотном числе более 0,1 мг КОН на 1 г масла;

- огнестойкого масла – не позднее чем через 1 неделю после начала эксплуатации и далее – не реже одного раза в 2 месяца при кислотном числе не выше 0,5 мг КОН на 1 г масла и не реже одного раза в 3 недели при кислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г масла;

- турбинного масла, залитого в систему смазки синхронных компенсаторов, – не реже одного раза в 6 месяцев;

- масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах, – не позднее чем через 1 месяц после заливки в масляную систему и далее не реже одного раза в год при полной прозрачности масла и массовой доле растворенного шлама не более 0,005 %; при массовой доле растворенного шлама более 0,005 % – не реже одного раза в 6 месяцев. При помутнении масла должен быть выполнен внеочередной сокращенный анализ.

При обнаружении в масле шлама или механических примесей во время визуального контроля должен быть проведен внеочередной сокращенный анализ.

Находящееся в резерве нефтяное турбинное масло должно подвергаться сокращенному анализу не реже одного раза в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло – не реже одного раза в год и перед заливкой в оборудование.

12.15.22 Визуальный контроль масла, применяемого в паровых турбинах и турбонасосах, должен проводиться один раз в сутки.

Визуальный контроль масла, применяемого в гидротурбинах, на электростанциях с постоянным дежурством персонала, должен проводиться один раз в неделю, а на автоматизированных электростанциях – при каждом очередном осмотре оборудования, но не реже одного раза в месяц.

12.15.23 На электростанциях должен храниться постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более) вместимости масляной системы самого крупного агрегата, и запас на доливки не менее 45-дневной потребности; в организациях, эксплуатирующих электрические сети, постоянный запас масла должен быть равен (или более) вместимости масляной системы одного синхронного компенсатора и запас на доливки не менее 45-дневной потребности.

Постоянный запас огнестойкого турбинного масла должен быть не менее емкости одного бака системы регулирования и годового объема на доливки в систему смазки, но не более 15% объема последней.

Ежегодные доливки огнестойкого масла в зависимости от объема систем не должны превышать:

• в систему регулирования 7%;
  
• в систему смазки 12%.
  

12.15.24 Получаемые индустриальные масла и пластичные смазки должны быть подвергнуты визуальному контролю в целях обнаружения механических примесей и воды. Индустриальное масло, кроме того, должно быть дополнительно испытано на вязкость для контроля соответствия этого показателя государственным стандартам или техническим условиям.

12.15.25 Для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, должны быть установлены нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов. Марка смазочного материала, используемого для этих целей, должна соответствовать требованиям заводских инструкций по эксплуатации к ассортименту смазок, допущенных к применению на данном оборудовании. Возможность замены смазочных материалов должна быть согласована с предприятием-изготовителем оборудования.

В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло должно подвергаться визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и воды не реже одного раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло должно быть очищено или заменено.

На каждой электростанции и в каждой организации, эксплуатирующей электрические сети, должен храниться постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования не менее 45-дневной потребности.

12.15.26 Подача трансформаторного и турбинного масел к оборудованию и слив из него должны осуществляться по раздельным маслопроводам, а при их отсутствии – с применением цистерн или металлических бочек.

Для трансформаторных масел могут быть использованы разборные маслопроводы, предварительно очищенные прокачкой горячего масла.

Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии должны быть целиком заполнены маслом.

12.15.27 При эксплуатации масел необходимо соблюдать меры пожаробезопасности, исключающие возникновение пожара, а также предотвращающие развитие пожара и обеспечивающие успешное тушение его в случае возникновения.


13 ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ


13.1 Задачи и организация управления

13.1.1 В электроэнергетике Украины должна действовать единая централизованная диспетчерская система оперативно-технологического управления производством, передачей и распределением электрической энергии с учетом режимов централизованного теплоснабжения.

Централизованное диспетчерское управление распространяется на все объекты электроэнергетики, подключенные к ОЭС Украины, а также на межгосударственные электрические связи с энергосистемами смежных государств.

13.1.2 НЭК "Укрэнерго" и ее подразделения – региональные электроэнергетические системы (ЭЭС) должны выполнять функции централизованного диспетчерского управления объектами основной сети ОЭС Украины по обеспечению:

-надежной параллельной работы электрических станций в составе ОЭС Украины и ОЭС Украины с энергосистемами смежных государств;

-поддержания сбалансированного режима в ОЭС Украины;

-надежной и бесперебойной передачи электроэнергии через основную сеть ОЭС Украины энергоснабжающим компаниям и потребителям, питающимся от основной сети ОЭС;

-соблюдения требований энергетической безопасности ОЭС Украины.

Функции надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей, питающихся от электрических сетей энергоснабжающих компаний, должны обеспечивать эти компании.

13.1.3 В ОЭС Украины оперативно-диспетчерское управление должно быть организовано по иерархической структуре, предусматривающей распределение функций оперативного контроля и управления между отдельными уровнями, а также обязательную подчиненность нижестоящих уровней оперативного управления вышестоящим.

Организационную структуру оперативно-диспетчерского управления в ОЭС Украины от уровня НЭК "Укрэнерго" до уровня энергоснабжающих компаний и электростанций системного значения энергогенерирующих компаний (блочные ТЭС, АЭС, ГЭС Днепровского и Днестровского каскадов) определяет НЭК "Укрэнерго" как орган оперативно-диспетчерского управления уполномоченный Минтопэнерго.

Структуру оперативного управления на объектах несистемного значения в энергоснабжающих и энергогенерирующих компаниях или самостоятельных субъектов электроэнергетики устанавливает руководство этих энергокомпаний (субъектов) с учетом соблюдения требований настоящих Правил и по согласованию с региональными ЭЭС.

13.1.4 Функции оперативного управления выполняют:

-по ОЭС Украины – диспетчерская служба НЭК "Укрэнерго";

-по ЭЭС – центральная диспетчерская служба (ЦДС) ЭЭС, а по структурным подразделениям ЭЭС магистральным электрическим сетям (МЭС) – оперативно-диспетчерская служба (ОДС) или оперативно-диспетчерские группы (ОДГ) МЭС, оперативный персонал подстанций 220 кВ и выше;

-на электростанциях (теплоцентралях) энергокомпаний, самостоятельных субъектов по производству электрической и тепловой энергии – оперативный персонал в смене электростанций (теплоцентралей);

-в энергоснабжающей компании – диспетчерская служба энергокомпании, диспетчерские службы электросетей или оперативно-диспетчерские группы (ОДГ) районов электрических сетей (РЭС), оперативный персонал подстанций 110-150 кВ, оперативный персонал генерирующих источников энергоснабжающей компании;

-в тепловой сети   диспетчерская служба энергоснабжающей компании, оперативный персонал ТЭЦ и самостоятельных субъектов, оперативно-диспетчерские службы районов тепловых сетей и оперативный персонал станций теплоснабжения и районных котельных.

13.1.5 В ОЭС Украины должно быть организовано непрерывное оперативное управление согласованной работой отдельных объектов электроэнергетики генерирующих, передающих и снабжающих энергокомпаний или самостоятельных субъектов электроэнергетики, работающих в составе ОЭС Украины.

Задачами оперативного управления в ОЭС Украины являются:

-разработка и ведение нормальных и ремонтных режимов работы электростанций, магистральных и распределительных сетей, обеспечивающих заданные условия энергоснабжения потребителей;

-обеспечение надежного и устойчивого функционирования ОЭС Украины и ее параллельной работы с энергосистемами смежных государств;

-планирование и ведение режима работы ОЭС Украины по активной мощности и частоте (в режимах раздельной работы) с учетом условий работы Оптового рынка электрической энергии Украины;

-выполнение требований по обеспечению качества электрической энергии и тепла;

-режимное обеспечение экономичности работы ОЭС Украины и ЭЭС, объектов электроэнергетики при рациональном использовании энергоресурсов, соблюдении режимов потребления энергии;

-предотвращение и ликвидация технологических нарушений при производстве, передаче и распределении электрической энергии и тепла;

-осуществление оперативного обслуживания и контроля за работой устройств РЗА, автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) и средств диспетчерско-технологического управления (СДТУ).

13.1.6 На объектах электроэнергетики, в соответствии с действующей структурой оперативного обслуживания, должно быть организовано круглосуточное оперативное управление оборудованием, задачами которого являются:

-подготовка и ведение требуемого режима работы;

-подготовка и проведение переключений, пусков и остановов;

-предотвращение, локализация и ликвидация технологических нарушений, восстановление требуемого режима работы;

-подготовка к проведению ремонтных работ.

13.1.7 Оперативный персонал объектов электроэнергетики всех субъектов ОЭС Украины, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, несет полную ответственность за выполнение распоряжений дежурного диспетчера НЭК "Укрэнерго" и ЭЭС по вопросам входящим в их компетенцию, а диспетчеры НЭК "Укрэнерго" и ЦДС ЭЭС – за обоснованность своих распоряжений.

13.1.8 В ОЭС Украины все линии электропередачи, оборудование, теплопроводы и устройства РЗА, АСДУ, СДТУ электростанций и сетей должны быть распределены по уровням диспетчерского управления сверху - вниз в соответствии с иерархией диспетчерского управления.

Для каждого диспетчерского уровня должны быть установлены две категории управления оборудованием и сооружениями – оперативное управление и оперативное ведение.

13.1.9 В оперативном управлении дежурного диспетчера должны находиться линии электропередачи, оборудование, теплопроводы, устройства РЗА, АСДУ, СДТУ, операции с которыми должны производиться им самостоятельно или под его руководством и требуют координации действий подчиненного оперативного персонала и согласованных изменений на нескольких объектах.

13.1.10 В оперативном ведении дежурного диспетчера должны находиться линии электропередачи, оборудование, теплопроводы, устройства РЗА, АСДУ, СДТУ, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций, режим и надежность сетей ОЭС Украины в целом, а также настройку устройств РЗА, АСДУ, СДТУ.

Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться с разрешения диспетчера, в ведении которого они находятся.

13.1.11 Перечни линий электропередачи, оборудования, теплопроводов, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении оперативного персонала энергокомпании или самостоятельного субъекта электроэнергетики, должны быть составлены с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены соответственно руководством энергокомпании, структурного подразделения энергокомпании, самостоятельного субъекта электроэнергетики в установленном порядке.

НЭК "Укрэнерго" разрабатывает и сообщает в ЭЭС утвержденный руководством (главным диспетчером) НЭК "Укрэнерго" перечень оборудования, устройств РЗА, СДТУ, АСДУ, которые находятся в оперативном управлении или ведении диспетчера НЭК "Укрэнерго". На основании этого перечня ЭЭС составляют для объектов электроэнергетики региона аналогичный перечень, дополняя его оборудованием и устройствами, которые находятся в управлении или ведении диспетчера ЦДС ЭЭС. Этот перечень утверждается руководством (главным диспетчером) ЭЭС. На основании указанного перечня в энергокомпании и на объекте составляется свой перечень, утвержденный техническим руководителем энергокомпании и объекта электроэнергетики, который является единственным документом, устанавливающим оперативную подчиненность оборудования объекта по способу оперативно-диспетчерского управления для его работы в составе ОЭС Украины.

13.1.12 Взаимоотношения персонала различных уровней оперативно-диспетчерского управления в ОЭС Украины должны быть регламентированы соответствующими положениями по оперативно-техническим взаимоотношениям энергокомпаний и объектов электроэнергетики с оперативным персоналом НЭК “Укрэнерго” и ее ЭЭС, а также договорами на право участия собственников объектов электроэнергетики и энергокомпаний в параллельной работе с ОЭС Украины. Спорные вопросы, возникающие при подписании двустороннего положения по оперативным взаимоотношениям персонала и заключении договоров, должны решаться незамедлительно.

В договоре и положении о взаимоотношениях на право работы в составе ОЭС Украины в обязательном порядке должны быть четко и полно отражены основные вопросы взаимодействия субъекта с НЭК “Укрэнерго”, ЭЭС, а также вопросы осуществления централизованного диспетчерского управления с указанием уровня ответственности каждого из участников договора.

Требования договоров НЭК “Укрэнерго” с энергокомпаниями и другими самостоятельными субъектами электроэнергетики по системным вопросам и условиям их работы в составе ОЭС Украины должны учитываться НКРЭ при выдаче энергетическим предприятиям лицензии на соответствующие виды деятельности в электроэнергетике (выработка и передача электроэнергии, энергоснабжение), а также ГП ’’Энергорынок’’ при заключении двусторонних договоров с членами - участниками Оптового рынка электрической энергии Украины.

При отсутствии взаимосогласованных договоров и положений об оперативно-техническом взаимоотношении работа энергокомпаний и самостоятельных субъектов электроэнергетики в составе ОЭС Украины не допускается.

13.1.13 Оперативно-диспетчерское управление в ОЭС Украины должно осуществляться с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления, системами контроля и записи оперативных переговоров, а также необходимой оперативной документацией.

На диспетчерских пунктах и щитах должны находиться составленные и утвержденные в установленном порядке перечни по видам оперативной документации.

13.1.14 В НЭК "Укрэнерго" и ее ЭЭС, на объектах электроэнергетики энергокомпаний и самостоятельных субъектов должны быть разработаны местные инструкции по оперативно-диспетчерскому управлению, ведению оперативных переговоров и записей, производству переключений и ликвидации технологических нарушений с учетом специфики и структурных особенностей ЭЭС или объекта электроэнергетики, программы и бланки переключений.

Все оперативные переговоры, оперативно-диспетчерская документация на всех уровнях диспетчерского управления должны вестись с применением единой общепринятой терминологии, типовых распоряжений, сообщений и записей.