Правила технічна експлуатація електричних станцій І мереж

Вид материала

Документы

Содержание 13.2 Планирование режима работы 13.3 Управление режимом работы

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.

13.2 Планирование режима работы

13.2.1 При планировании режима работы должны быть обеспечены:

- сбалансированность графиков потребления энергии и нагрузки электростанций, теплоисточников, ЭЭС, ОЭС Украины с учетом условий работы Оптового рынка электрической энергии Украины, наличия энергоресурсов, состояния оборудования, реальных режимов и пропускной способности оборудования узлов нагрузки, электрических и тепловых сетей;

- соблюдение условий параллельной работы ОЭС Украины с энергосистемами других государств;

- соблюдение установленных предельных заданий по уровням энергопотребления с учетом введенных графиков ограничений потребителей;

-эффективность принципов оперативного управления режимами и функционирования устройств РЗА;

-надежность и экономичность производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии;

-создание необходимого вращающегося резерва мощности ОЭС Украины с учетом условий работы Оптового рынка электрической энергии Украины и обеспечения устойчивой роботы ОЭС;

-выполнение графиков ремонта основного оборудования объектов электроэнергетики с учетом энергобаланса и условий работы Оптового рынка электрической энергии Украины;

-наличие неснижаемого минимального запаса топлива на электростанции, гарантированная работа паровых СН станции и теплосети в зимний период.

13.2.2 Планирование режимов работы в ОЭС Украины должно производиться НЭК "Укрэнерго" и ее ЭЭС, с участием ГП “Энергорынок”, на долгосрочные и краткосрочные периоды.

Планирование режимов должно осуществляться на основе:

-данных суточных ведомостей и статистических данных ЭЭС, ОЭС Украины, объектов электроэнергетики за предыдущие дни и периоды;

-прогноза нагрузки объектов электроэнергетики, ЭЭС и ОЭС Украины на планируемый период;

-данных ГП “Энергорынок” по ценовым заявкам ТЭС (ТЭЦ) энергогенерирующих компаний (энергоснабжающих компаний) и заявок энергоснабжающих компаний на режимы суточного (недельного) электропотребления;

-результатов контрольных измерений перетоков мощности, нагрузок и уровней напряжения в контрольных узлах ОЭС Украины, которые должны производиться два раза в год в рабочие дни июня и декабря;

-данных о вводе новых генерирующих мощностей, теплоисточников и сетевых объектов;

-технико-экономических характеристик генерирующего оборудования ТЭС (ТЭЦ) и режима водотока рек Днепр и Днестр;

-данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи;

-данных гидравлического расчета тепловых сетей.

13.2.3 Долгосрочное планирование режима ОЭС Украины, ЭЭС и объектов электроэнергетики должно осуществляться для характерных периодов года (годовые максимум и минимум нагрузок, период паводка, отопительный период и т. п.).

Долгосрочное планирование должно предусматривать:

- составление прогнозируемых годовых, квартальных, месячных балансов энергии и баланса мощности на часы максимума нагрузок;

- составление прогнозируемых сезонных балансов располагаемой мощности теплоисточников и присоединений тепловой нагрузки;

- создание необходимого вращающегося резерва мощности в ОЭС Украины, исходя из требований режима ОЭС, предложений ГП “Энергорынок” по условиям работы Оптового рынка электрической энергии Украины;

- определение и выдачу, с учетом условий работы Оптового рынка электрической энергии Украины, значений максимума электрической нагрузки и потребления электрической энергии, располагаемой мощности электростанций с учетом рабочей мощности и наличия энергоресурсов по месяцам года;

- определение и выдачу значений максимума тепловой нагрузки теплоисточников и потребления тепловой энергии с учетом эффективной ее выработки и потребления;

- разработка планов использования гидроресурсов гидроэлектростанций;

- составление, с учетом режима ОЭС Украины и условий работы Оптового рынка электрической энергии Украины, годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, подстанций и линий электропередачи, тепловых сетей и теплоисточников, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;

- разработку оперативных схем электростанций, подстанций, электрических и тепловых сетей для нормальных и ремонтных режимов;

- расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новых генерирующих мощностей и сетевых объектов ЭЭС и выбора параметров настройки устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;

- расчеты и определение максимально и аварийно допустимых значений перетоков мощности с учетом нормативных запасов устойчивости по линиям электропередачи (сечениям) для нормальных эксплуатационных и ремонтных схем сети;

- расчет максимально допустимой мощности электростанций по условиям сохранения устойчивости;

- разработку, контроль и выполнение заданий по графикам ограничений и аварийных отключений потребителей, по автоматической частотной разгрузке (АЧР) и специальной автоматике отключения нагрузки (САОН);

- разработку и выполнение технических решений по внедрению автоматики частотного деления и выделения электрических станций (энергоблока) на сбалансированную нагрузку с целью сохранения устойчивости выделенной части ЭЭС, обеспечения питания собственных нужд, выполнения экспортных поставок электроэнергии;

- расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов работы, электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор параметров устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;

- составление и уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;

- определение потребности в новых устройствах РЗА, АСДУ, СДТУ.

13.2.4 Краткосрочное планирование режима ОЭС Украины, ЭЭС, электростанций, теплоисточников, тепловых и электрических сетей должно производиться с упреждением от 1 суток до 1 недели.

Краткосрочное планирование должно предусматривать:

- прогноз суточной электрической нагрузки и режимов ОЭС Украины;

- прогноз суточной тепловой нагрузки электростанций и теплоисточников, а также расхода теплоносителя в тепловых сетях;

- распределение нагрузки между ЭЭС, электростанциями, отдельными энергоустановками, задания суточных графиков нагрузки ЭЭС, электростанции по условиям работы Оптового рынка электрической энергии Украины;

- решения по заявкам на согласованный вывод в ремонт (резерв) или включение в работу основного и вспомогательного оборудования с учетом мероприятий по ведению режима, изменению параметров настройки устройств РЗА, АСДУ, СДТУ.

13.2.5 Составленные, с учетом расчетных данных ГП “Энергорынок”, и утвержденные НЭК "Укрэнерго" суточные и почасовые графики активной нагрузки и резерва мощности ОЭС Украины, ЭЭС, электростанций и отдельных энергоустановок должны быть выданы соответствующему диспетчеру.

Прогнозированные графики нагрузки отдельных энергоустановок на электростанции должны быть утверждены техническим руководителем этой электростанции.

Графики нагрузки гидроэлектростанций должны учитывать потребности смежных отраслей народного хозяйства (судоходства, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения и т.п.) в соответствии с действующими межведомственными документами.

График тепловой нагрузки для каждой ТЭЦ и других теплоисточников должен быть составлен диспетчерской службой тепловой сети и утвержден главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) тепловой сети и согласован для ТЭЦ с ЦДС ЭЭС.

При разработке суточного графика нагрузки ОЭС Украины (краткосрочное планирование) на электростанциях должен предусматриваться суммарный вращающийся резерв по первичному и вторичному регулированию частоты и перетоков мощности не менее 400 МВт с уточнением его необходимой величины центральным органом диспетчерского управления ОЭС Украины (НЭК "Укрэнерго") в зависимости от особенности режимов работы ОЭС.

13.2.6 Графики ремонтов основного оборудования и сооружений (генераторов, турбин, реакторных установок, котлов, дымовых труб, градирен и др.) электростанций на предстоящий год должны быть составлены на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласованы НЭК "Укрэнерго" и утверждены в установленном порядке.

Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях по согласованию НЭК "Укрэнерго" с утверждением изменений в установленном порядке.

13.2.7 Годовые графики ремонта линий электропередачи и оборудования подстанций, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ, оборудования тепловых сетей и теплоисточников должны быть утверждены соответственно руководством НЭК "Укрэнерго" и ЭЭС, энергогенерирующей и энергоснабжающей компаний, техническим руководителем объекта электроэнергетики в зависимости от уровня оперативного подчинения.

Графики ремонта оборудования теплоисточников и тепловых сетей, отключение которых приводит к ограничению горячего водоснабжения в межотопительный период, должны быть предварительно согласованы с местными органами исполнительной власти и выполнены в сжатые сроки.

13.2.8 Электростанции, другие производители и поставщики электроэнергии, энергоснабжающие компании, а также потребители, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, должны выполнять требования по применению утвержденных графиков ограничений и аварийного отключения потребителей, а также применению систем противоаварийного управления по снижению электропотребления, разработанные в соответствии с действующим НД.

13.2.9 В ОЭС Украины решение о вводе в действие графиков ограничений потребителей должно приниматься руководством НЭК “Укрэнерго” (руководитель, главный диспетчер) по согласованию с руководством Минтопэнерго. Графики ограничений потребителей вводятся в действие через диспетчеров НЭК “Укрэнерго” и ЦДС ЭЭС.

Решение о вводе в действие графиков аварийных отключений потребителей должно приниматься дежурным диспетчером НЭК “Укрэнерго” по согласованию с её руководством (руководителем, главным диспетчером) или самостоятельно в соответствии с местными инструкциями. Графики аварийных отключений вводятся в действие дежурными диспетчерами НЭК “Укрэнерго” и ЦДС ЭЭС.

13.2.10 Должностные лица принимающие решения о введении графиков ограничений и аварийных отключений несут персональную ответственность за обоснованность таких решений.

Руководство энергоснабжающей компании несет персональную ответственность за выполнение заданных им объемов ограничений и аварийных отключений.

Оперативный персонал энергоснабжающих компаний и их структурных подразделений отвечает за своевременность и точность исполнения распоряжений вышестоящего оперативного персонала относительно выполнения заданных объёмов графиков аварийных отключений.

13.2.11 Для предотвращения нарушения режимов работы ОЭС Украины или ее отдельных частей, обеспечения надежной и безопасной работы объектов электроэнергетики при производстве, передаче и снабжении электрической энергии в составе комплекса мер противоаварийного управления предусматривается САОН.

Объемы нагрузок, подключаемых к САОН, и их использование по условиям аварийных режимов работы ОЭС Украины и ЭЭС, энергоснабжающих компаний должны определяться соответственно НЭК "Укрэнерго" и ЭЭС.

13.2.12 Оперативный ввод в действие САОН (отключение нагрузки кнопками (ключами) САОН) должен осуществляться по команде дежурного диспетчера НЭК "Укрэнерго" и ЭЭС.

13.2.13 В ОЭС Украины должны действовать общесистемная автоматическая частотная разгрузка (АЧР) и автоматическое повторное включение (ЧАПВ).

НЭК "Укрэнерго" ежегодно должна готовить и утверждать в Минтопэнерго Украины специальное Решение по принципам формирования АЧР (ЧАПВ) в ОЭС Украины.

На основании утвержденного Решения по принципам формирования АЧР (ЧАПВ) НЭК "Укрэнерго" должна задавать ЭЭС, а ЭЭС энергоснабжающим компаниям объем и диапазоны уставок АЧР и ЧАПВ.

В соответствии с заданными НЭК “Укрэнерго” и ЭЭС объемами и распределением по очередям объемов АЧР и ЧАПВ энергоснабжающие компании по согласованию с ЭЭС должны распределить размещение АЧР и ЧАПВ на подстанциях обслуживаемой ими зоны, в том числе на подстанциях основной сети ОЭС Украины, с учетом категорий потребителей по электроснабжению и схем питания.

Электроэнергетические системы с учетом указаний НЭК "Укрэнерго", а изолированно работающие, – самостоятельно должны определить уставки автоматического частотного пуска агрегатов ГЭС, ГАЭС и ГТУ при снижении частоты, автоматического перевода гидроагрегатов, работающих в режиме синхронного компенсатора, в генераторный режим, а также перевода агрегата ГАЭС из насосного режима в турбинный.

Перечень присоединений, подключенных к устройствам АЧР с указанием объема отключаемой нагрузки и уставок устройств АЧР, должен быть утвержден руководством энергоснабжающей компании и представлен в соответствующую ЭЭС. АЧР должна формироваться из нагрузки потребителей любой категории по надежности энергоснабжения (кроме потребителей особой группы I категории). В зависимости от категорий по надежности энергоснабжения ответственные потребители необходимо присоединять к более удаленным по вероятности срабатывания очередям АЧР.

Необходимые объемы АЧР должны обеспечиваться и в том случае, когда значительную долю нагрузки составляет ответственные потребители.

13.2.14 Устройства АЧР должны быть постоянно включены в работу с заданными объемами нагрузки, уставками срабатывания по частоте и выдержками времени. Оперативному персоналу запрещается самовольно выводить потребителей из-под действия АЧР, переключать отключенную АЧР нагрузку на оставшиеся в работе источники питания. Если присоединения, заведенные под действие АЧР, имеют АВР, действие АВР должно блокироваться.

13.2.15 Персонал ЭЭС должен систематически контролировать уставки и техническое состояние устройств АЧР, в том числе на подстанциях энергоснабжающих компаний и на объектах потребителей.

13.2.16 Потребители должны обеспечивать беспрепятственный доступ контролирующего персонала ЭЭС и энергоснабжающих компаний к надзору за техническим состоянием устройств АЧР и контролю за объемами подключенной нагрузки и уставками.

13.2.17 Руководство энергоснабжающих компаний, потребителей должно нести персональную ответственность за техническое состояние и эксплуатацию устройств АЧР, установленных на их объектах.

13.2.18 Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельным очередям устройств АЧР и к САОН, должно измеряться два раза в год (в июне и декабре месяце) в контрольные часы, устанавливаемые НЭК “Укрэнерго”.

13.2.19 Порядок составления и ввода в действие графиков ограничения и аварийного отключения потребителей, применение противоаварийных систем снижения электропотребления должен определяться отдельной инструкцией, согласованной с НКРЭ и зарегистрированные Минюстом Украины.

Органы Государственного надзора в электроэнергетике, НКРЭ должны вести контроль за правильным использованием режимов ограничения потребления.


13.3 Управление режимом работы

13.3.1 Управление режимом работы энергоустановок должно быть организовано на основании прогнозируемых суточных, с почасовым распределением, графиков нагрузки.

Электростанции и теплоисточники обязаны в нормальных условиях выполнять заданный диспетчерский график нагрузки и включенного резерва.

Суточные графики нагрузки АЭС определяются в основном базовыми режимами работы энергоблоков АЭС. Режим работы АЭС должен удовлетворять требованиям технологических регламентов безопасной эксплуатации энергоблоков. При этом приоритетными являются требования по обеспечению ядерной и радиационной безопасности АЭС.

Энергоснабжающие компании и потребители должны строго соблюдать утвержденные графики потребления электрической энергии.

13.3.2 В случае вынужденного отклонения, по техническим причинам, от диспетчерского графика нагрузки начальник смены электростанции должен немедленно сообщить дежурному диспетчеру ЭЭС, а диспетчер ЭЭС дежурному диспетчеру НЭК "Укрэнерго" об отклонении и вызвавших его причинах. Начальник смены станции обязан принять все необходимые меры для вхождения в заданный график.

В случае вынужденного отклонения от графика тепловой нагрузки оперативный персонал теплоцентрали должен сообщить об этом дежурному диспетчеру теплосети.

Ограничение рабочей мощности электростанций или отклонение минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных норм должно быть оформлено оперативной заявкой.

13.3.3 В случае разрешения разгрузки суточный график электростанции, энергоблока оперативно корректируется диспетчером НЭК "Укрэнерго" с соответствующим оформлением в установленном в НЭК "Укрэнерго" и ГП “Энергорынок” порядке.

13.3.4 Для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в ОЭС Украины дежурный диспетчер НЭК "Укрэнерго", ЭЭС в пределах полномочий, установленных НЭК "Укрэнерго", имеет право изменить график нагрузки электростанции. Изменение графика нагрузки АЭС должно выполняться без нарушения технологического регламента безопасной эксплуатации энергоблоков.

Причинами вынужденного отклонения от графиков нагрузки электростанций могут быть:

- необходимость использования регулировочных возможностей электростанций в том числе при отклонениях частоты сверх допустимых значений или превышении величин предельных перетоков мощности в сечениях и по отдельным линиям электропередачи основной сети ОЭС Украины и угрозе нарушения устойчивости ее работы;

- неисправности устройств РЗА, требующие ограничений по выдаче мощности электростанции, либо отключения линий электропередачи, приводящих к ограничению выдачи мощности электростанции.

Проведенное вынужденное изменение графика нагрузки электростанции должно сообщаться вышестоящему диспетчеру и оформляться в установленном порядке.

Электростанции обязаны по распоряжению дежурного диспетчера ЭЭС, исходя из условий безопасной работы ОЭС Украины, немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощности или снижать ее до технического минимума со скоростью, определяемой соответствующими местными инструкциями.

При вынужденной необходимости диспетчер НЭК "Укрэнерго" должен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва или выводе их в резерв с последующим оформлением в установленном порядке.

13.3.5 При изменении заданного графика нагрузки электростанции должен быть выполнен суммарный график нагрузки ЭЭС, заданный НЭК "Укрэнерго" с учетом условий работы Оптового рынка электрической энергии Украины и режимов ОЭС Украины. Отклонения от него могут быть допущены только по распоряжению диспетчера НЭК "Укрэнерго".

13.3.6 Вынужденное, исходя из условий безопасной работы ОЭС Украины и ЭЭС, изменение графика перетока мощности по магистральным электрическим сетям ОЭС Украины или по межгосударственным электрическим связям может производиться по распоряжению дежурного диспетчера НЭК "Укрэнерго" в случаях, предусмотренных в 13.3.4.

13.3.7 Вынужденное изменение по требованию дежурного диспетчера ЭЭС графика электрической нагрузки ТЭЦ, входящих в энергоснабжающие компании, и самостоятельных ТЭЦ должно быть согласовано соответственно с дежурным диспетчером энергоснабжающей компании, дежурным инженером ТЭЦ и учитывать максимально допустимое снижение температуры воды тепловой сети, длительность такого снижения, а также наличие среди потребителей промышленных предприятий с технологической тепловой нагрузкой или тепличных хозяйств. Не допускается понижать температуру сетевой воды ниже минимальной, принятой для тепловой сети.

13.3.8 Регулированием частоты электрического тока и мощности в ОЭС Украины (ЭЭС) должны быть обеспечены:

- для режима раздельной работы ОЭС Украины с ЕЭС России (изолированно работающей ЭЭС) – поддержание частоты электрического тока в соответствии с требованиями ГОСТ 13109;

- для режима параллельной работы ОЭС Украины с ЕЭС России или отдельных частей ОЭС Украины, работающих параллельно с ОЭС других стран, – поддержание заданных суточных графиков перетоков (сальдо) мощности с ЕЭС России (ОЭС других стран) или сальдо перетоков мощности ОЭС Украины с коррекцией по частоте;

- ограничение перетоков мощности по условиям устойчивости работы ОЭС Украины, ЭЭС, нагрева проводов линий электропередачи, перегрузки оборудования.

13.3.9 Автоматическое регулирование частоты и перетоков мощности в ОЭС Украины или в отдельно работающих ЭЭС должно осуществляться:

- всеми электростанциями при изменении частоты путем изменения мощности под воздействием систем регулирования турбин в пределах регулировочного диапазона (первичное регулирование частоты), при этом статизм регулирования и зона нечувствительности по частоте должны быть согласованы с НЭК "Укрэнерго";

- выделенными для режима регулирования по частоте и перетокам мощности электростанциями, подключенными к системе автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) – вторичное регулирование частоты.

13.3.10 Запрещается использование устройств, систем автоматического управления и ведения режимов работы электростанций (энергоблоков), препятствующих изменению мощности при изменениях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления “до себя” на турбинах, режим изменения давления пара при полностью открытых регулирующих клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение регуляторов мощности или устройств автоматического регулирования производительности теплоцентралей и т. п.). Допускается только кратковременное их использование при неисправности основного оборудовании с целью предотвращения возникновения технологических нарушений или их ликвидации и только с разрешения технического руководителя электростанции и сообщением диспетчеру НЭК "Укрэнерго" (ЭЭС) с последующим оформлением оперативной заявки.

После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанций вправе вмешиваться в процесс регулирования мощности только в следующих случаях:

- после восстановления частоты 50 Гц;

- с разрешения диспетчера НЭК "Укрэнерго" (ЭЭС);

- при выходе мощности за допустимые, при данном состоянии оборудования, пределы;

- при возникновении угрозы нарушения технологического регламента безопасной эксплуатации энергоблока АЭС.

13.3.11 При невозможности в ОЭС Украины автоматического регулирования частоты (отсутствие или неисправность системы АРЧМ, ограничения по режиму) регулирование перетоков (сальдо) мощности по межгосударственным или внутренним межсистемным электрическим сетям должно осуществляться ЭЭС по распоряжению дежурного диспетчера НЭК "Укрэнерго" с учетом условий работы Оптового рынка электрической энергии Украины.

13.3.12 При снижении частоты в ОЭС Украины или изолировано работающей ЭЭС ниже установленных пределов дежурный диспетчер НЭК "Укрэнерго" или дежурный диспетчер изолированно работающей ЭЭС должен ввести в действие имеющиеся резервы мощности.

В случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся резервы мощности использованы, дежурные диспетчеры НЭК "Укрэнерго", ЭЭС, энергоснабжающих компаний должны обеспечить восстановление нормальной частоты путем ограничения потребления мощности или отключения потребителей.

Для предотвращения развития технологических нарушений на электростанциях по условиям угрозы критического снижения частоты электрического тока в сети ОЭС Украины, отключения технологического оборудования и полного обесточения станции должна предусматриваться автоматика отделения электростанции или одного энергоблока от ОЭС на выделенную нагрузку СН и нагрузку местного района.

Техническое обоснование внедрения такой автоматики, её уставки по частоте и времени, а также режимы ввода в работу и вывода из работы этой автоматики определяет ЭЭС по согласованию с НЭК "Укрэнерго".

13.3.13 При превышении разрешенного максимально или аварийно допустимого перетока активной мощности по отдельному сечению дежурный диспетчер НЭК "Укрэнерго", дежурный диспетчер дефицитной ЭЭС обязан немедленно принять оперативные меры по его разгрузке, используя регулировочные резервы электростанций и меры оперативного снижения потребления (графики аварийного отключения, кнопки САОН).

При достижении перетоков мощности по межгосударственным линиям электрической связи предельных значений, предусмотренных межгосударственными договорам и режимными инструкциями, диспетчеры НЭК "Укрэнерго", ЭЭС должны действовать в соответствии с межгосударственными и местными инструкциями.

13.3.14 При аварийных отклонениях частоты оперативный персонал электростанций должен самостоятельно принимать меры к ее восстановлению, действуя по требованиям местной инструкции, составленной в соответствии с указаниями диспетчерской службы вышестоящего оперативного уровня.

13.3.15 В режимах раздельной работы ОЭС Украины с ЕЭС России ответственность за поддержание частоты в ОЭС Украины несет дежурный диспетчер НЭК "Укрэнерго", а в изолированно работающих ЭЭС – дежурные диспетчеры ЭЭС.

Начальники смен электростанций несут ответственность за выполнение заданий по рабочей мощности, несение заданной нагрузки и участие в первичном регулировании частоты, а подключенных к АРЧМ электростанций, – также за участие во вторичном регулировании частоты и перетоков мощности.

Руководители НЭК "Укрэнерго" и ЭЭС, энергоснабжающих компаний, диспетчерских служб НЭК "Укрэнерго" и ЭЭС, энергоснабжающих компаний и их структурных подразделений несут, в пределах своих обязанностей, персональную ответственность за своевременное введение и эффективность действия графиков ограничения и аварийного отключения, АЧР, САОН.

13.3.16 Регулированием напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:

- соответствие показателей напряжения требованиям ГОСТ 13109;

- необходимый запас устойчивости и допустимые уровни напряжения в контрольных узлах ОЭС Украины;

- соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей;

- минимальные потери электроэнергии в электрических сетях ЭЭС и энергоснабжающих компаний.

13.3.17 Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должно осуществляться в контрольных узлах в соответствии с утвержденными в установленном порядке на каждый квартал графиками напряжения в функции времени или характеристиками зависимости напряжения от параметров режима с учетом состава включенного оборудования.

Характеристики регулирования и графики напряжения в контрольных узлах должны быть определены соответствующими службами НЭК "Укрэнерго" и ЭЭС на предстоящий квартал и корректироваться, если необходимо, при краткосрочном планировании режима.

Контрольные узлы должны быть определены соответствующими службами НЭК "Укрэнерго" и ЭЭС, энергоснабжающих компаний в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этих узлах на устойчивость и потери электроэнергии в ОЭС Украины.

Регулирование напряжения должно осуществляться преимущественно средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии – оперативным персоналом электростанций и подстанций под контролем дежурного диспетчера соответственно диспетчерских служб НЭК "Укрэнерго", ЭЭС, энергоснабжающих компаний.

13.3.18 На трансформаторах и автотрансформаторах, оборудованных устройствами РПН, энергоснабжающих компаний или самостоятельных субъектов электроэнергетики, питающих распределительные сети 6–35 кВ, должны быть, как правило, включены автоматические регуляторы напряжения. Отключение автоматических регуляторов допускается только по заявке.

На трансформаторах в распределительной сети 6–35 кВ должны использоваться ответвления переключателей без возбуждения (ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПН соответствие напряжения на выводах потребителей в сетях 0,4 кВ требованиям ГОСТ 13109.

Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны корректироваться службами энергоснабжающих компаний или самостоятельных субъектов электроэнергетики в соответствии с изменениями конфигурации сети и распределения в ней нагрузки.

Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны быть утверждены руководителем диспетчерской службы распределительной сети.

13.3.19 Перечень пунктов, напряжение которых контролируется дежурным диспетчером НЭК "Укрэнерго" (ЭЭС), а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах должны быть утверждены главным диспетчером НЭК "Укрэнерго" (ЭЭС).

Перечень пунктов, напряжение которых должно контролироваться диспетчерскими службами энергоснабжающих компаний, самостоятельных субъектов электроэнергетики, а также графики напряжения и характеристики регулирования в них должны быть утверждены соответственно техническим руководителем энергоснабжающих компаний, самостоятельных субъектов электроэнергетики.

13.3.20 Порядок использования источников реактивной мощности потребителей должен быть задан при заключении договоров между собственниками энергоснабжающих компаний, самостоятельных субъектов электроэнергетики и потребителями.

13.3.21 Для контролируемых диспетчером ЭЭС узловых пунктов электрической сети электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами, статическими реакторно-конденсаторными установками, должны быть установлены минимальные (с 20 % запасом) и аварийные (с 8 % запасом) пределы снижения напряжения, определяемые условиями статической устойчивости ЭЭС и узлов нагрузки.

При снижении напряжения в контролируемых пунктах электрической сети ниже минимально допустимого по условиям устойчивости, дежурный диспетчер ЭЭС, оперативный персонал в смене электростанций и подстанций с источниками реактивной мощности (синхронными компенсаторами, статическими реакторно-конденсаторными установками) и с РПН АТ по согласованию с вышестоящим оперативным персоналом должен самостоятельно использовать для подъема напряжения:

- имеющиеся резервы реактивной мощности электростанций и подстанций;

- регулировочные возможности АТ с РПН;

- отключение шунтирующих реакторов в сети 750 кВ;

- аварийные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов в энергетических узлах.

При исчерпании регулировочных возможностей оперативный персонал электростанций и подстанций должен сообщить об этом дежурному диспетчеру ЭЭС, НЭК "Укрэнерго", который обязан немедленно принять меры в соответствии с требованиями местных инструкций по подъему напряжений в смежных энергетических узлах электрической сети.

Если напряжение в контролируемых пунктах электрической сети снижается до указанного аварийного предела, оперативный персонал электростанций и соответствующих подстанций должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и синхронных компенсаторов, а дежурные диспетчеры НЭК "Укрэнерго" и ЭЭС должны оказывать электростанциям и электрическим сетям помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом не разрешается поднимать напряжение в отдельных пунктах выше значений, предельно-допустимых для электрооборудования.

В тех узлах ЭЭС и ОЭС Украины, где возможно снижение напряжения ниже аварийно допустимого предела при изменении режима работы или схемы сети, должна быть установлена автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для предотвращения нарушения устойчивости в узле.

13.3.22 Регулирование параметров тепловых сетей должно обеспечивать поддержание заданного давления и температуры теплоносителя в контрольных пунктах.

Допускается отклонение температуры теплоносителя от заданных значений при кратковременном (не более 3 ч) изменении утвержденного графика, если иное не предусмотрено договорными отношениями между производителями и потребителями тепла.

13.3.23 Регулирование в тепловых сетях должно осуществляться автоматически или вручную путем воздействия на:

- работу источников и потребителей тепла;

- гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменением перетоков теплоносителя и режимов работы насосных станций и теплоприемников;

- режим подпитки путем поддержания постоянной готовности водоподготовительных установок теплоисточников к покрытию изменяющихся расходов подпиточной воды.