выше 0,5 мг КОН на 1 г масла и не реже 1 раза в 3 нед. при кислотном
числе выше 0,5 мг КОН на 1 г масла;
турбинного масла, залитого в систему смазки синхронных
компенсаторов,- не реже 1 раза в 6 мес.;
масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах,- не позднее чем через
1 мес. после заливки в масляную систему и далее не реже 1 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 1 раза в 6 мес. 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 1 раза в 3 года и перед
заливкой в оборудование, а огнестойкое масло - не реже 1 раза в год и
перед заливкой в оборудование.
5.14.16. Визуальный контроль масла, применяемого в паровых
турбинах и турбонасосах, должен проводиться 1 раз в сутки.
Визуальный контроль масла, применяемого в гидротурбинах, на
электростанциях с постоянным дежурством персонала должен проводиться 1
раз в неделю, а на автоматизированных электростанциях - при каждом
очередном осмотре оборудования, но не реже 1 раза в месяц.
5.14.17. На электростанциях должен храниться постоянный запас
нефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более)
вместимости маслосистемы 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 годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата.
5.14.18. 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 государственному стандарту или техническим условиям.
5.14.19. 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 1 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.
5.14.20. Контроль качества свежих и эксплуатационных
энергетических масел на энергообъектах и выдачу рекомендаций по
применению масел, в том числе составление графиков их контроля, а
также техническое руководство технологией обработки, должен
осуществлять химический цех (химическая лаборатория или
соответствующее подразделение). Масляное хозяйство организации,
эксплуатирующей электрические сети, должно находиться в подчинении
службы изоляции и молниезащиты или другого производственного
подразделения, определенного приказом руководителя.
На электростанциях обслуживание оборудования для обработки
электроизоляционных масел осуществляет персонал электроцеха, а для
обработки турбинных масел - персонал котлотурбинного цеха.
Объединенное центральное масляное хозяйство электростанций должно
находиться в подчинении производственного подразделения, определенного
приказом руководителя.
5.14.21. В химической лаборатории на турбинные, трансформаторные
и индустриальные масла, залитые в оборудование, должен быть заведен
журнал, в который вносятся: номер государственного стандарта или
технических условий, название завода-изготовителя, результаты
испытания масла, тип и станционный номер оборудования, сведения о
вводе присадок, количестве и качестве долитого масла.
5.14.22. Необходимость и периодичность дополнительных анализов
эксплуатационного масла должны быть определены инструкциями по его
эксплуатации в конкретном оборудовании.
5.14.23. Прием из транспортных емкостей и подача
трансформаторного или турбинного масла к оборудованию должны
осуществляться по раздельным маслопроводам, а при отсутствии
маслопроводов - с применением передвижных емкостей или металлических
бочек.
Транспортирование подготовленных к заливу в оборудование и
отработанных масел должно осуществляться по раздельным трубопроводам;
передвижные емкости, применяемые для этих целей, должны быть
подготовлены в соответствии с действующими государственными
стандартами.
Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии должны быть
целиком заполнены маслом.
На трубопроводах, предназначенных для залива масла в
оборудование, должны быть выполнены пробоотборные устройства
непосредственно перед запорной арматурой на входе в оборудование.
Перед подачей подготовленных к заливу в оборудование масел в
случае несоответствия качества масла в трубопроводе положениям
нормативных документов, определяющих качество масел, предназначенных
для залива в оборудование, трубопроводы должны быть опорожнены и
очищены от загрязнений.
5.14.24. Подготовленные к заливу масла, отвечающие положениям
действующих нормативных документов по их эксплуатации, должны
заливаться в маслосистемы, не содержащие загрязнений, масляного шлама
и принятые на чистоту.
6. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
6.1. Задачи и организация управления
6.1.1. В каждой энергосистеме, объединенных и единой
энергосистемах должно быть организовано круглосуточное
оперативно-диспетчерское управление согласованной работой
электростанций, электрических и тепловых сетей независимо от их форм
собственности.
Задачами оперативно-диспетчерского управления являются:
планирование и ведение режимов работы электростанций, сетей и
энергосистем, объединенных и единой энергосистем, обеспечивающих
энергоснабжение потребителей;
планирование и подготовка ремонтных работ;
обеспечение надежности функционирования энергосистемы,
объединенных и единой энергосистем;
выполнение требований к качеству электрической энергии и тепла;
предотвращение и ликвидация технологических нарушений при
производстве, передаче и распределении электрической энергии и тепла.
6.1.2. На каждом энергообъекте (электростанции, электрической
сети, тепловой сети и подстанциях с постоянным обслуживающим
персоналом) должно быть организовано круглосуточное
оперативно-диспетчерское управление, задачами которого являются:
ведение требуемого режима работы;
производство переключений, пусков и остановов;
локализация аварий и восстановление режима работы;
подготовка к производству ремонтных работ.
6.1.3. Для каждого уровня оперативно-диспетчерского управления
должны быть установлены две категории управления оборудованием и
сооружениями - оперативное управление и оперативное ведение.
6.1.4. В оперативном управлении диспетчера должны находиться
оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной
защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики,
средства диспетчерского и технологического управления, операции с
которыми оперативно-диспетчерский персонал данного уровня выполняет
непосредственно или если эти операции требуют координации действий
подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных
изменений на нескольких объектах.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны
производиться оперативно-диспетчерским персоналом непосредственно или
под руководством диспетчера, в оперативном управлении которого
находятся данное оборудование и устройства.
6.1.5. В оперативном ведении диспетчера должны находиться
оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной
защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики,
средства диспетчерского и технологического управления,
оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют
на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в
целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной
автоматики.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны
производиться с разрешения диспетчера.
6.1.6. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование и
устройства электростанций и сетей должны быть распределены по уровням
оперативно-диспетчерского управления.
Перечни линий электропередач, теплопроводов, оборудования и
устройств, находящихся в оперативном управлении и оперативном ведении
диспетчеров энергообъектов, энергосистем, объединенных энергосистем
должны быть составлены с учетом решений вышестоящего органа
оперативно-диспетчерского управления и утверждены соответственно
техническим руководителем этого энергообъекта, главными диспетчерами
органов оперативно-диспетчерского управления энергосистемы,
объединенных и единой энергосистем.
6.1.7. Оперативно-диспетчерское управление должно осуществляться
с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами
диспетчерского и технологического управления и системами контроля,
укомплектованных оперативными схемами и оперативно-диспетчерской
документацией по списку, утвержденному техническим руководителем.
6.1.8. На каждом объекте, в каждом предприятии электрических и
тепловых сетей, в органах оперативно-диспетчерского управления
энергосистем, объединенных и единой энергосистем с учетом их специфики
и структурных особенностей должны быть разработаны инструкции по
оперативно-диспетчерскому управлению, производству переключений и
ликвидации аварийных режимов.
Ведение оперативных переговоров и записей в
оперативно-технической документации должно производиться в
соответствии с типовыми инструкциями, указаниями и распоряжениями с
применением единой общепринятой терминологии.
6.2. Планирование режима работы
6.2.1. Управление режимами работы электростанций и сетей должно
осуществляться на основе расчетов и данных долгосрочного и
краткосрочного планирования.
6.2.2. При планировании режимов работы должны быть обеспечены:
сбалансированность потребления и нагрузки электростанций с
учетом внешних перетоков энергосистем, объединенных и единой
энергосистем;
минимизация суммарных затрат покупателей электроэнергии при
обеспечении требуемой надежности с учетом режимных условий
(составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и
обеспеченности электрических станций энергоресурсами), условий
заключенных договоров на поставки электрической энергии и мощности и
действующих правил купли-продажи электрической энергии и мощности;
поддержание требуемых резервов активной и реактивной мощности.
6.2.3. При планировании режимов должны учитываться и
использоваться следующие данные:
прогноз потребления энергосистем, объединенных и единой
энергосистем России электрической энергии и мощности на год, квартал,
месяц, неделю, сутки и каждые полчаса (час);
характеристики электрических станций с точки зрения готовности их
оборудования к несению нагрузки и обеспеченности энергоресурсами, а
также технико-экономические характеристики оборудования;
характеристики электрических сетей, используемых для передачи и
распределения электроэнергии, с точки зрения пропускной способности,
потерь и других характеристик;
нормы расхода гидроэнергоресурсов, устанавливаемые для ГЭС
действующими межведомственными документами и заданиями государственных
органов с учетом интересов других водопользователей (судоходства,
орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения и др.).
6.2.4. При долгосрочном планировании должен осуществляться расчет
балансов электрической энергии и мощности на периоды: год, квартал,
месяц:
годовой баланс электрической энергии и мощности должен включать в
себя годовой баланс электрической энергии с разбивкой по каждому
кварталу года и баланс электрической мощности на час максимума
нагрузки характерного рабочего дня каждого месяца года;
квартальный баланс электрической энергии и мощности должен
включать в себя квартальный баланс электрической энергии с разбивкой
по каждому месяцу квартала и баланс электрической мощности на час
максимума нагрузки характерного рабочего дня каждого месяца квартала;
месячный баланс электрической энергии и мощности должен включать
в себя месячный баланс электрической энергии с разбивкой по неделям
месяца и баланс электрической мощности на час максимума нагрузки
характерного рабочего дня каждой недели месяца.
6.2.5. При краткосрочном планировании должен осуществляться
расчет балансов электрической энергии и мощности на каждый день
недели, а также расчет диспетчерского графика.
Диспетчерский график должен включать в себя заданные объектам
оперативно-диспетчерского управления получасовые (часовые) значения
мощности генерации, потребления, перетоков мощности, а также значения
заданных резервов мощности и уровней напряжения.
Диспетчерский график должен быть выдан соответствующему
диспетчеру на каждом уровне оперативно-диспетчерского управления после
утверждения соответственно главным диспетчером (техническим
руководителем) органа оперативно-диспетчерского управления
энергосистемы или энергообъекта, объединенных и единой энергосистем.
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.
6.2.6. Планирование капитальных, средних и текущих ремонтов
основного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и др.)
электростанций на предстоящий год должно производиться на основании
нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года.
Графики ремонтов должны быть согласованы с органами
оперативно-диспетчерского управления объединенных или единой
энергосистем и утверждены в установленном порядке.
Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов
допускается в исключительных случаях по согласованию с органами
оперативно-диспетчерского управления объединенных, единой энергосистем
с утверждением изменений в установленном порядке.
6.2.7. Годовые графики ремонта линий электропередачи и
оборудования подстанций, устройств релейной защиты и автоматики,
средств связи и диспетчерского управления, оборудования тепловых сетей
и теплоисточников должны быть утверждены главным диспетчером
(техническим руководителем) органа оперативно-диспетчерского
управления единой, объединенных энергосистем, энергосистемы или
энергообъекта в зависимости от уровня оперативного подчинения.
Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит к
ограничению горячего водоснабжения в межотопительный период, должны
быть согласованы с местными органами управления.
6.2.8. Контрольные измерения потокораспределения, нагрузок и
уровней напряжения в электрических сетях энергосистем, объединенных и
единой энергосистем должны производиться 2 раза в год - в третью среду
июня и декабря.
Эти данные должны использоваться для расчетов электрических
режимов, при долгосрочном и краткосрочном планировании и при
составлении перспективных, на несколько лет, планов и балансов.
6.2.9. Органы оперативно-диспетчерского управления единой,
объединенных энергосистем, энергосистемы периодически, а также при
вводе новых генерирующих мощностей и сетевых объектов должны
производить:
расчеты электрических режимов для определения значений допустимых
перетоков активной мощности и уровней напряжения;
проверку соответствия настройки устройств противоаварийной
автоматики складывающимся электрическим режимам;
расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и
режимов электродинамической и термической устойчивости оборудования и
отключающей способности выключателей, а также выбор параметров
противоаварийной и режимной автоматики;
расчеты технико-экономических характеристик электростанций,
теплоисточников, электрических и тепловых сетей для оптимального
ведения режима;
уточнение при необходимости инструкций для оперативного персонала
по ведению режима и использованию средств противоаварийной и режимной
автоматики;
определение потребности в установке новых устройств
противоаварийной и режимной автоматики.
6.2.10. Органы оперативно-диспетчерского управления единой и
объединенных энергосистем должны ежегодно задавать по объединенным и
отдельным энергосистемам объем и диапазоны уставок устройств
автоматической частотной разгрузки (АЧР) и частотного АПВ (ЧАПВ).
Органы оперативно-диспетчерского управления энергосистемы с
учетом указаний органов оперативно-диспетчерского управления единой и
объединенных энергосистем, а изолированно работающих - самостоятельно
должны определять:
объем, уставки и размещение устройств АЧР с учетом местных
балансов мощности, а также объем и уставки устройств ЧАПВ;
уставки автоматического пуска агрегатов гидравлических и
гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и ГТУ при снижении частоты;
автоматического перевода гидроагрегатов, работающих в системе
синхронного компенсатора, в генераторный режим, а также перевода
агрегатов ГАЭС из насосного режима в турбинный.
Перечень потребителей, подключенных к устройствам АЧР, должен
быть утвержден техническим руководителем энергосистемы.
6.2.11. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматике
отключения нагрузки (САОН), и ее использование по условиям аварийных
режимов единой, объединенных и отдельных энергосистем должны
определяться органами оперативно-диспетчерского управления единой,
объединенных энергосистем, энергосистемы.
Условия подключения к САОН должны быть установлены
энергоснабжающей организацией.
Решения о вводе САОН в работу должны приниматься органами
оперативно-диспетчерского управления единой, объединенных
энергосистем, энергосистемы.
6.2.12. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельным
очередям устройств АЧР и к САОН, должно измеряться два раза в год (в
июне и декабре) ежечасно в течение одних рабочих суток.
6.2.13. В каждой энергосистеме на основе заданий органов
оперативно-диспетчерского управления единой энергосистемы должны
ежегодно разрабатываться и утверждаться графики ограничения
потребителей и отключения нагрузки при недостатке электрической
энергии и мощности.
6.3. Управление режимами работы
6.3.1. Управление режимами работы объектов
оперативно-диспетчерского управления должно осуществляться в
соответствии с заданным диспетчерским графиком.
6.3.2. При изменении режимных условий (составляющих баланса
мощности, схемы электрической сети и обеспеченности электростанций
энергоресурсами) диспетчер должен скорректировать диспетчерский график
нижестоящего уровня оперативно-диспетчерского управления.
Коррекция диспетчерского графика должна быть зафиксирована
диспетчером в оперативно-диспетчерской документации с указанием
причины коррекции.
О всех вынужденных (фактических и ожидаемых) отклонениях от
заданного диспетчерского графика оперативно-диспетчерский персонал
обязан немедленно доложить диспетчеру вышестоящего уровня
диспетчерского управления для принятия решения о коррекции
диспетчерского графика.
Электростанции обязаны по распоряжению диспетчера энергосистемы
немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощности или снижать ее
до технического минимума со скоростью, определяемой соответствующими
инструкциями.
При необходимости диспетчер энергосистемы, объединенных и единой
энергосистем должен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва
или выводе их в резерв.
Ограничение рабочей мощности электростанций или отклонение
минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных норм должно
быть оформлено оперативной заявкой.
Диспетчер энергосистемы имеет право изменить кратковременно (не
более чем на 3 ч) график тепловой сети. Понижение температуры сетевой
воды допускается не более, чем на 10 град. С по сравнению с ее
значением в утвержденном графике. При наличии среди потребителей
промышленных предприятий с технологической нагрузкой или тепличных
хозяйств значение понижения температуры должно быть согласовано с
ними. Не допускается понижать температуру ниже минимальной, принятой
для сетевой воды.
О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчерский
персонал электростанции и теплоисточника должен немедленно сообщать
дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетчеру тепловой сети.
6.3.3. На электростанциях, в энергосистемах, объединенных и
единой энергосистемах должно осуществляться непрерывное круглосуточное
регулирование текущего режима работы по частоте и перетокам активной
мощности, обеспечивающее:
исполнение заданных диспетчерских графиков активной мощности;
поддержание частоты в нормированных пределах;
поддержание перетоков активной мощности в допустимых диапазонах,
исходя из условий обеспечения надежности функционирования
энергосистем, объединенных и единой энергосистем;
корректировку заданных диспетчерских графиков и режимов работы,
объединенных и единой энергосистем при изменении режимных условий.
Регулирование частоты и перетоков активной мощности должно
осуществляться совместным действием систем первичного (общего и
нормированного), вторичного и третичного регулирования.
6.3.4. Общее первичное регулирование частоты должно
осуществляться всеми электростанциями путем изменения мощности под
воздействием автоматических регуляторов частоты вращения роторов
турбоагрегатов и производительности котлов, реакторов АЭС и т.п. При
этом статизм регулирования (степень неравномерности), а также зона
(степень) нечувствительности по частоте должны соответствовать
указанным в разделах 3.3, 4.4 - 4.6 характеристикам регуляторов
частоты вращения роторов соответствующих турбин и обеспечиваться
совокупностью всего энергетического оборудования и систем
регулирования энергоблока, электростанции.
Нормированное первичное регулирование частоты должно
обеспечиваться выделенными электростанциями. На них должен размещаться
необходимый первичный резерв. Параметры и диапазон нормированного
первичного регулирования должны задаваться соответствующими органами
диспетчерского управления.
6.3.5. Вторичное регулирование (в целом по единой энергосистеме и
в отдельных регионах) должно осуществляться с целью поддержания и
восстановления плановых режимов по частоте и перетокам активной
мощности.
Вторичное регулирование должно осуществляться оперативно либо
автоматически (с использованием систем автоматического регулирования
частоты и перетоков мощности - АРЧМ) выделенными для этих целей
электростанциями, на которых должен поддерживаться необходимый
вторичный резерв активной мощности.
В целях непротиводействия первичному регулированию вторичное
регулирование должно осуществляться с коррекцией по частоте (частотной
коррекцией).
6.3.6. Третичное регулирование в единой энергосистеме России
должно осуществляться для восстановления израсходованных вторичных
резервов и последующей оперативной коррекции диспетчерских графиков.
Для третичного регулирования должны размещаться и поддерживаться
соответствующие резервы мощности.
6.3.7. Параметры и диапазон регулирования, необходимые вторичные
и третичные резервы, включая их размещение, должны задаваться
соответствующими органами диспетчерского управления.
6.3.8. Использование системы автоматического управления и режимов
работы, препятствующих изменению мощности при изменениях частоты
(ограничители мощности и регуляторы давления "до себя" на турбинах,
режим скользящего давления при полностью открытых клапанах турбин,
регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение регуляторов
мощности или устройств автоматического регулирования
производительности котельных установок и т.п.), допускается только
временно при неисправности основного оборудования или систем
автоматического регулирования с разрешения технического руководителя
энергосистемы по заявке органам диспетчерского управления.
После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал
электростанций должен принять необходимые меры для выполнения
требований участия в первичном регулировании частоты, поддерживая
устойчивый режим оборудования вплоть до восстановления частоты.
Противодействие первичному регулированию частоты не допускается,
за исключением следующих случаев:
с разрешения диспетчера;
при выходе мощности за допустимые при данном состоянии
оборудования значения.
Восстановление заданной графиком мощности разрешается после
восстановления нормального значения частоты.
6.3.9. При снижении частоты ниже установленных значений диспетчер
единой энергосистемы России или изолированно работающей (аварийно
отделившейся) объединенной энергосистемы (энергосистемы, энергорайона)
должен ввести в действие имеющиеся резервы мощности.
В случае если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся
резервы мощности использованы, диспетчер должен остановить снижение
частоты и обеспечить ее восстановление путем ограничения или
отключения потребителей согласно инструкции.
6.3.10. При возникновении перегрузки линий электропередачи
диспетчер должен ликвидировать ее путем мобилизации резервов активной
мощности, а в случае их исчерпания и сохранения перегрузки - путем
ограничения (отключения) потребителей.
6.3.11. При аварийных отклонениях частоты персонал электростанций
должен принимать участие в восстановлении частоты в соответствии с
указаниями местной инструкции или по указанию вышестоящего диспетчера.
6.3.12. При регулировании напряжения в электрических сетях должны
быть обеспечены:
соответствие показателей напряжения требованиям государственного
стандарта;
соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для
оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых
эксплутационных повышений напряжения промышленной частоты на
электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и
циркуляров);
необходимый запас устойчивости энергосистем;
минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.
6.3.13. На трансформаторах и автотрансформаторах, оборудованных
устройствами РПН, питающих распределительные сети 6 - 35 кВ, должны
быть 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 грузки в узле.
6.3.18. 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
энергосистемой и потребителями тепла.
6.3.19. 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 и режимов работы насосных станций и теплоприемников;
режим подпитки путем поддержания постоянной готовности
водоподготовительных установок теплоисточников к покрытию изменяющихся
расходов подпиточной воды.
6.4. Управление оборудованием
6.4.1. Оборудование энергообъектов, принятых в эксплуатацию,
должно находиться в одном из четырех оперативных состояний: работе,
резерве, ремонте или консервации.
6.4.2. Вывод в ремонт энергооборудования, устройств релейной
защиты и автоматики, устройств ТАИ, а также оперативно-информационных
комплексов средств оперативно-диспетчерского и технологического
управления (СДТУ) из работы и резерва в ремонт и для испытания, даже
по утвержденному плану, должен быть оформлен заявкой, подаваемой в
орган оперативно-диспетчерского управления единой, объединенных
энергосистем и энергосистемы, осуществляющий их
оперативно-диспетчерское управление.
Сроки подачи заявок и сообщений об их разрешении должны быть
установлены соответствующим органом оперативно-диспетчерского
управления.
Заявки должны быть утверждены техническим руководителем
энергообъекта.
6.4.3. Испытания, в результате которых может существенно
измениться режим отдельной, объединенных и единой энергосистем, должны
быть проведены по рабочей программе, утвержденной главным диспетчером
энергосистемы и согласованной с органом оперативно-диспетчерского
управления объединенной и единой энергосистемами по оперативной
подчиненности.
Рабочие программы других испытаний оборудования энергообъектов
должны быть утверждены техническим руководителем энергообъекта.
Рабочая программа должна быть представлена на утверждение и
согласование не позднее чем за 7 дней до начала испытаний.
6.4.4. Заявки делятся на плановые, соответствующие утвержденному
плану ремонта и отключений, и срочные для проведения непланового и
неотложного ремонта. Срочные заявки разрешается подавать в любое время
суток непосредственно диспетчеру, в управлении или ведении которого
находится отключаемое оборудование.
Разрешение на более длительный срок должно быть дано техническим
руководителем энергообъекта, главным диспетчером соответствующего
органа оперативно-диспетчерского управления.
6.4.5. При необходимости немедленного отключения оборудование
должно быть отключено оперативным персоналом энергообъекта, где
установлено отключаемое оборудование, в соответствии с требованиями
производственных инструкций с предварительным, если это возможно, или
последующим уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерского
персонала.
После останова оборудования оформляется срочная заявка с
указанием причин и ориентировочного срока ремонта.
6.4.6. Разрешение на вывод или перевод в капитальный, средний или
текущий ремонт основного оборудования энергообъекта, находящегося в
ведении или управлении диспетчера энергообъекта, энергосистемы,
объединенных или единой энергосистем, должно быть выдано в
установленном порядке по заявке диспетчерской службой энергообъекта
или соответствующего органа оперативно-диспетчерского управления
энергосистемы, объединенных или единой энергосистем (по оперативной
подчиненности).
6.4.7. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в
работу оборудования и линий электропередачи, а также растопкой котла,
пуском турбины и набором на них требуемой нагрузки, должно быть
включено в срок ремонта, разрешенного по заявке.
Если по какой-либо причине оборудование не было отключено в
намеченный срок, длительность ремонта должна быть сокращена, а дата
включения оставаться прежней.
Продлить срок ремонта может только диспетчерская служба
энергообъекта или соответствующий орган оперативно-диспетчерского
управления энергосистемы, объединенных, единой энергосистем (по
оперативной подчиненности).
6.4.8. Несмотря на разрешенную заявку, вывод оборудования из
работы и резерва или его испытания могут быть выполнены лишь с
разрешения диспетчера соответствующего органа
оперативно-диспетчерского управления энергообъекта, энергосистемы,
объединенных или единой энергосистем непосредственно перед выводом из
работы или перед проведением испытаний.
6.4.9. Персонал электростанции или электрических сетей не имеет
права без разрешения начальника смены электростанции, диспетчера
электрических сетей, диспетчера органа оперативно-диспетчерского
управления энергосистемы, объединенных или единой энергосистем
осуществлять отключения, включения, испытания и изменение уставок
системной автоматики, а также СДТУ, находящихся в ведении или
управлении соответствующего диспетчера (начальника смены
электростанции).
Проверка (испытания) устройств релейной защиты и автоматики,
аппаратура которых расположена на двух и более объектах, должна
выполняться одновременно на всех этих объектах.
6.4.10. Начальник смены электростанции, диспетчер электрических
сетей, диспетчер органа оперативно-диспетчерского управления
энергосистемы, объединенных, единой энергосистем при изменениях схем
электрических соединений должен проверить и привести в соответствие
новому состоянию этих схем настройку защит, системы противоаварийной и
режимной автоматики.
6.4.11. Оборудование считается введенным в работу из ремонта
после уведомления эксплуатирующей организацией о завершении ремонтных
работ, включения его в сеть и закрытия оперативной заявки.
6.5. Предупреждение и ликвидация технологических
нарушений
6.5.1. Основными задачами оперативно-диспетчерского управления
при ликвидации технологических нарушении являются:
предотвращение развития нарушений, исключение травмирования
персонала и повреждения оборудования, не затронутого технологическим
нарушением;
быстрое восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных
параметров отпускаемой потребителям электроэнергии;
создание наиболее надежной послеаварийной схемы;
быстрое восстановление режима работы субъектов рынка энергии и
мощности;
выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудования и
при возможности включение его в работу и восстановление схемы сети.
6.5.2. На каждом диспетчерском пункте органа
оперативно-диспетчерского управления объединенных энергосистем,
энергосистемы, щите управления энергообъекта должна быть местная
инструкция по предотвращению и ликвидации технологических нарушений,
которая составляется в соответствии с инструкцией вышестоящего органа
оперативно-диспетчерского управления, и планы ликвидации
технологических нарушений в тепловых сетях и газовом хозяйстве
электростанций и котельных.
Планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях
городов и крупных населенных пунктов должны быть согласованы в
установленном порядке.
Аварийно-диспетчерскими службами городов и энергообъектами должны
быть согласованы документы, определяющие их взаимодействие при
ликвидации технологических нарушений на энергообъектах.
6.5.3. Распределение функций по ликвидации технологических
нарушений между диспетчерами органов оперативно-диспетчерского
управления единой, объединенных энергосистем, энергосистемы,
электрических сетей, электростанций и подстанций должно быть
регламентировано соответствующими инструкциями.
Распределение функций при ликвидации технологических нарушений на
связях между единой энергосистемой России и энергосистемами соседних
государств должно быть регламентировано взаимосогласованными
инструкциями, соглашениями и другими документами.
6.5.4. Ликвидацией технологических нарушений на электростанции
должен руководить начальник смены станции.
На подстанциях руководство ликвидацией технологических нарушений
должно возлагаться на дежурного подстанции, оперативно-выездную
бригаду, мастера или начальника группы подстанций в зависимости от
типа обслуживания подстанции.
Руководство ликвидацией технологических нарушений в тепловых
сетях должно осуществляться диспетчером тепловых сетей. Его указания
являются также обязательными для оперативно-диспетчерского персонала
ТЭЦ или других самостоятельно действующих теплоисточников.
Технологические нарушения в электрических сетях, имеющие местное
значение и не затрагивающие режима работы энергосистемы, должны
ликвидироваться под руководством диспетчера электрических сетей или
диспетчера опорной подстанции в зависимости от района распространения
таких нарушений и структуры управления сетями.
Ликвидация технологических нарушений, затрагивающих режим работы
одной энергосистемы, должна производиться под руководством диспетчера
энергосистемы.
Руководство ликвидацией технологических нарушений, охватывающих
несколько энергосистем, должно осуществляться диспетчером органа
оперативно-диспетчерского управления объединенных (единой)
энергосистем.
В случае необходимости оперативные руководители или
административные руководители лиц, указанных выше, имеют право
поручить руководство ликвидацией технологического нарушения другому
лицу или взять руководство на себя, сделав запись в оперативном
журнале.
О замене ставится в известность как вышестоящий, так и
подчиненный оперативный персонал.
6.5.5. Приемка и сдача смены во время ликвидации технологических
нарушений допускается.
Пришедший на смену оперативный персонал используется по
усмотрению лица, руководящего ликвидацией технологических нарушений.
При затянувшейся ликвидации технологического нарушения в зависимости
от его характера допускается сдача смены с разрешения вышестоящего
оперативно-диспетчерского персонала.
В тех случаях, когда при ликвидации технологического нарушения
операции производятся на оборудовании, не находящемся в оперативном
управлении или ведении вышестоящего оперативно-диспетчерского
персонала, сдача смены допускается с разрешения руководящего
административно-технического персонала энергообъекта, на котором
произошло технологическое нарушение.
6.5.6. Оперативно-диспетчерский персонал руководит ликвидацией
технологического нарушения, принимая решения и осуществляя мероприятия
по восстановлению нормального режима независимо от присутствия лиц из
числа административно-технического персонала.
6.5.7. Все оперативные переговоры и распоряжения диспетчеров всех
уровней диспетчерского управления, а также начальников смен
электростанций и дежурных крупных подстанций во время ликвидации
технологического нарушения должны записываться на магнитофон.
6.6. Требования к оперативным схемам
6.6.1. Схемы электрических соединений единой, объединенных
энергосистем, энергосистем, электрических сетей, электростанций и
подстанций, настройка средств РЗА для нормальных и ремонтных режимов
должны обеспечивать:
электроснабжение потребителей электроэнергией, качество которой
должно соответствовать требованиям государственного стандарта (по
договорным обязательствам);
устойчивую работу электрической сети единой, объединенных
энергосистем и энергосистем;
соответствие токов короткого замыкания значениям, допустимым для
оборудования;
экономичное распределение потоков активной и реактивной мощности;
локализацию аварий с минимальными потерями как для
производителей, так и для потребителей электроэнергии.
6.6.2. Схемы собственных нужд (СН) переменного и постоянного тока
электростанций и подстанций должны выбираться с учетом обеспечения их
надежности в нормальных, ремонтных и аварийных режимах путем:
секционирования шин;
автоматического ввода резервного питания любой секции шин СН всех
напряжений;
распределения источников питания СН по системам и секциям шин с
учетом действия устройств АВР и сохранения в работе механизмов СН при
исчезновении напряжения на секции. Источники рабочего и резервного
питания должны быть присоединены к разным секциям шин
распределительного устройства;
распределения механизмов СН по секциям шин из условия
минимального нарушения работы электростанции или подстанции в случае
выхода из строя любой секции;
обеспечения надежного питания механизмов СН при несинхронной
работе шин (частей) электростанции (секционирование шин высокого
напряжения, выделение энергоблоков на отдельную линию, выполнение схем
деления энергосистемы);
обеспечения полного или частичного отделения питания механизмов
СН электростанции от энергосистемы при понижении частоты и напряжения
до значений, угрожающих их бесперебойной работе, с наименьшей потерей
рабочей мощности.
6.6.3. Присоединение потребителей (поселков и пр.) к шинам
распределительных устройств СН электростанций не допускается.
6.6.4. Нормальные и ремонтные схемы соединений электрической
сети, подстанции и электростанции ежегодно должен утверждать
технический руководитель энергообъекта, а схемы энергосистемы -
главный диспетчер органа оперативно-диспетчерского управления
энергосистемы.
Указанные схемы должны быть согласованы с органом диспетчерского
управления, в оперативном ведении или оперативном управлении которого
находится входящее в них оборудование.
6.6.5. Схемы трубопроводов электростанций должны обеспечивать:
надежное резервирование СН основного оборудования;
минимальные гидравлические потери;
отключение аварийных участков преимущественно посредством
приводов с дистанционным управлением;
локализацию аварий с минимальными потерями генерирующей мощности
и отключение минимальной мощности потребителей.
6.6.6. Схемы сетевых станционных трубопроводов должны
обеспечивать возможность локализации отдельных участков и
предотвращение затопления помещений и оборудования электростанций в
случае повреждения трубопроводов.
6.6.7. Схемы трубопроводов тепловых сетей должны обеспечивать
надежное теплоснабжение потребителей, поддержание заданных параметров
в тепловой сети, экономное расходование электроэнергии на
транспортировку сетевой воды, а также локализацию и ликвидацию аварий
с минимальным отключением потребителей.
6.7. Оперативно-диспетчерский персонал
6.7.1. К оперативно-диспетчерскому персоналу управления
энергообъектов, органам оперативно-диспетчерского управления
энергосистемы, объединенных, единой энергосистем относятся:
оперативный персонал - персонал, непосредственно воздействующий
на органы управления энергоустановок и осуществляющий управление и
обслуживание энергоустановок в смене;
оперативно-ремонтный персонал - ремонтный персонал с правом
непосредственного воздействия на органы управления;
оперативные руководители - персонал, осуществляющий оперативное
руководство в смене работой закрепленных за ним объектов (единой,
объединенных энергосистем, энергосистемы, электрических сетей,
тепловых сетей, электростанции, энергообъекта) и подчиненного ему
персонала.
6.7.2. Оперативно-диспетчерский персонал должен вести безопасный,
надежный и экономичный режим работы оборудования энергообъекта,
энергосистемы, объединенных, единой энергосистем в соответствии с
производственными и должностными инструкциями и оперативными
распоряжениями вышестоящего оперативного персонала.
Комплектация оперативно-диспетчерского персонала по численности и
квалификации осуществляется в соответствии с нормативными документами
органов оперативно-диспетчерского управления.
Совмещение рабочих мест оперативно-диспетчерского персонала при
его работе в смене неполным составом может быть разрешено только по
письменному указанию технического руководителя энергообъекта, главного
диспетчера соответствующего органа оперативно-диспетчерского
управления.
6.7.3. Оперативно-диспетчерский персонал во время смены отвечает
за эксплуатацию оборудования, находящегося в его оперативном
управлении или ведении, в соответствии с настоящими Правилами,
заводскими и местными инструкциями, правилами электробезопасности и
другими руководящими документами, а также за безусловное выполнение
распоряжений вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.
6.7.4. При нарушениях режимов работы, повреждении оборудования, а
также при возникновении пожара оперативно-диспетчерский персонал
должен немедленно принять меры к восстановлению нормального режима
работы или ликвидации аварийного положения и предотвращению развития
технологического нарушения, а также сообщить о происшедшем
оперативно-диспетчерскому и руководящему административно-техническому
персоналу по утвержденному списку.
6.7.5. Распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского
персонала по вопросам, входящим в его компетенцию, обязательно к
исполнению подчиненным ему оперативно-диспетчерским персоналом.
6.7.6. Оборудование, находящееся в оперативном управлении или
оперативном ведении вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала,
не может быть включено в работу или выведено из работы без разрешения
вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, за исключением
случаев явной опасности для людей и оборудования.
6.7.7. Оперативное распоряжение вышестоящего
оперативно-диспетчерского персонала должно быть четким, кратким.
Выслушав распоряжение, подчиненный оперативно-диспетчерский
персонал должен дословно повторить текст распоряжения и получить
подтверждение, что распоряжение понято правильно.
Распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала
должны выполняться незамедлительно и точно.
Оперативно-диспетчерский персонал, отдав или получив распоряжение
или разрешение, должен записать его в оперативный журнал. При наличии
магнитофонной записи объем записи в оперативный журнал определяется
соответствующим административно-техническим руководством.
6.7.8. Оперативные переговоры должны вестись технически грамотно.
Все энергооборудование, присоединения, устройства релейной и
технологической защиты и автоматики должны называться полностью
согласно установленным диспетчерским наименованиям. Отступление от
технической терминологии и диспетчерских наименований не допускается.
Оперативные переговоры на всех уровнях диспетчерского управления
и оперативные переговоры начальников смен электростанций и крупных
подстанций должны автоматически фиксироваться на магнитной ленте.
6.7.9. В распоряжениях по изменению режима работы оборудования
электростанции, энергосистемы, объединенных, единой энергосистем
должны быть указаны необходимое значение изменяемого режимного
параметра и время, к которому должно быть достигнуто указанное
значение параметра, а также время отдачи распоряжения.
6.7.10. Оперативно-диспетчерский персонал, получив распоряжение
руководящего административно-технического персонала по вопросам,
входящим в компетенцию вышестоящего оперативно-диспетчерского
персонала, должен выполнять его только с согласия последнего.
6.7.11. Не допускается невыполнение или задержка выполнения
распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала лицами,
обязанными выполнять это распоряжение, даже с разрешения
руководителей, санкционирующих его невыполнение или задержку.
6.7.12. В случае если распоряжение вышестоящего
оперативно-диспетчерского персонала представляется подчиненному
оперативно-диспетчерскому персоналу ошибочным, он должен немедленно
доложить об этом лицу, давшему распоряжение. При подтверждении
распоряжения оперативно-диспетчерский персонал обязан выполнить его.
Не допускается выполнять распоряжения вышестоящего персонала,
содержащие нарушения правила электробезопасности, а также
распоряжения, которые могут привести к повреждению оборудования,
потере питания СН электростанции, подстанции.
О своем отказе выполнить такое распоряжение
оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить
вышестоящему оперативно-диспетчерскому персоналу, отдавшему
распоряжение, и соответствующему административно-техническому
руководителю, а также записать в оперативный журнал.
6.7.13. Лица оперативно-диспетчерского персонала, находящиеся в
резерве, могут быть привлечены к выполнению работ по обслуживанию
энергоустановки в рамках должностной инструкции и только с разрешения
соответствующего административно-технического или оперативного
руководителя, находящегося в смене, с записью в соответствующих
документах.
6.7.14. Замена одного лица из числа оперативно-диспетчерского
персонала другим до начала смены в случае необходимости допускается с
разрешения соответствующего административно-технического руководителя
и с уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.
Работа в течение двух смен подряд не допускается.
6.7.15. Каждый работник из числа оперативно-диспетчерского
персонала, заступая на рабочее место, должен принять смену от
предыдущего работника, а после окончания работы - сдать смену
следующему по графику работнику.
Уход с дежурства без сдачи смены не допускается.
6.7.16. При приемке смены работник из числа
оперативно-диспетчерского персонала должен:
ознакомиться с состоянием, схемой и режимом работы
энергоустановок, находящихся в его оперативном управлении и ведении, в
объеме, определяемом соответствующими инструкциями;
получить сведения от сдавшего смену об оборудовании, за которым
необходимо вести особо тщательное наблюдение для предупреждения
нарушений в работе, и об оборудовании, находящемся в резерве и
ремонте;
выяснить, какие работы выполняются по заявкам, нарядам и
распоряжениям на закрепленном за ним участке;
проверить и принять инструмент, материалы, ключи от помещений,
оперативную документацию и документацию рабочего места;
ознакомиться со всеми записями и распоряжениями за время,
прошедшее с его предыдущего дежурства;
принять рапорт от подчиненного персонала и доложить
непосредственному начальнику по смене о вступлении в дежурство и
недостатках, выявленных при приемке смены;
оформить приемку-сдачу смены записью в журнале или ведомости за
его подписью и подписью сдающего смену.
6.7.17. Оперативно-диспетчерский персонал должен периодически в
соответствии с местной инструкцией опробовать действие устройств
автоматики, сигнализации, СДТУ, а также проверять правильность
показаний часов на рабочем месте и т.д.
6.7.18. Оперативно-диспетчерский персонал должен по утвержденным
графикам осуществлять переход с рабочего оборудования на резервное,
производить опробование и профилактические осмотры оборудования.
6.7.19. Оперативные и административно-технические руководители
имеют право снять с рабочего места подчиненный ему
оперативно-диспетчерский персонал, не выполняющий свои обязанности, и
произвести соответствующую замену или перераспределение обязанностей в
смене. При этом делается запись в оперативном журнале или выпускается
письменное распоряжение и уведомляется по соподчиненности персонал
соответствующих уровней оперативно-диспетчерского управления.
6.7.20. Оперативно-диспетчерский персонал по разрешению
вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала может кратковременно
привлекаться к ремонтным работам и испытаниям с освобождением на это
время от исполнения обязанностей на рабочем месте и записью в
оперативном журнале. При этом должны быть соблюдены требования правил
электробезопасности.
6.8. Переключения в электрических установках
6.8.1. Все изменения в схемах электрических соединений
электрических сетей и электроустановок энергообъектов и энергосистемы
и в цепях устройств РЗА, выполненные при производстве переключений, а
также места установки заземлений должны быть отражены на оперативной
схеме с использованием программно-аппаратного комплекса органа
оперативно-диспетчерского управления энергосистемы, объединенных и
единой энергосистем согласно оперативной принадлежности оборудования.
6.8.2. Сложные переключения, а также все переключения (кроме
одиночных) на электроустановках, не оборудованных блокировочными
устройствами или имеющих неисправные блокировочные устройства, должны
выполняться по программам, бланкам переключений.
К сложным относятся переключения, требующие строгой
последовательности операций с коммутационными аппаратами, заземляющими
разъединителями и устройствами релейной защиты, противоаварийной и
режимной автоматики.
Перечни сложных переключений, утверждаемых техническими
руководителями соответствующих энергообъектов и главными диспетчерами
органов оперативно-диспетчерского управления энергосистем,
объединенных и единой энергосистем, должны храниться на их
диспетчерских пунктах.
Перечни сложных переключений должны пересматриваться при
изменении схемы, состава оборудования, устройств защиты и автоматики.
6.8.3. Для повторяющихся сложных переключений должны быть
использованы типовые программы, бланки переключений.
При ликвидации технологических нарушений или для их
предотвращения разрешается производить переключения без бланков
переключений с последующей записью в оперативном журнале.
6.8.4. В программах и бланках переключений, которые являются
оперативными документами, должны быть установлены порядок и
последовательность операций при проведении переключений в схемах
электрических соединений электроустановок и цепях РЗА.
Бланки переключений (типовые бланки) должен использовать
оперативно-диспетчерский персонал, непосредственно выполняющий
переключения.
Программы переключений (типовые программы) должны применять
оперативные руководители при производстве переключений в
электроустановках разных уровней управления и разных энергообъектов.
Степень детализации программ должна соответствовать уровню
диспетчерского управления.
Лицам, непосредственно выполняющим переключения, разрешается
применять программы переключений соответствующего диспетчера,
дополненные бланками переключений.
Типовые программы и бланки переключений должны быть
скорректированы при изменениях в главной схеме электрических
соединений электроустановок, связанных с вводом нового оборудования,
заменой или частичным демонтажем устаревшего оборудования,
реконструкцией распределительных устройств, а также при включении
новых или изменениях в установленных устройствах РЗА.
6.8.5. При планируемых изменениях схемы и режима работы единой,
объединенных энергосистем, энергосистем, изменениях в устройствах РЗА
производственными службами соответствующих органов
оперативно-диспетчерского управления, в управлении которых находятся
оборудование и устройства РЗА, должны быть заранее внесены необходимые
изменения и дополнения в типовые программы и бланки переключений на
соответствующих уровнях оперативного управления.
6.8.6. Все переключения на электростанциях и подстанциях должны
выполняться в соответствии с инструкциями по производству
переключений.
6.8.7. Переключения на электрооборудовании и в устройствах РЗА,
находящихся в оперативном управлении вышестоящего
оперативно-диспетчерского персонала, должны производиться по
распоряжению, а находящихся в его ведении - с его разрешения.
Переключения без распоряжения и разрешения вышестоящего
оперативно-диспетчерского персонала, но с последующим его уведомлением
разрешается выполнять в случаях, не терпящих отлагательства
(несчастный случай, стихийное бедствие, пожар, авария).
При пожаре и ликвидации аварии оперативно-диспетчерский персонал
должен действовать в соответствии с местными инструкциями и
оперативным планом пожаротушения.
6.8.8. В распоряжении о переключениях должна быть указана
последовательность операций в схеме электроустановки и цепях РЗА с
необходимой степенью детализации, определяемой вышестоящим
оперативно-диспетчерским персоналом.
Исполнителю переключений должно быть одновременно выдано не более
одного задания на проведение оперативных переключений, содержащего
операции одного целевого назначения.
6.8.9. Сложные переключения должны выполнять, как правило, два
лица, из которых одно является контролирующим.
При выполнении переключений двумя лицами контролирующим, как
правило, должен быть старший по должности, который, находясь на данном
энергообъекте, помимо функций пооперационного контроля должен
осуществлять контроль за переключениями в целом. За правильностью
переключений должны следить оба лица, производящих переключения.
При наличии в смене одного лица из числа
оперативно-диспетчерского персонала контролирующим лицом может быть
работник из административно-технического персонала, знающий схему
данной электроустановки, правила производства переключений и
допущенный к выполнению переключений распоряжением по энергообъекту.
Список лиц административно-технического персонала, имеющих право
контролировать переключения, должен быть утвержден техническим
руководителем энергообъекта и передан в соответствующий орган
оперативно-диспетчерского управления.
При сложных переключениях допускается привлекать для операций в
цепях РЗА третьего человека из персонала служб РЗА. Этот работник,
предварительно ознакомленный с бланком переключения и подписавший его,
должен выполнять каждую операцию по распоряжению лица, выполняющего
переключения.
Все остальные переключения при наличии работоспособного
блокировочного устройства могут быть выполнены единолично независимо
от состава смены.
6.8.10. При исчезновении напряжения на электроустановке
оперативно-диспетчерский персонал должен быть готов к его подаче без
предупреждения.
6.8.11. Отключение и включение под напряжение и в работу
присоединения, имеющего в своей цепи выключатель, должно производиться
этим выключателем.
Разрешается отключение и включение отделителями, разъединителями,
разъемными контактами соединений КРУ (КРУН):
нейтралей силовых трансформаторов 110 - 220 кВ; заземляющих
дугогасящих реакторов 6 - 35 кВ при отсутствии в сети замыкания на
землю;
намагничивающего тока силовых трансформаторов 6 - 500 кВ;
зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных
линий электропередачи;
зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоединений с
соблюдением требований нормативных документов.
В кольцевых сетях 6 - 10 кВ разрешается отключение
разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо
при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей более
чем на 5%.
Допускается отключение и включение трехполюсными разъединителями
наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже нагрузочного тока до 15
А.
Допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного
выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного одним выключателем или
цепочкой из нескольких выключателей других присоединений системы шин
(схема четырехугольника, полуторная и т.п.), если отключение
выключателя может привести к его разрушению и обесточению подстанции.
Допустимые значения отключаемых и включаемых разъединителями
токов должны быть определены нормативными документами.
Порядок и условия выполнения операций для различных
электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями.
6.8.12. Не допускается самовольно выводить из работы блокировки
безопасности оперативно-диспетчерскому персоналу, непосредственно
выполняющему переключения.
Деблокирование разрешается только после проверки на месте
отключенного положения выключателя и выяснения причины отказа
блокировки по разрешению и под руководством лиц, уполномоченных на это
письменным указанием по энергообъекту.
В случае необходимости деблокирования составляется бланк
переключений с внесением в него операций по деблокированию.
6.9. Переключения в тепловых схемах
электростанций и тепловых сетей
6.9.1. Все переключения в тепловых схемах должны выполняться в
соответствии с местными инструкциями по эксплуатации и отражаться в
оперативной документации.
6.9.2. В случаях, не предусмотренных инструкциями, а также при
участии двух и более смежных подразделений или энергообъектов
переключения должны выполняться по программе.
Сложные переключения, описанные в инструкциях, также должны
выполняться по программе.
6.9.3. К сложным относятся переключения:
в тепловых схемах со сложными связями;
длительные по времени;
на объектах большой протяженности;
редко выполняемые.
К редко выполняемым переключениям могут быть отнесены:
ввод основного оборудования после монтажа и реконструкции;
гидравлическое испытание оборудования и тепловых сетей;
изменения в схемах паропроводов свежего и отборного пара и
питательных трубопроводов;
специальные испытания оборудования;
проверка и испытания новых нетрадиционных способов эксплуатации
оборудования и т.п.
Степень сложности переключений и необходимость составления
программы для их выполнения определяются техническим руководителем
энергообъекта в зависимости от условий работы.
6.9.4. На каждом энергообъекте должен быть разработан перечень
сложных переключений, утвержденный техническим руководителем. Перечень
должен корректироваться с учетом ввода, реконструкции или демонтажа
оборудования, изменения технологических схем и схем технологических
защит и автоматики и т.п. Перечень должен пересматриваться 1 раз в 3
года. Копии перечня должны находиться на рабочем месте
оперативно-диспетчерского персонала цеха и энергообъекта.
6.9.5. Техническим руководителем энергообъекта должен быть
утвержден список лиц из административно-технического персонала,
имеющих право контролировать выполнение переключений, проводимых по
программам. Список должен быть скорректирован при изменении состава
персонала. Копии списка должны находиться на рабочем месте
оперативно-диспетчерского персонала цеха и энергообъекта.
6.9.6. В программе выполнения переключений должны быть указаны:
цель выполнения переключений;
объект переключений;
перечень мероприятий по подготовке к выполнению переключений;
условия выполнения переключений;
плановое время начала и окончания переключений, которое может
уточняться в оперативном порядке;
в случае необходимости - схема объекта переключений (наименования
и нумерация элементов объекта на схеме должны полностью
соответствовать наименованиям и нумерации, принятым на объекте);
порядок и последовательность выполнения операций с указанием
положения запорных и регулирующих органов и элементов цепей
технологических защит и автоматики;
оперативно-диспетчерский персонал, выполняющий переключения;
персонал, привлеченный к участию в переключениях;
оперативно-диспетчерский персонал, руководящий выполнением
переключений;
в случае участия в переключениях двух и более подразделений
энергообъекта - лицо административно-технического персонала,
осуществляющее общее руководство;
в случае участия в переключениях двух и более энергообъектов -
лица из числа административно-технического персонала, ответственные за
выполнение переключений на каждом энергообъекте, и лицо из числа
административно-технического персонала, осуществляющее общее
руководство проведением переключений;
функции лиц, указанных в программе;
перечень мероприятий по обеспечению проведения работ;
действия персонала при возникновении аварийной ситуации или
положения, угрожающего жизни людей и целостности оборудования.
6.9.7. Программа утверждается техническим руководителем
энергообъекта, а при выходе действия программы за рамки одного
энергообъекта - техническими руководителями участвующих в программе
энергообъектов.
6.9.8. Для повторяющихся переключений, указанных в п. 6.9.3
настоящих Правил, на энергообъектах должны применяться заранее
составленные типовые программы.
Типовые программы должны пересматриваться 1 раз в 3 года и
корректироваться с вводом, реконструкцией или демонтажем оборудования,
изменением технологических схем и схем технологических защит и
автоматики.
6.9.9. Программа переключений и типовые программы переключений
применяются оперативно-диспетчерским персоналом и являются
оперативными документами при выполнении переключений.
6.9.10. При наличии на объекте мнемосхемы все изменения
отражаются на ней после окончания переключений.
6.9.11. Программы переключений должны храниться наравне с другой
оперативной документацией.
6.10. Автоматизированные системы
диспетчерского управления
6.10.1. Диспетчерские пункты всех уровней управления должны быть
оснащены автоматизированными системами диспетчерского управления
(АСДУ), которые должны обеспечивать решение задач
оперативно-диспетчерского управления энергопроизводством, передачей и
распределением электрической энергии и тепла и могут функционировать
как самостоятельные системы или интегрироваться с АСУ энергосистем или
АСУ ТП энергообъектов. Связанные между собой АСДУ разных уровней
управления образуют единую иерархическую АСДУ единой энергосистемы в
соответствии с иерархией диспетчерского управления.
6.10.2. Задачи оперативно-диспетчерского управления, решаемые с
помощью АСДУ, в общем случае включают:
долгосрочное (среднесрочное) планирование режимов единой,
объединенных энергосистем и энергосистем;
годовое планирование режимов основного генерирующего и сетевого
оборудования;
расчеты пятилетних (годовых, квартальных, месячных) балансов
электроэнергии и мощности;
расчеты режимов работы единой энергосистемы для определения
области устойчивой (параллельной) работы и подготовку (корректировку)
оперативных нормативных материалов, уставок противоаварийной
автоматики (САОН/АЧР);
краткосрочное планирование режимов единой, объединенных
энергосистем и энергосистем;
оперативное управление технологическими режимами единой
энергосистемы в нормальных, критических, аварийных ситуациях в
соответствии с нормативно-правовыми актами и правилами;
оперативное управление настройками и уставками автоматических
систем, в том числе - ввод (вывод) в ремонт;
оперативное управление схемой и режимами на электростанциях для
обеспечения ремонтов оборудования, ввода (вывода) в резерв,
оптимального использования резервов, балансировки режимов,
синхронизации для восстановления параллельной работы энергосистем;
оперативное управление схемой и режимами на подстанциях для
обеспечения ремонта оборудования, поддержание требуемого напряжения,
контроль за предельными режимами;
автоматическое управление (АРЧМ и перетоков мощности, системы
централизованного регулирования напряжения, централизованные системы
противоаварийной автоматики, системы телеуправления оборудованием);
архивирование, анализ, отчетность в суточном, недельном,
месячном, квартальном, годовом, пятилетнем разрезах;
оперативно-диспетчерскую информацию (параметры режима работы
единой, объединенных энергосистем или энергосистемы, диспетчерские
команды, информацию о выполнении диспетчерского графика, информацию о
ходе выполнения ремонта, информацию оперативного журнала и др.);
нормативно-справочную информацию (информацию об оборудовании);
производственно-технологическую информацию (балансы электрической
и тепловой энергии, запасы и расход топлива, гидроресурсов,
технико-экономические показатели и др.).
Необходимый перечень и объем решаемых задач, а также способы их
решения определяются исходя из иерархического уровня и функций данного
органа диспетчерского управления с учетом обеспечения надежности и
экономичности работы объекта управления.
6.10.3. В состав программно-технических средств АСДУ должны
входить:
подсистема диспетчерского управления и сбора данных
(оперативно-информационный комплекс (ОИК));
подсистема задач планирования и оперативного управления режимами
единой, объединенных энергосистем или энергосистемы;
подсистема сервиса базы данных, предназначенная для обслуживания
других подсистем АСДУ в части хранения и предоставления доступа к
информации;
подсистема сбора и передачи информации (ССПИ).
6.10.4. Оперативно-информационный комплекс (ОИК) - это
программно-аппаратный комплекс, предназначенный для надежного
получения данных о текущем режиме энергетической системы (единой,
объединенной), высокопроизводительной обработки поступающей информации
и выдачи оперативному персоналу всех изменений режима, состояния
оборудования и аварийно-предупредительных сообщений в темпе
поступления информации.
ОИК должен обеспечивать возможность производства операций
дистанционного управления и регулирования как по команде диспетчера,
так и по командам, выработанным специализированными программами,
включая подсистемы автоматического управления частотой и перетоками
мощности.
ОИК должен включать в себя функции, обеспечивающие безопасное
проведение ремонтно-восстановительных работ в энергосистеме,
поддержание баланса мощности и ведение согласованного режима.
ОИК должен обеспечивать архивирование заданного набора
оперативной информации, включая данные о режиме энергосистемы,
произошедших событиях, действиях операторов, диспетчеров и других
пользователей на указанную глубину.
ОИК должен предоставлять пользователям удобный и единообразный
графический интерфейс.
Структура и состав конкретных ОИК могут быть различными в
зависимости от уровня иерархии, функций, объема обрабатываемой
информации, но при этом должны обеспечиваться:
Требования к полноте данных:
ОИК должен обеспечивать прием и обработку параметров всех
элементов электрической схемы. Для функционирования ОИК должна быть
обеспечена передача данных о состоянии и параметрах режима всех
элементов электрической сети объекта управления. Минимально
необходимый объем телеинформации, поступающей в ОИК, должен
обеспечивать оперативный контроль в реальном времени за состоянием и
параметрами оборудования, находящегося в оперативном управлении и
ведении персонала конкретного диспетчерского пункта. Оптимальный объем
телеинформации должен обеспечивать наблюдаемость расчетной схемы
модели реального времени контролируемой электрической сети.
Требования к функциональности:
функции приема и передачи данных (обеспечение связи с
устройствами телемеханики, телеуправления, телерегулирования;
телекоммуникационный обмен данными между центрами диспетчерского
управления с интерфейсом, заданным на верхнем уровне управления; прием
и передача данных по состоянию и управлению устройствами РЗА,
локальной автоматики и т.д.);
функции обработки принятых данных (преобразование потока данных и
приведение его к принятой системе величин; достоверизация информации;
обработка данных для получения производных характеристик параметров;
обработка данных для синтеза и актуализации расчетных моделей);
функции хранения и архивирования данных (управление наполнением
архивов данными (глубина и цикличность); администрирование архивов
(копирование, восстановление и др.); сервис доступа к системе
архивирования данных (внешний программный интерфейс с учетом политики
безопасности и надежности, в том числе импорт/экспорт данных);
хранение и архивирование истории изменений информационной модели
(НСИ));
функции администрирования и управления (единая система обработки
событий, оповещения и журналирования; управление единым временем;
контроль и диагностирование программно-аппаратного комплекса ОИК, а
также средств коммуникации; управление конфигурацией ОИК; управление
состоянием и ресурсами ОИК и др.);
функции технологических приложений (ведение режима согласно
диспетчерскому графику; мониторинг режима; ведение оперативного
журнала; информационное обеспечение ремонтных работ и переключений в
сети; контроль и управление напряжением; автоматическое регулирование
частоты и перетоков мощности; контроль за состоянием противоаварийной
автоматики (ПА); оперативное прогнозирование режима; оперативная
оценка надежности режима; сбор и обработка данных "быстрых" процессов
(аварийных режимов) и др.).
Требования к удобству и простоте использования:
удобство и интуитивно понятный пользовательский интерфейс;
максимальное приближение текстов и терминов интерфейсов к
предметной области;
наличие интерактивных обучающих средств и материалов для
облегчения освоения системы;
продуманная и развитая документация для пользователей разных
уровней.
Требования к надежности:
коэффициент готовности ОИК должен быть не менее 99,98 %;
среднее время восстановления полной работоспособности ОИК не
должно составлять более 4 часов;
должна быть обеспечена способность ОИК к постепенной деградации
(сохранение работоспособности комплекса с понижением качества при
отказе отдельных элементов технических или программных средств).
Требования к производительности:
разрешающая способность при определении времени коммутации - не
более 1 секунды;
полный цикл обработки информации от поступления параметра в ОИК
до архивирования и предоставления информации локальным пользователям -
не более 5 секунд.
6.10.5. Подсистема задач планирования и оперативного управления
режимами единой, объединенных энергосистем или энергосистемы включает
задачи прогнозирования, планирования, в том числе "на сутки вперед",
подготовку управляющих воздействий, анализ прошедших режимов с
различных точек зрения, моделирование объекта для подготовки
персонала. Подсистема должна предоставлять пользователям удобный и
единообразный графический интерфейс ко всем реализованным функциям.
Любые новые функции, базирующиеся на работе с расчетными моделями
энергосистемы, должны относиться к данной подсистеме. Должны
обеспечиваться:
Требования к полноте данных:
исходные данные должны полностью обеспечивать расчетную модель в
объеме, необходимом для реализации всех функций данной подсистемы.
Требования к функциональности:
планирование режима;
ведение и управление режимом;
анализ режима;
моделирование объекта управления для подготовки оперативного
персонала;
функции администрирования и управления.
Требования к удобству и простоте использования:
удобство и интуитивно понятный пользовательский интерфейс;
максимальное приближение текстов и терминов интерфейсов к
предметной области;
наличие интерактивных обучающих средств и материалов для
облегчения освоения системы;
продуманная и развитая документация для пользователей разных
уровней.
Требования к надежности:
в части планирования и анализа режима коэффициент готовности
данной подсистемы должен быть не менее 99%;
в части ведения и управления режимом коэффициент готовности
данной подсистемы должен быть не менее 99,98%;
требования к точности расчетов в данной подсистеме должны
определяться на следующем уровне декомпозиции для каждой функции и
каждого уровня диспетчерского управления отдельно.
6.10.6. Программные средства всех подсистем АСДУ должны состоять
из стандартного и прикладного программного обеспечения. Стандартное
программное обеспечение должно соответствовать современному мировому
уровню, и в обязательном порядке быть лицензионным. Прикладное
программное обеспечение, реализующее основные функции подсистемы
диспетчерского управления и сбора данных (ОИК), должно быть
аттестовано уполномоченными организациями на проведение экспертизы
средств АСДУ.
6.10.7. В состав подсистемы ССПИ должны входить:
измерительные преобразователи;
системы телемеханики:
- передающие устройства (КП);
- приемно-передающие устройства (ПУ, ЦППС);
- каналы телемеханики;
каналы межуровневого обмена для передачи данных;
оконечное оборудование каналов связи;
активное и пассивное сетевое оборудование ЛВС.
Подсистема ССПИ должна обеспечивать:
передачу телеинформации между энергообъектами и ОИК
соответствующего пункта диспетчерского управления, а также между ОИК
смежных уровней управления по двум взаиморезервируемым каналам;
межуровневый обмен данными между ОИУК смежных уровней
диспетчерского управления;
межуровневый обмен данными между другими подсистемами АСДУ
смежных уровней диспетчерского управления.
6.10.8. Программно-аппаратные комплексы всех подсистем АСДУ
должны быть оборудованы системами гарантированного электропитания.
Исправность систем электропитания должна периодически проверяться по
графику, утвержденному главным диспетчером (начальником диспетчерской
службы) энергообъекта.
6.10.9. Программно-аппаратные комплексы всех подсистем АСДУ
должны размещаться в специальных помещениях, отвечающих требованиям
технических условий на оборудование и технические средства, оснащенных
средствами пожарной сигнализации и пожаротушения и обеспечивающих
разграничение доступа персонала (в соответствии с требованиями защиты
от несанкционированного доступа). Способ выполнения цепей ввода-вывода
информации, защитные заземления и заземления информационных цепей
должны обеспечивать помехозащищенность систем.
6.10.10. Вывод из работы отдельных элементов подсистем АСДУ
должен проводиться по оперативной заявке с разрешения диспетчера, в
ведении которого они находятся.
6.11. Средства диспетчерского и технологического
управления
6.11.1. Диспетчерские центры, энергосистемы, электрические и
тепловые сети, электростанции должны быть оснащены средствами СДТУ в
соответствии с нормами технологического проектирования диспетчерских
пунктов и узлов СДТУ энергосистем, руководящими указаниями по выбору
объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации
в энергосистемах и другими действующими нормативными документами.
Эксплуатация СДТУ должна обеспечивать постоянное их
функционирование и готовность к действию при установленном качестве
передачи информации в нормальных и аварийных режимах.
6.11.2. Ведомственные диспетчерские пункты электрифицированных
железных дорог, газо- и нефтепроводов, промышленных предприятий должны
иметь необходимые средства связи и телемеханики с диспетчерскими
центрами (пунктами) электроэнергетики, в объеме, согласованном с
диспетчерскими центрами (пунктами) электроэнергетики. Информация с
абонентских подстанций напряжением 35 кВ и выше должна передаваться в
зависимости от конкретных условий как на ведомственные диспетчерские
пункты, так и на диспетчерские центры электроэнергетики. Объемы и
направления передаваемой информации с абонентских подстанций должны
быть согласованы с диспетчерскими центрами (пунктами) соответствующих
уровней управления.
6.11.3. Аппаратура СДТУ, установленная в диспетчерских центрах
различных уровней управления, должна быть закреплена за службами
телемеханики и связи, службами (предприятиями, подразделениями) СДТУ
соответствующего уровня управления и эксплуатироваться ими. Аппаратура
СДТУ, установленная на объектах всех уровней управления
электроэнергетики, должна быть закреплена за соответствующими
подразделениями этих объектов и эксплуатироваться ими. Аппаратура
СДТУ, установленная на контролируемых энергообъектах, должна
эксплуатироваться персоналом, обслуживающим СДТУ данного объекта.
6.11.4. Техническое обслуживание и поверка датчиков
(преобразователей) телеизмерений, включаемых в цепи вторичных обмоток
трансформаторов тока и напряжения, а также измерительных приборов
средств СДТУ должны производиться персоналом соответствующих служб РЗА
(ЭТЛ) и метрологического обеспечения.
6.11.5. Персонал служб (предприятий, подразделений) СДТУ низшего
уровня управления субъектов электроэнергетики должен находиться в
оперативном подчинении соответствующих служб верхнего уровня в части
эксплуатации оборудования СДТУ, находящегося в его оперативном
управлении (ведении).
6.11.6. Техническая эксплуатация магистральных кабельных линий
связи, радиорелейных линий (РРЛ) прямой видимости, а также
волоконно-оптических линий связи, проложенных в грунте, должна быть
организована в соответствии с правилами технической эксплуатации
первичных сетей связи.
6.11.7. Техническая эксплуатация волоконно-оптических линий
связи, размещенных на опорах линий электропередачи, должна быть
организована в соответствии с правилами проектирования, строительства
и эксплуатации волоконно-оптических линий связи на воздушных линиях
электропередачи 110 кВ и выше.
6.11.8. Техническая эксплуатация оборудования систем
высокочастотной связи по ВЛ должна быть организована в соответствии с
нормативными документами электроэнергетики.
6.11.9. Оперативное и техническое обслуживание СДТУ должно быть
обеспечено:
- центральными узлами средств управления, принадлежащих органам
диспетчерского управления соответствующего уровня, энергосистемам,
электростанциям;
- местными узлами средств управления предприятий, эксплуатирующих
электрические сети, и электростанций;
- лабораториями, входящими в состав служб (предприятий) СДТУ.
В целях обеспечения бесперебойной работы СДТУ на узлах всех
уровней управления должно быть организовано круглосуточное дежурство
оперативного персонала. Центральные и местные узлы средств управления
должны быть оснащены вводно-коммутационными, измерительными и
проверочными устройствами, а также обеспечены инструментом,
материалами и запасными частями.
6.11.10. Средства оперативно-диспетчерского и технологического
управления должны быть обеспечены гарантированным электропитанием в
соответствии с действующими нормативными документами.
6.11.11. Ввод в работу и эксплуатация радиорелейных линий и
средств радиосвязи (УКВ и KB радиостанций) должны быть организованы в
соответствии с действующими нормативными документами.
6.11.12. Структура и качественные показатели производственных
телефонных сетей всех уровней должны соответствовать действующим
отраслевым нормативным документам по системам автоматизированной
телефонной связи электроэнергетики и министерства связи. Присоединение
автоматизированной телефонной сети связи электроэнергетики к
взаимоувязанной сети связи должно осуществляться в соответствии с
правилами присоединения ведомственных и выделенных сетей электросвязи
к сети электросвязи общего пользования.
6.11.13. Порядок охраны линий и сооружений связи на сетях
электроэнергетики должен обеспечиваться в соответствии с правилами
охраны линий и сооружений связи Российской Федерации.
6.11.14. Устройства проводной связи должны быть защищены от
опасных и мешающих влияний электроустановок высокого напряжения в
соответствии с действующими нормативными документами.
6.11.15. Порядок и периодичность измерений мешающих воздействий и
помех, а также порядок действия персонала узлов связи при превышении
допустимых значений мешающих влияний или помех должны быть установлены
местными инструкциями.
6.11.16. Измеренные значения напряженности поля радиопомех,
создаваемых линиями электропередачи и подстанциями, должны
соответствовать нормам допускаемых индустриальных радиопомех.
6.11.17. На линиях электропередачи, по которым организованы
высокочастотные каналы связи и телемеханики, при работах, требующих
наложения заземления, должны применяться переносные заземляющие
высокочастотные заградители.
6.11.18. Плановый и аварийный вывод из работы СДТУ должен
оформляться оперативной или аварийной заявкой.
6.11.19. Устройства телеуправления должны исключать возможность
ложного отключения (включения) управляемого оборудования при
повреждении любого элемента этих устройств. На сборках зажимов
устройств и панелей телемеханики зажимы, случайное соединение которых
может вызвать отключение или включение оборудования, не должны
располагаться рядом.
6.11.20. Способ выполнения и режим эксплуатации электрических
цепей от датчиков (преобразователей) телеизмерений и телесигнализации
до устройств сбора, обработки и передачи информации должны исключать
помехи, приводящие к искажению этой информации.
6.11.21. Сопротивление изоляции выходных цепей телеуправления и
цепей питания устройств телемеханики напряжением 220 В должно
измеряться мегомметром 1000 - 2500 В и быть не ниже 10 МОм.
6.11.22. Для вывода из работы цепей формирования команд и
выходных цепей телеуправления на электростанциях, подстанциях и
диспетчерских центрах должны применяться специальные общие ключи или
отключающие устройства. При формировании команд телеуправления с
компьютеризованного рабочего места диспетчера должны использоваться
надежные программные способы вывода из работы функции формирования
команд телеуправления.
6.11.23. Персонал производственных подразделений, обслуживающий
СДТУ, должен периодически осматривать аппаратуру в соответствии с
производственными инструкциями, обращая особое внимание на
правильность положения переключающих устройств и состояние
сигнализации неисправностей.
6.11.24. Оборудование СДТУ должно иметь маркировку в соответствии
с исполнительными схемами. На аппаратуре должна быть надпись с
указанием коммутационного устройства источника электропитания.
6.11.25. Полные, частичные проверки и ремонт СДТУ должны
выполняться по утвержденному графику, согласованному с диспетчерскими
службами и вышестоящими эксплуатационными подразделениями СДТУ (в
соответствии с оперативной принадлежностью СДТУ).
6.11.26. Все неисправности и неправильные действия СДТУ должны
немедленно устраняться, учитываться и анализироваться в установленном
порядке.
В случае неправильного действия устройств, их повреждения или
отклонения параметров от нормированных показателей должны проводиться
дополнительная проверка и устранение указанных нарушений с
уведомлением диспетчера и вышестоящего эксплуатационного подразделения
СДТУ.
6.12. Автоматизированные системы контроля и учета
электрической энергии и мощности (АСКУЭ)
6.12.1. В целях обеспечения эффективности
оперативно-технологического и оперативно-коммерческого управления
режимами работы единой, объединенных энергосистем и энергосистем
должны максимально использоваться АСКУЭ.
6.12.2. Автоматизированные системы контроля и учета электрической
энергии и мощности должны обеспечивать получение данных о средних
30-минутных (коммерческих) значениях электрической мощности и об
учтенной электроэнергии по зонам суток за календарные сутки и
накопительно за заданный отрезок времени (неделю, месяц, год и т.д.).
6.12.3. Автоматизированные системы контроля и учета электрической
энергии и мощности должны быть метрологически аттестованы органами
государственного стандарта в соответствии с действующими нормативными
документами.
6.12.4. Функционирование АСКУЭ и мощности должно обеспечиваться
на основе сбора и передачи информации от энергообъектов по структуре,
соответствующей, как правило, структуре системы сбора и передачи
информации АСДУ: энергообъект - энергосистема - объединенное
диспетчерское управление - центральное диспетчерское управление.
6.12.5. Автоматизированные системы контроля и учета электрической
энергии и мощности на всех уровнях управления должны быть защищены от
несанкционированного доступа к информации и ее произвольного изменения
как путем пломбирования отдельных элементов, так и программными
средствами.
6.12.6. На всех межсистемных (между субъектами рынка) ВЛ
напряжением 110 кВ и выше и всех ВЛ 220 - 1150 кВ учет электроэнергии
должен выполняться на обоих концах ВЛ.
6.12.7. В условиях эксплуатации должна обеспечиваться работа
измерительных трансформаторов в требуемом классе точности. В схемах
учета на всех ВЛ напряжением 110 кВ и выше должны применяться
трехфазные трехэлементные счетчики электроэнергии с трансформаторами
тока в каждой фазе. На каждую единицу учета должен быть заведен
паспорт-протокол.
6.12.8. Автоматизированные системы контроля и учета электрической
энергии и мощности на всех уровнях должны быть оснащены системами
точного астрономического времени и гарантированным электропитанием.
6.12.9. Исходными нормативными документами для схемы
коммерческого учета на рынке электрической энергии и мощности являются
действующие правила работы рынка и договоры (контракты) на поставку
(покупку) электроэнергии и мощности между субъектами рынка. При этом
должен обеспечиваться учет количества переданной (полученной)
электрической энергии и мощности, а также инструментальное определение
потерь электроэнергии при ее передаче. Учет должен обеспечивать
получение данных по сальдо перетокам субъектов рынка, выработке,
отпуску и потреблению, а также по межгосударственным перетокам.
|