Розділ 10
Оперативно-диспетчерське керування
Розділ 10, Підрозділ 1
Завдання та організація керування
13.1.1 В електроенергетиці України діє єдина централізована диспетчерська система оперативно-технологічного керування виробництвом, передачею і розподілом електричної енергії з
урахуванням режимів централізованого теплопостачання. Централізована диспетчерська система об'єднує роботу всіх рівнів
оперативно-диспетчерського управління, що діють в електроенергетичній
галузі ОЕС України.
Централізоване диспетчерське керування поширюється на всі суб'єкти підприємницької діяльності електроенергетики, підключені до
ОЕС України, а також на міждержавні електричні зв'язки з енергосистемами суміжних держав.
13.1.2 НЕК "Укренерго" та її підрозділи - регіональні електроенергетичні системи (ЕЕС) повинні виконувати функції
централізованого диспетчерського керування об'єктами електроенергетики, під'єднаними до ОЕС України щодо забезпечення:
- надійної паралельної роботи електричних станцій у складі ОЕС
України;
- надійної паралельної роботи ОЕС України з енергосистемами суміжних держав;
- підтримування збалансованого режиму між споживаною та
генерувальною електричними потужностями в ОЕС України;
- надійної та безперебійної передачі електроенергії через основну мережу ОЕС України енергопостачальним компаніям та споживачам, які
живляться від основної мережі ОЕС;
- дотримування вимог енергетичної безпеки України.
Енергогенерувальні, енергопостачальні компанії та інші самостійні суб'єкти електроенергетики підпорядковуються централізованому диспетчерському керуванню ОЕС України та виконують функції щодо забезпечення:
- надійної паралельної роботи своїх електричних станцій у складі
ОЕС України;
- надійного та безперебійного енергопостачання споживачів від розподільчої мережі;
- дотримування вимог енергетичної безпеки України.
13.1.3 В ОЕС України оперативно-диспетчерське керування повинно бути організоване за ієрархічною структурою, що передбачає розподіл
функцій оперативного керування між окремими рівнями, а також
обов'язкову підпорядкованість нижчих рівнів оперативного керування вищим.
Організаційну структуру оперативно-диспетчерського керування в
ОЕС України від рівня НЕК "Укренерго" до рівня енергопостача-льних компаній і електростанцій системного значення енерго-генерувальних компаній (ТЕС з енергоблоками, АЕС, ГЕС Дніпровського та
Дністровського каскадів) визначає НЕК "Укренерго" як орган вищого рівня оперативно-диспетчерського управління ОЕС України,
уповноважений Мінпаливенерго.
Структуру оперативного керування на енергооб'єктах несистемного значення в енергогенерувальних і енергопостачальних компаніях або самостійних суб'єктів електроенергетики встановлює керівництво цих енергокомпаній (суб'єктів) з дотриманням вимог цих Правил і за
узгодженням з регіональними ЕЕС.
13.1.4 Функції оперативного керування виконують:
- в ОЕС України - диспетчерська служба НЕК "Укренерго";
- в ЕЕС - центральна диспетчерська служба (ЦДС) ЕЕС, а в структурних підрозділах ЕЕС магістральних електричних мережах (МЕМ) оперативно-диспетчерська служба (ОДС) або оперативно-диспетчерські
групи (ОДГ) МЕМ, оперативний персонал підстанцій 220 кВ і вище;
- на електростанціях, джерелах теплопостачання (ДТ) енергокомпаній, самостійних суб'єктів з виробництва електричної і теплової енергії - оперативний персонал у зміні електростанцій, ДТ тощо;
- в енергопостачальній компанії-диспетчерська служба енергокомпанії, диспетчерські служби електромереж або ОДГ районів електричних мереж (РЕМ), оперативний персонал підстанцій 110-150 кВ, оперативний персонал генерувальних джерел енергопостачальної компанії;
- у тепловій мережі - диспетчерська служба енергопостачальної компанії, оперативний персонал ТЕЦ і самостійних суб'єктів,
оперативно-диспетчерські служби районів теплових мереж і оперативний персонал ДТ.
13.1.5 В ОЕС України повинно бути організоване безперервне
оперативне керування для забезпечення узгодженої роботи окремих
об'єктів електроенергетики генерувальних, передавальних і постачальних енергокомпаній або самостійних суб'єктів електроенергетики, які працюють у складі ОЕС України.
Завданням оперативного керування в ОЕС України є:
- розроблення і ведення нормальних і ремонтних режимів роботи електростанцій, магістральних і розподільчих мереж, які забезпечують задані умови енергопостачання споживачів;
- забезпечення надійного і стійкого функціонування ОЕС України та
її паралельної роботи з енергосистемами суміжних держав;
- планування і ведення режиму роботи ОЕС України щодо забезпечення активної потужності і частоти (у режимах відокремленої роботи) з урахуванням умов роботи оптового ринку електричної енергії України;
- виконання вимог щодо забезпечення якості електричної енергії і тепла;
- режимне забезпечення економічності роботи ОЕС України і ЕЕС,
об'єктів електроенергетики за раціонального використання енергоресурсів, дотримання режимів споживання енергії;
- запобігання і ліквідація технологічних порушень під час виробництва, передачі та розподілу електричної енергії й тепла;
- здійснення оперативного обслуговування і контролю за роботою пристроїв РЗА, автоматизованих систем диспетчерського керування
(АСДК) і засобів диспетчерсько-технологічного керування (ЗДТК).
13.1.6 На об'єктах електроенергетики, відповідно до діючої структури оперативного обслуговування, повинно бути організоване цілодобове оперативне керування устаткованням, завданням якого є:
- підготовка і ведення необхідного режиму роботи;
- підготовка і проведення перемикань, пусків і зупинів;
- запобігання, локалізація та ліквідація технологічних порушень, відновлення необхідного режиму роботи;
- підготовка до проведення ремонтних робіт.
13.1.7 Оперативний персонал об'єктів електроенергетики усіх суб'єктів ОЕС України, незалежно від форм власності і відомчої належності, несе повну відповідальність за виконання розпоряджень
чергового диспетчера НЕК "Укренерго" і ЕЕС з питань, що входять до
їхньої компетенції (оперативне керування, оперативне відання), а диспетчери НЕК "Укренерго" і ЦДС ЕЕС - за обгрунтованість своїх розпоряджень.
13.1.8 В ОЕС України усі лінії електропередавання, устатковання, теплопроводи й пристрої РЗА, АСДК, ЗДТК електростанцій і мереж повинні бути розподілені за рівнями диспетчерського керування зверху вниз відповідно до ієрархії диспетчерського керування.
Для кожного диспетчерського рівня повинні бути встановлені дві категорії керування устаткованням і спорудами - оперативне керування й оперативне відання.
13.1.9 В оперативному керуванні чергового диспетчера повинні бути
лінії електропередавання, устатковання, теплопроводи, пристрої РЗА,
АСДК, ЗДТК, операції з якими повинні проводитися ним самостійно або за його керівництвом і потребують координації дій підпорядкованого
оперативного персоналу і узгоджених змін на декількох об'єктах.
13.1.10 В оперативному віданні чергового диспетчера повинні бути
лінії електропередавання, устатковання, теплопроводи, пристрої РЗА,
АСДК, ЗДТК, стан і режим яких впливають на наявну потужність і резерв електростанцій, режим і надійність роботи мереж ОЕС України загалом, а також настроювання пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК.
Операції із зазначеним устаткованням і пристроями повинні проводитись з дозволу диспетчера, у віданні якого знаходяться
устатковання і пристрої.
13.1.11 Переліки ліній електропередавання, устатковання, теплопроводів, пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК, що знаходяться в
оперативному керуванні або оперативному віданні оперативного персоналу енергокомпанії або самостійного суб'єкта електроенергетики, повинні бути складені з урахуванням рішень вищого органу
оперативно-диспетчерського керування і затверджені відповідно керівництвом енергокомпанії, структурного підрозділу енергокомпанії, самостійного суб'єкта електроенергетики у встановленому порядку.
НЕК "Укренерго" розробляє і повідомляє в ЕЕС затверджений керівництвом (головним диспетчером) НЕК "Укренерго" перелік
устатковання, пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК, які є в оперативному керуванні або віданні диспетчера НЕК "Укренерго". На підставі цього переліку ЕЕС складають для енергооб'єктів регіону аналогічний перелік, доповнюючи його устаткованням та пристроями, які знаходяться в керуванні або віданні диспетчера ЦДС ЕЕС. Цей перелік затверджує керівництво (головний диспетчер) ЕЕС. На підставі вказаного переліку в енергокомпанії та на енергооб'єкті складають свій перелік, який затверджує технічний керівник енергокомпанії і/або енергооб'єкта і який є єдиним документом, що встановлює оперативне підпорядкування
устатковання енергооб'єкта за способом оперативно-диспетчерського керування для його роботи у складі ОЕС України.
13.1.12 Паралельна робота енергооб'єктів енергокомпаній всіх форм власності у складі ОЕС України здійснюється на підставі договорів про паралельну роботу та положень про оперативно-технічні відносини (які
є додатком до договорів), укладених енергокомпаніями з НЕК
"Укренерго" як з компанією, яка є власником системотвірних мереж та здійснює централізоване диспетчерське керування ОЕС України.
У договорі та положенні про відносини на право роботи у складі
ОЕС України в обов'язковому порядку повинні бути чітко і повністю відображенні основні питання взаємодії суб'єкта з НЕК "Укренерго",
ЕЕС, а також питання централізованого диспетчерського керування з зазначенням рівня відповідальності кожного з учасників договору
(положення).
Вимоги договорів НЕК "Укренерго" з енергокомпаніями та іншими самостійними суб'єктами електроенергетики щодо системних питань і
умов їх роботи у складі ОЕС України повинні враховуватися НКРЕ у разі видачі енергооб'єктам ліцензії на відповідні види діяльності в електроенергетиці (вироблення та передача електроенергії, енергопостачання).
У разі відсутності взаємопогоджених договорів про паралельну роботу і положень про оперативно-технічні відносини робота енергокомпаній і самостійних суб'єктів електроенергетики у складі ОЕС
України не допускається.
13.1.13 Оперативно-диспетчерське керування в ОЕС України повинно здійснюватися з диспетчерських пунктів і щитів керування, оснащених засобами диспетчерського і технологічного керування, системами контролю і запису оперативних переговорів, а також необхідною
оперативною документацією.
На диспетчерських пунктах і щитах повинні знаходитись затверджені
у встановленому порядку переліки видів оперативної документації.
13.1.14 У НЕК "Укренерго" та її ЕЕС, на енергооб'єктах енергокомпаній та самостійних суб'єктів повинні бути розроблені інструкції з оперативно-диспетчерського керування, ведення
оперативних переговорів і записів, проведення перемикань і ліквідації технологічних порушень з урахуванням специфіки і структурних
особливостей ЕЕС або енергооб'єкта, програми і бланки перемикань.
Усі оперативні переговори, оперативно-диспетчерська документація на усіх рівнях диспетчерського керування в ОЕС України повинні вестися із застосуванням єдиної загальновживаної термінології, типових розпоряджень, повідомлень і записів.
Розділ 10, Підрозділ 2
Планування режиму роботи
13.2.1 Під час планування режиму роботи повинні бути забезпечені:
- збалансованість графіків споживання електричної потужності споживачами та виробництва електричної потужності електростанціями,
що входять в ОЕС України з урахуванням перетоків електричної потужності на міждержавних лініях електропередавання, наявності енергоресурсів, стану устатковання, реальних режимів і пропускної спроможності електричних мереж;
- збалансованість графіків споживання теплової енергії споживачами та виробництва теплової енергії джерелами теплопостачання з урахуванням наявності енергоресурсів, стану устатковання, реальних режимів і пропускної спроможності теплових мереж;
- дотримання умов паралельної роботи ОЕС України з енергосистемами інших держав;
- ефективність принципів оперативного керування режимами роботи і
функціонування пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК;
- надійність і економічність виробництва, передачі та розподілу електричної й теплової енергії;
- створення необхідного обертового резерву потужності для забезпечення стійкої роботи ОЕС України з урахуванням умов роботи
оптового ринку електричної енергії України;
- виконання графіків ремонту основного устатковання енергооб'єктів з урахуванням енергобалансу та умов роботи оптового ринку електричної енергії України;
- наявність незнижуваного мінімального запасу палива на електростанції, гарантована робота парових власних потреб (ВП) електростанції і тепломережі в зимовий період.
13.2.2 Планування режимів роботи в ОЕС України повинно проводитися на довготермінові та короткотермінові періоди і здійснюватись на підставі:
- даних добових відомостей і статистичних даних ЕЕС, ОЕС України, енергооб'єктів за попередні дні та періоди;
- прогнозу навантаження енергооб'єктів, ЕЕС і ОЕС України на планований період;
- даних ДП "Енергоринок" за ціновими заявками ТЕС енерго-генерувальних компаній (ТЕЦ енергопостачальних компаній) і заявок енергопостачальних компаній на режими добового (тижневого) електроспоживання;
- результатів контрольних вимірів перетоків потужності, навантажень і рівнів напруги в контрольних вузлах ОЕС України, які повинні проводитися два рази на рік у робочі дні червня і грудня;
- даних про введення нових генерувальних потужностей, джерел теплопостачання і мережних об'єктів;
- техніко-економічних характеристик генерувального устатковання
ТЕС (ТЕЦ) і режиму водотоку річок Дніпро і Дністер;
- даних про граничне допустимі навантаження устатковання та ліній електропередавання;
- даних гідравлічного розрахунку теплових мереж.
13.2.3 Довготермінове планування режиму ОЕС України, регіону ЕЕС і енергооб'єктів повинно здійснюватися для характерних періодів року
(річні максимум і мінімум навантажень, період повені, опалювальний період тощо).
Довготермінове планування режиму роботи ОЕС України здійснюється
НЕК "Укренерго", воно повинно передбачати:
- складання прогнозованих річних, квартальних, місячних балансів електричної енергії та балансу потужності на години максимуму навантажень;
- створення необхідного резерву потужності на електростанціях, на підставі вимог режиму роботи ОЕС України;
- розроблення планів використання гідроресурсів ГЕС;
- складання, з урахуванням режиму ОЕС України, річних і місячних планів ремонту основного устатковання електростанцій, підстанцій і
ліній електропередавання, теплових мереж і ДТ, пристроїв РЗА, АСДК,
ЗДТК;
- розроблення оперативних схем з'єднань електростанцій, підстанцій, електричних і теплових мереж для нормальних і ремонтних режимів;
- розрахунки нормальних, ремонтних і післяаварійних режимів з
урахуванням введення нових генерувальних потужностей об'єктів та
устатковання основної мережі ОЕС України і мережних об'єктів ЕЕС і вибору параметрів настроювання пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК;
- розрахунки та визначення максимально і аварійно допустимих значень перетоків потужності з урахуванням нормативних запасів стійкості на лініях електропередавання (перетинах) для нормальних експлуатаційних і ремонтних схем мережі;
- розрахунок максимально допустимої потужності електростанцій за
умовами збереження стійкості;
- розроблення і видачу завдань щодо графіків обмежень і аварійних вимкнень споживачів, з автоматичного частотного розвантаження (АЧР);
- погодження технічних рішень щодо впровадження автоматики
частотного ділення і виділення електричних станцій (енергоблока) на збалансоване навантаження з метою збереження стійкості виділеної
частини ЕЕС, забезпечення живлення ВП;
- розрахунки струмів короткого замикання, перевірку відповідності схем і режимів роботи, електродинамічної та термічної стійкості
устатковання і вимикаючої спроможності вимикачів, а також вибір параметрів пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК;
- складання й уточнення інструкцій для оперативного персоналу з ведення режиму і використання пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК;
- визначення потреби у нових пристроях РЗА, АСДК, ЗДТК.
Довготермінове планування режиму роботи енергокомпаній та енергооб'єктів повинно передбачати:
- складання з урахуванням режиму ОЕС України річних і місячних планів ремонту основного устатковання електростанцій, підстанцій і
ліній електропередавання, пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК;
- розроблення оперативних схем з'єднань електростанцій, підстанцій, електричних і теплових мереж для нормальних і ремонтних режимів;
- розрахунки нормальних, ремонтних і післяаварійних режимів з
урахуванням введення нових генерувальних потужностей об'єктів та
устатковання основної мережі ОЕС України і мережних об'єктів ЕЕС і вибору параметрів настроювання пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК;
- виконання завдань НЕК "Укренерго" щодо графіків обсягів
обмежень і аварійних відключень споживачів та з обсягу і уставок АЧР;
- розрахунки струмів короткого замикання, перевірку відповідності схем і режимів роботи, електродинамічної і термічної стійкості
устатковання: і вимикаючої спроможності вимикачів, а також вибір параметрів пристроїв РЗА, АСДК/ЗДТК;
- складання й уточнення інструкцій для оперативного персоналу з ведення режиму і використання пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК;
- визначення потреби у нових пристроях РЗА, АСДК, ЗДТК;
- розроблення і виконання технічних рішень щодо впровадження автоматики частотного ділення і виділення електричних станцій
(енергоблоків) на збалансоване навантаження з метою забезпечення
живлення ВП.
У тому числі для ДТ і підприємств теплових мереж:
- складання прогнозованих сезонних балансів наявної потужності ДТ і приєднань теплового навантаження;
- визначення і видачу значень максимального теплового навантаження ДТ і споживання теплової енергії з урахуванням ефективного її виробництва і споживання;
- складання річних і місячних планів ремонту теплових мереж і ДТ;
- розроблення оперативних схем з'єднань теплових мереж для нормальних і ремонтних режимів;
- визначення потреби в теплових пристроях технологічних захистів і автоматики.
13.2.4 Короткотермінове планування режиму ОЕС України, ЕЕС, електростанцій, джерел теплопостачання, теплових і електричних мереж повинно проводитися з випередженням від 1 доби до 1 тижня.
Короткотермінове планування повинно передбачати:
- прогноз добового графіка споживання електричної потужності ОЕС
України, енергопостачальних компаній, регіонів ЕЕС;
- прогноз добового теплового навантаження електростанцій і ДТ, а також витрати теплоносія в теплових мережах;
- створення необхідного резерву потужності на електростанціях, на підставі вимог режиму роботи ОЕС України;
- задавання добових графіків виробництва електричної енергії та потужності для регіонів ЕЕС, електростанцій, окремих енергоустановок за умовами роботи оптового ринку електричної енергії України;
- рішення за заявками на узгоджене виведення у ремонт (резерв) або увімкнення в роботу основного і допоміжного устатковання з
урахуванням заходів щодо ведення режиму, зміни параметрів настроювання пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК.
13.2.5 Складені ДП "Енергоринок" відповідно до правил оптового ринку електричної енергії України добові погодинні графіки активного навантаження та резерву потужності ОЕС України, ЕЕС, електростанцій і
окремих енергоустановок затверджуються керівництвом ДП "Енергоринок" і керівництвом НЕК "Укренерго" і доводяться до відповідних диспетчерських служб.
Прогнозовані графіки навантаження окремих енергоустановок на електростанції повинні бути затверджені технічним керівником цієї електростанції.
Графіки навантаження гідроелектростанцій повинні враховувати потреби суміжних галузей народного господарства (судноплавства, зрошення, рибного господарства, водопостачання тощо) відповідно до
чинних міжвідомчих документів.
Графік теплового навантаження для кожної ТЕЦ та інших ДТ повинен бути складений диспетчерською службою теплової мережі і затверджений
головним диспетчером (начальником диспетчерської служби) теплової мережі (енергокомпанії) й погоджений для ТЕЦ із ЦДС ЕЕС.
Під час розроблення добового графіка навантаження ОЕС України
(короткотермінове планування) на електростанціях повинен передбачатися сумарний обертовий резерв з первинного і вторинного регулювання частоти і перетоків потужності не менш ніж 400 МВт з
уточненням його необхідної величини центральним органом диспетчерського керування ОЕС України (НЕК "Укренерго") залежно від
особливості режимів роботи ОЕС.
Енергогенерувальні компанії зобов'язані подавати цінові заявки на всі енергоблоки, що знаходяться в роботі і резерві.
13.2.6 Графіки ремонтів основного устатковання і споруд (котлів, реакторних установок, турбін, генераторів, димових труб, градирень тощо) електростанцій на наступний рік повинні бути складені на підставі нормативів і заданих значень ремонтної потужності по місяцях року, погоджені з НЕК "Укренерго" і затверджені у встановленому порядку.
Зміна річних графіків капітальних і середніх ремонтів допускається у виняткових випадках за погодженням з НЕК "Укренерго" із затвердженням змін у встановленому порядку.
13.2.7 Річні графіки ремонту ліній електропередавання й
устатковання підстанцій, пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК, устатковання теплових мереж і ДТ повинні бути затверджені відповідно керівництвом
НЕК "Укренерго" і ЕЕС, енергогенерувальної і енергопостачальної компаній, технічним керівником енергооб'єкта залежно від рівня
оперативного підпорядкування.
Графіки ремонту устатковання ДТ і теплових мереж, вимкнення яких призводить до обмеження гарячого водопостачання в міжопалювальний період, повинні бути попередньо погоджені з місцевими органами виконавчої влади і виконані в стислі терміни.
13.2.8 Електростанції, інші виробники і постачальники електроенергії, енергопостачальні компанії, а також споживачі, незалежно від форм власності і відомчої належності, повинні виконувати вимоги щодо застосування затверджених графіків обмежень і аварійного вимкнення споживачів, а також застосування систем протиаварійного керування для зниження електроспоживання, розроблені відповідно до чинних нормативних документів (НД).
13.2.9 В ОЕС України рішення про введення в дію графіків обмежень споживачів повинно прийматися керівництвом НЕК "Укренерго" (керівник,
головний диспетчер) за погодженням з керівництвом Мінпаливенерго
України. Графіки обмежень споживачів вводяться у дію через диспетчерів НЕК "Укренерго" і ЦДС ЕЕС.
Рішення про введення в дію графіків аварійних вимкнень спожи' вачів повинно прийматися черговим диспетчером НЕК "Укренерго" за погодженням з її керівництвом (керівником, головним диспетчером) або самостійно відповідно до чинних інструкцій. Графіки аварійних вимкнень вводяться у дію черговими диспетчерами НЕК "Укренерго" і ЦДС
ЕЕС.
13.2.10 Посадові особи, які приймають рішення про введення
графіків обмежень і аварійних вимкнень, несуть персональну відповідальність за обгрунтованість таких рішень.
Керівництво енергопостачальної компанії несе персональну відповідальність за виконання заданих для неї обсягів обмежень і аварійних вимкнень.
Оперативний персонал енергопостачальних компаній та їх структурних підрозділів відповідає за своєчасність і точність виконання розпоряджень вищого оперативного персоналу щодо виконання заданих графіками обсягів аварійних вимкнень.
13.2.11 Для запобігання порушення режимів роботи ОЕС України або
її окремих частин, забезпечення надійної та безпечної роботи енергооб'єктів під час виробництва, передачі та постачання електричної енергії у складі комплексу заходів протиаварійного керування передбачається САВН.
Обсяг навантажень, що підключаються до САВН, і їх використання за
умовами аварійних режимів роботи ОЕС України і ЕЕС, енергопостачальних компаній повинні визначатися відповідно НЕК
"Укренерго" (САВН системного призначення) та енергокомпанією (місцева
САВН).
Умови підключення споживачів до САВН встановлюють енергокомпанії.
Рішення про введення в роботу САВН системного значення затверджується керівництвом Мінпаливенерго України, а місцевої САВН керівництвом енергокомпанії.
13.2.12 Оперативне введення в дію САВН (вимкнення навантаження кнопками (ключами) САВН) повинно здійснюватися за командою чергового диспетчера НЕК "Укренерго" та ЕЕС.
13.2.13 В ОЕС України повинні діяти загальносистемне АЧР і
частотне автоматичне повторне вмикання (ЧАПВ).
НЕК "Укренерго" щорічно повинна готувати і затверджувати в
Мінпаливенерго України спеціальне рішення щодо принципів формування
АЧР (ЧАПВ) в ОЕС України.
На підставі затвердженого рішення щодо принципів формування АЧР
(ЧАПВ) НЕК "Укренерго" повинна задавати ЕЕС, а ЕЕС енергопостачальним компаніям обсяг і діапазони уставок АЧР і ЧАПВ.
Відповідно до заданих НЕК "Укренерго" і ЕЕС обсягів та розподілу
їх за чергами АЧР і ЧАПВ енергопостачальні компанії за погодженням з
ЕЕС повинні розподілити розташування АЧР і ЧАПВ на підстанціях
обслуговуваної ними зони, у тому числі на підстанціях основної мережі
ОЕС України, з урахуванням категорій споживачів енергопостачання і схем живлення.
Електроенергетичні системи з урахуванням вказівок НЕК "Укренерго", а тих, що працюють ізольовано, - самостійно повинні визначити уставки автоматичного частотного пуску агрегатів ГЕС, ГТУ у разі зниження
частоти, автоматичного переведення гідроагрегатів, що працюють у режимі синхронного компенсатора, у генераторний режим, а також переведення агрегату гідроакумулюючої електростанції з помпового режиму в турбінний.
Перелік приєднань, підключених до пристроїв АЧР з вказанням
обсягу навантаження, яке вимикається, й уставок пристроїв АЧР повинен бути затверджений керівництвом енергопостачальної компанії і поданий
у відповідну ЕЕС. АЧР повинна формуватися з навантаження споживачів будь-якої категорії за надійності енергопостачання (крім споживачів
особливої групи І категорії). Залежно від категорій за надійністю енергопостачання відповідальні споживачі необхідно приєднувати до більш віддалених за ймовірністю спрацьовування черг АЧР.
Необхідні обсяги АЧР повинні забезпечуватися й у тому випадку, коли значну частину навантаження становлять відповідальні споживачі.
13.2.14 Пристрої АЧР повинні бути постійно увімкнені в роботу з заданими обсягами навантаження, уставками спрацювання за частотою і витримками часу. Оперативному персоналові забороняється самовільно виводити споживачів з-під дії АЧР, перемикати вимкнене АЧР навантаження на джерела живлення, що залишилися в роботі. Якщо приєднання, заведені під дію АЧР, мають АВР, то дією АЧР повинна бути блокована робота АВР.
13.2.15 Персонал ЕЕС повинен систематично контролювати уставки і технічний стан пристроїв АЧР, у тому числі на підстанціях енергопостачальних компаній і на об'єктах споживачів.
13.2.16 Споживачі повинні забезпечувати безперешкодний доступ контролюючого персоналу ЕЕС і енергопостачальних компаній для нагляду за технічним станом пристроїв АЧР і контролю за обсягами підключеного навантаження й уставками.
13.2.17 Керівництво енергопостачальних компаній, споживачів повинно нести персональну відповідальність за технічний стан і експлуатацію пристроїв АЧР, встановлених на їхніх об'єктах.
13.2.18 Величина навантаження, фактично підключеного до окремих
черг пристроїв АЧР і до САВН, повинна вимірюватися два рази на рік
(у червні та грудні) у контрольні години, встановлені НЕК "Укренерго".
13.2.19 Порядок складання та введення в дію графіків обмеження і аварійного вимкнення споживачів, застосування протиаварійних систем зниження електроспоживання повинен визначатися окремою інструкцією, погодженою з НКРЕ.
Органи державного нагляду в електроенергетиці, НКРЕ повинні вести контроль за правильним використанням режимів обмеження споживання.
Розділ 10, Підрозділ 3
Керування режимом роботи
13.3.1 Основним документом, що визначає роботу всіх суб'єктів електроенергетики в ОЕС України, є добовий диспетчерський графік навантаження з погодинним розподілом.
Усі суб'єкти підприємницької діяльності незалежно від їх форм власності і відомчої належності зобов'язані суворо дотримуватись добового диспетчерського графіка навантаження і встановленого графіка споживання, приймаючи, відповідно, всі необхідні заходи щодо їх виконання.
Електростанції і джерела теплопостачання зобов'язані в нормальних
умовах виконувати заданий диспетчерський графік навантаження та
увімкненого резерву.
Добові графіки навантаження АЕС визначаються в основному базовими режимами роботи енергоблоків АЕС. Режим роботи АЕС повинен задовольняти вимоги технологічних регламентів безпечної експлуатації енергоблоків. За цих умов пріоритетними є вимоги щодо забезпечення ядерної та радіаційної безпеки АЕС.
Енергопостачальні компанії і споживачі повинні чітко дотримуватися затверджених графіків споживання електричної енергії.
13.3.2 У випадку вимушеного відхилення з технічних причин від диспетчерського графіка навантаження начальник зміни електростанції повинен негайно повідомити чергового диспетчера ЕЕС (чергового інженера диспетчерської служби енергокомпанії, - за наявності), а диспетчер ЕЕС - чергового диспетчера НЕК "Укренерго" про відхилення і причини, що до нього призвели. Начальник зміни станції зобов'язаний вжити усі необхідні заходи для входження у заданий графік.
У випадку вимушеного відхилення від графіка теплового навантаження оперативний персонал ДТ повинен повідомити про це
чергового диспетчера тепломережі.
Обмеження робочої потужності електростанцій або відхилення мінімально допустимих навантажень агрегатів від встановлених норм повинно бути оформлене оперативною заявкою.
13.3.3 У випадку дозволу на розвантаження добовий графік електростанції, енергоблока оперативно коригується диспетчером НЕК
"Укренерго" з відповідним оформленням у встановленому в НЕК
"Укренерго" і ДП "Енергоринок" порядку.
13.3.4 Для запобігання і ліквідації технологічних порушень в ОЕС
України черговий диспетчер НЕК "Укренерго", ЕЕС у межах повноважень, встановлених НЕК "Укренерго", має право змінити графік навантаження електростанції. Зміна графіка навантаження АЕС повинна виконуватися без порушення технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблоків.
Причинами вимушеного відхилення від графіків навантаження електростанцій можуть бути:
- необхідність використання регулювальних можливостей електростанцій, у тому числі у разі відхилення частоти понад допустимі значення або перевищення величин граничних перетоків потужності в перетинах і по окремих лініях електропередавання
основної мережі ОЕС України та загрози порушення стійкої її роботи;
- несправності пристроїв РЗА, що потребують обмежень щодо видачі потужності електростанції, або вимкнення ліній електропередавання, що призводять до обмеження видачі потужності електростанції;
- перевищення встановлених контрактних величин перетоків потужності на міждержавних електричних зв'язках;
- аварійний вихід з роботи енергоблоків, який може призвести до виникнення значних дефіцитів потужності.
Інформацію про проведену вимушену зміну графіка навантаження електростанції потрібно надавати вищому диспетчерові й оформляти у встановленому порядку.
Електростанції зобов'язані за розпорядженням чергового диспетчера
ЕЕС, виходячи з умов безпечної роботи ОЕС України, негайно підвищувати навантаження до повної робочої потужності або знижувати
її до технічного мінімуму зі швидкістю, яка визначається відповідними інструкціями.
У разі вимушеної необхідності диспетчер НЕК "Укренерго" повинен дати розпорядження про введення агрегатів в роботу з резерву або виведення їх у резерв з наступним оформленням у встановленому порядку.
13.3.5 Вимушена, з умов безпечної роботи ОЕС України і ЕЕС, зміна
графіка перетоку потужності через магістральні електричні мережі ОЕС
України або через міждержавні електричні зв'язки може проводитись за розпорядженням чергового диспетчера НЕК "Укренерго" у випадках, передбачених у п.13.3.4.
13.3.6 Вимушена зміна за вимогою чергового диспетчера ЕЕС графіка електричного навантаження ТЕЦ, що входять в енергопостачальні компанії, і самостійних ТЕЦ повинна бути погоджена відповідно з
черговим диспетчером енергопостачальної компанії, черговим інженером
ТЕЦ і враховувати максимально допустиме зниження температури води теплової мережі, тривалість такого зниження, а також наявність серед споживачів промислових підприємств з технологічним тепловим навантаженням або тепличних господарств. Не допускається знижувати температуру мережної води нижче від мінімальної, прийнятої для теплової мережі.
13.3.7 Регулюванням частоти електричного струму і потужності в
ОЕС України (ЕЕС) повинні бути забезпечені:
- для режиму відокремленої роботи ОЕС України з ЄЕС Росії (для
ЕЕС, що працює ізольовано) - підтримування частоти електричного струму відповідно до вимог ГОСТ 13109 "Электрическая энергия.
Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества
электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения"
(далі ГОСТ 13109);
- для режиму паралельної роботи ОЕС України з ЄЕС Росії або
окремих частин ОЕС України, що працюють паралельно з ОЕС інших країн,
- підтримування заданих добових графіків потужності (сальдо) потужності з ЄЕС Росії (ОЕС інших країн) або сальдо перетоків потужності ОЕС України з корекцією за частотою;
- обмеження перетоків потужності за умовами стійкої роботи ОЕС
України, ЕЕС, нагрівання проводів ліній електропередавання, перевантаження устатковання.
13.3.8 Автоматичне регулювання частоти і перетоків потужності в
ОЕС України або в ЕЕС, котрі працюють відокремлено, повинно здійснюватися:
- усіма електростанціями під час зміни частоти шляхом зміни потужності під впливом систем регулювання турбін у межах регулювального діапазону (первинне регулювання частоти), у цьому випадку етатизм регулювання і зона нечутливості за частотою повинні бути погоджені з НЕК "Укренерго";
- виділеними для режиму регулювання за частотою і перетоками потужності електростанціями, приєднаними до системи автоматичного регулювання частоти і потужності (АРЧП) - вторинне регулювання
частоти.
13.3.9 Забороняється використання пристроїв, систем автоматичного керування і ведення режимів роботи електростанцій (енергоблоків), що перешкоджають зміні потужності у разі зміни частоти (обмежувачі потужності і регулятори тиску "до себе" на турбінах, режим зміни тиску пари з повністю відкритими регулювальними клапанами турбін, регулятори потужності без частотної корекції, відключення регуляторів потужності або пристроїв автоматичного регулювання продуктивності ТЕЦ тощо). Допускається тільки короткочасне їхнє використання у разі несправності основного устатковання з метою запобігання виникнення технологічних порушень або їхньої ліквідації і тільки з дозволу технічного керівника електростанції і повідомленням диспетчеру НЕК
"Укренерго" (ЕЕС) із наступним оформленням заявки відповідно до п.13.4.2, п.13.4.3.
Після зміни потужності, зумовленої зміною частоти, персонал електростанцій має право втручатися в процес регулювання потужності тільки в таких випадках:
- після відновлення частоти 50 Гц;
- з дозволу диспетчера НЕК "Укренерго" (ЕЕС);
- у разі виходу потужності за допустимі, за даного стану
устатковання, межі;
- у разі виникнення загрози порушення технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока АЕС.
13.3.10 У разі неможливості в ОЕС України ведення автоматичного регулювання частоти і перетоків потужності (відсутність або несправність системи АРЧП, обмеження за режимом), регулювання частоти і перетоків (сальдо) потужності через міждержавні або внутрішні магістральні електричні мережі повинен здійснити черговий диспетчер
НЕК "Укренерго" або за його дорученням черговий диспетчер ЕЕС.
13.3.11 У разі зниження частоти в ОЕС України або у відокремлено працюючій ЕЕС нижче від встановлених меж черговий диспетчер НЕК
"Укренерго" або черговий диспетчер відокремлено працюючої ЕЕС повинен ввести в дію наявні резерви потужності.
У випадку, якщо частота продовжує знижуватися, а всі наявні резерви потужності використані, чергові диспетчери НЕК "Укренерго",
ЕЕС, енергопостачальних компаній повинні забезпечити відновлення нормальної частоти шляхом обмеження споживання потужності або вимкнення споживачів.
Для запобігання розвитку технологічних порушень на електростанціях за умовами загрози критичного зниження частоти електричного струму в мережі ОЕС України, вимкнення технологічного
усталювання і повного знеструмлення станції повинна передбачатись, як правило, автоматика відокремлення електростанції або одного енергоблока від ОЕС на виділене навантаження ВП і навантаження місцевого району.
Технічне обгрунтування впровадження такої автоматики, її уставки з частоти і часу, а також режими введення в роботу і виведення з роботи цієї автоматики визначає ЕЕС за узгодженням із НЕК
"Укренерго".
13.3.12 У разі перевищення дозволеного максимального або аварійно-допустимого перетоку активної потужності через окремий перетин черговий диспетчер НЕК "Укренерго", черговий диспетчер дефіцитної ЕЕС зобов'язані негайно вжити оперативні заходи для його розвантаження, використовуючи регулювальні резерви електростанцій і заходи оперативного зниження споживання (графіки аварійного вимкнення, кнопки САВН).
У разі досягнення перетоків потужності через міждержавні лінії електричного зв'язку граничних значень, передбачених міждержавними договорами і режимними інструкціями, диспетчери НЕК "Укренерго", ЕЕС повинні діяти відповідно до чинних інструкцій.
13.3.13 У разі аварійних відхилень частоти оперативний персонал електростанцій повинен самостійно вживати заходи до її відновлення, діючи за вимогами інструкції, складеної відповідно до вказівок диспетчерської служби вищого оперативного рівня.
13.3.14 У режимах відокремленої роботи ОЕС України з ЄЕС Росії відповідальність за підтримання частоти в ОЕС України несе черговий диспетчер НЕК "Укренерго", а у відокремлено працюючих ЕЕС - чергові диспетчери ЕЕС.
Начальники змін електростанцій відповідають за виконання завдань з робочої потужності, утримування заданого навантаження й участь у первинному регулюванні частоти, а приєднаних до АРЧП електростанцій,
- також за участь у вторинному регулюванні частоти і перетоків потужності.
Керівники НЕК "Укренерго" і ЕЕС, енергопостачальних компаній, диспетчерських служб НЕК "Укренерго" і ЕЕС, енергопостачальних компаній та їхніх структурних підрозділів несуть, у межах своїх
обов'язків, персональну відповідальність за своєчасне введення й ефективність дії графіків обмеження й аварійного відімкнення, АЧР,
САВН.
13.3.15 Регулюванням напруги в електричних мережах повинні бути забезпечені:
- відповідність показників напруги вимогам ГОСТ 13109;
- необхідний запас стійкості та допустимі рівні напруги в контрольних вузлах ОЕС України;
- відповідність рівня напруги значенням, допустимим для
устатковання електричних станцій і мереж;
- мінімальні втрати електроенергії в електричних мережах ЕЕС і енергопостачальних компаній.
13.3.16 Регулювання напруги в мережі 110 кВ і вище повинно здійснюватись в контрольних вузлах відповідно до затверджених у встановленому порядку на кожний квартал графіків напруги у функції
часу або характеристик залежності напруги від параметрів режиму з
урахуванням складу увімкненого устатковання.
Характеристики регулювання і графіки напруги в контрольних вузлах повинні бути визначені відповідними службами НЕК "Укренерго" та її
ЕЕС на наступний квартал і коригуватися, в разі необхідності, під час короткотермінового планування режиму.
Контрольні вузли повинні бути визначені відповідними службами НЕК
"Укренерго" та її ЕЕС, енергопостачальних компаній залежно від ступеня впливу рівня напруги в цих вузлах на стійкість і втрати електроенергії в ОЕС України.
Регулювання напруги повинно здійснюватися переважно засобами автоматики і телемеханіки, а за їх відсутності - оперативним персоналом електростанцій і підстанцій під контролем чергового диспетчера відповідних диспетчерських служб НЕК "Укренерго", ЕЕС, енергопостачальних компаній.
13.3.17 На трансформаторах і автотрансформаторах, оснащених пристроями РПН, енергопостачальних компаній або самостійних суб'єктів електроенергетики, що живлять розподільчі мережі 6-35 кВ, повинні бути, як правило, увімкнені автоматичні регулятори напруги. Вимкнення автоматичних регуляторів допускається тільки за заявкою.
На трансформаторах у розподільчій мережі 6 - 35 кВ повинні використовуватися відгалуження перемикачів без збудження (ПБЗ), що забезпечують з урахуванням регулювання напруги трансформаторами з РПН відповідність напруги на виводах споживачів у мережах 0,4 кВ вимогам
ГОСТ 13109.
Настроювання регуляторів напруги і положення відгалужень ПБЗ трансформаторів повинні коригуватись службами енергопостачальних компаній або самостійних суб'єктів електроенергетики відповідно до змін конфігурації мережі і розподілу в ній навантаження.
Параметри настроювання автоматичних регуляторів і положення відгалужень ПБЗ трансформаторів повинні бути затверджені технічним керівником (керівником диспетчерської служби) розподільчої мережі.
13.3.18 Перелік пунктів, напруга яких контролюється черговим диспетчером НЕК "Укренерго" (ЕЕС), а також графіки напруги і
характеристики регулювання в цих пунктах повинні бути затверджені
головним диспетчером НЕК "Укренерго" (ЕЕС).
Перелік пунктів, напруга яких повинна контролюватись диспетчерською службою енергопостачальних компаній, самостійних суб'єктів електроенергетики, а також графіки напруги і характеристики регулювання в них повинні бути затверджені відповідно технічним керівником енергопостачальної компанії, самостійних суб'єктів електроенергетики.
13.3.19 Порядок використання джерел реактивної потужності споживачів повинен бути заданий під час укладання договорів між власниками енергопостачальних компаній, самостійних суб'єктів електроенергетики і споживачами.
13.3.20 Для контрольованих диспетчерами НЕК "Укренерго", ЕЕС вузлових пунктів електричної мережі ОЕС України повинні бути встановлені мінімальні (з 20-відсотковим запасом) і аварійні (з
8-відсотковим запасом) межі зниження напруги, які визначаються
умовами статичної стійкості енергосистеми і вузлів навантаження.
У разі зниження напруги в контрольованих пунктах основної електричної мережі ОЕС України нижче від мінімально допустимої за
умовами стійкості, черговий диспетчер ЕЕС, оперативний персонал у зміні електростанцій і підстанцій з джерелами реактивної потужності
(синхронними компенсаторами, статичними реакторно-конденсаторними
установками) і з РПН АТ за погодженням з оперативно-диспетчерським персоналом вищого оперативного рівня керування повинен використовувати для підвищення напруги:
- наявні резерви реактивної потужності електростанцій і підстанцій;
- регулювальні можливості АТ з РПН;
- вимкнення шунтувальних реакторів у мережі 750 кВ;
- аварійні перевантаження генераторів і синхронних компенсаторів в енергетичних вузлах.
У разі вичерпання регулювальних можливостей електроустатковання
оперативний персонал електростанцій і підстанцій повинен повідомити про це чергового диспетчера ЕЕС (чергового диспетчеру енергокомпанії,
- за наявності), НЕК "Укренерго", котрий зобов'язаний негайно вжити заходів відповідно до вимог інструкцій з регулювання напруги в ОЕС
України.
Якщо напруга в контрольованих пунктах основної електричної мережі
ОЕС України знижується до зазначеної аварійної межі, оперативний персонал електростанцій і відповідних підстанцій повинен самостійно підвищувати напругу шляхом використання перевантажувальної спроможності генераторів і синхронних компенсаторів, а чергові диспетчери НЕК "Укренерго" і ЕЕС повинні підвищувати напругу в інших вузлах ОЕС України, надати електростанціям і електричним мережам допомогу шляхом перерозподілу реактивної й активної потужності між ними. У цьому випадку не дозволяється піднімати напругу в окремих пунктах вище від значень, гранично допустимих для електроустатковання.
У тих вузлах ЕЕС і ОЕС України, де можливе зниження напруги нижче від аварійно-допустимої межі у разі зміни режиму роботи або схеми мережі, повинна бути встановлена автоматика вимкнення навантаження в
обсязі, необхідному для запобігання порушення стійкості у вузлі.
13.3.21 Регулювання параметрів теплових мереж повинно забезпечувати підтримання заданого тиску і температури теплоносія в контрольних пунктах (на ДТ, помпо-перепомповувальних станціях, теплопунктах, автоматизованих вузлах регулювання).
Допускається відхилення температури теплоносія від заданих значень у разі короткочасної (не більше ніж 3 год) зміни затвердженого графіка, якщо інше не передбачене договірними відносинами між виробниками і споживачами тепла.
13.3.22 Регулювання в теплових мережах повинно здійснюватись автоматично або вручну шляхом дії на:
- роботу ДТ і споживачів тепла;
- гідравлічний режим теплових мереж, у тому числі зміною перетоків теплоносія і режимів роботи помпових станцій і теплоприймачів;
- режим підживлення шляхом підтримання постійної готовності водопідготовчих установок ДТ до покриття змінюваних витрат підживлювальної води.
Розділ 10, Підрозділ 4
Керування устаткованням
13.4.1 Устатковання енергооб'єктів, прийнятих в експлуатацію, повинно знаходитися в одному з таких оперативних станів: роботі, резерві, поза резервом за відсутності палива, ремонті або консервації.
13.4.2 Виведення ліній електропередавання, устатковання, теплопроводів, пристроїв РЗА, АСДК і ЗДТК, систем і приладів комерційного обліку енергії з роботи і резерву для ремонту й випробувань, навіть за затвердженим планом, повинно бути оформлене письмовою заявкою, яка подається відповідно до затверджених переліків на їх оперативне керування й оперативне відання у відповідну диспетчерську службу.
13.4.3 Заявки необхідно поділяти на планові, які відповідають затвердженому планові випробувань та ремонту, термінові - для проведення непланового ремонту і аварійні - для проведення невідкладного ремонту.
Заявки, що надходять у диспетчерську службу з енергооб'єкта, повинні бути затверджені його технічним керівником.
Термінові заявки дозволяється подавати в установленому порядку в будь-який час доби безпосередньо черговому диспетчерові, в
оперативному управлінні або у віданні якого знаходиться устатковання,
що вимикається.
Черговий диспетчер має право дозволити ремонт тільки на термін у межах своєї зміни і своїх повноважень. Дозвіл на більш тривалий термін повинен бути даний відповідно головним диспетчером НЕК
"Укренерго", ЕЕС, технічним керівником (керівником диспетчерської служби) енергопостачальної компанії, технічним керівником (керівником диспетчерської служби) енергооб'єкта в межах своїх повноважень.
Терміни подачі заявок і повідомлень про їх дозвіл повинні бути встановлені, залежно від оперативної підпорядкованості, відповідно
головним диспетчером НЕК "Укренерго", технічним керівником ЕЕС, технічним керівником енергопостачальної компанії, технічним керівником енергооб'єкта і повинні бути зазначені у відповідних інструкціях.
13.4.4 За необхідності негайного вимкнення устаткованая (існує загроза життю людей, пошкодження устатковання, відмов, аварій), воно повинно бути вимкнене оперативним персоналом енергооб'єкта відповідно до вимог інструкцій з попереднім, якщо це можливо, і обов'язковим наступним повідомленням вищого оперативно-диспетчерського персоналу.
Після зупинення устатковання оформляється термінова заявка із зазначенням причин і орієнтованого терміну ремонту.
13.4.5 Дозвіл на виведення з роботи і резерву або переведення у ремонт устатковання, що знаходиться в оперативному керуванні або віданні диспетчерів НЕК "Укренерго", ЕЕС, енергопостачальної компанії або диспетчера (начальника зміни) енергооб'єкта повинен бути виданий за заявкою у встановленому порядку відповідно головним диспетчером
НЕК "Укренерго", ЕЕС, технічним керівником (керівником диспетчерської служби), енергопостачальної компанії (енергооб'єкта).
13.4.6 Час операцій, пов'язаних з виведенням у ремонт і введенням
у роботу устатковання, пристроїв і систем, а також пуском котла, виведенням реакторної установки на МКР, пуском турбіни, повинен бути включений в термін ремонту, дозволеного за заявкою.
Якщо з якоїсь причини устатковання не було виведене з роботи в зазначений термін, тривалість ремонту повинна бути скорочена, а дата введення в роботу залишатися попередньою. Продовжити термін ремонту може тільки відповідна диспетчерська служба НЕК "Укренерго", ЕЕС, енергопостачальної компанії, енергооб'єкта.
13.4.7 Незважаючи на дозволену заявку, виведення устатковання з роботи і резерву або для випробування може бути виконане лише з дозволу чергового диспетчера НЕК "Укренерго", ЕЕС, енергопостачальної компанії, енергооб'єкта, виданого безпосередньо перед виведенням з роботи і резерву устатковання або перед проведенням випробувань.
13.4.8 Випробування устатковання, пристроїв і систем в ОЕС
України повинні виконуватися за технічними і робочими програмами, складеними, погодженими і затвердженими у встановленому порядку.
Випробування на внутрішньосистемних, міжсистемних або міждержавних електричних зв'язках, у результаті яких може істотно змінитися режим ОЕС України, повинні бути проведені за програмами, погодженими з головним диспетчером НЕК "Укренерго" і затвердженими технічними керівниками відповідних об'єктів.
Випробування, що проводяться на енергооб'єкті, у результаті яких може змінитися режим роботи ЕЕС, повинні проводитися за програмами, погодженими з головним диспетчером ЕЕС і затвердженими технічним керівником цього об'єкта.
Випробування, що проводяться на енергооб'єкті (електростанції, підстанції, джерелі теплопостачання, мережі), у результаті яких режим роботи ЕЕС не змінюється, проводяться за програмами, затвердженими технічним керівником цього об'єкта.
Програми випробувань системного значення повинні бути подані в
ЕЕС на погодження або затвердження не пізніше ніж за 7 днів до початку випробувань.
Програми випробувань міжсистемного значення повинні бути подані в
НЕК "Укренерго" на погодження або затвердження не пізніше ніж за 14 днів до початку випробувань.
Порядок погодження і затвердження програм випробувань енергооб'єктного значення повинен регламентуватися відповідними інструкціями.
13.4.9 Персонал електростанції або електричних (теплових) мереж не має права без дозволу відповідно начальника зміни електростанції, диспетчера енергопостачальної компанії, ЕЕС, НЕК "Укренерго" здійснювати вимкнення, вмикання, випробування і зміни уставок пристроїв РЗА (технологічних теплових захистів і автоматики), а також
АСДК і ЗДТК, що знаходяться в оперативному керуванні або віданні відповідного диспетчера (начальника зміни електростанції).
Перевірка (випробування) пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК, апаратура яких розташована на двох і більше об'єктах, повинна виконуватись
одночасно на всіх цих об'єктах.
13.4.10 Начальник зміни електростанції, диспетчер енергопостачальної компанії, ЕЕС, НЕК "Укренерго" у разі змін схем електричних з'єднань повинен згідно з інструкціями перевірити і дати розпорядження привести у відповідність новому станові цих схем
оперативне настроювання пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК.
13.4.11 Устатковання вважається введеним у роботу з ремонту після повідомлення експлуатуючою організацією про закінчення ремонтних робіт, увімкнення його в мережу і закриття поданої заявки.
Розділ 10, Підрозділ 5
Попередження та ліквідація технологічних порушень
13.5.1 Основним завданням оперативно-диспетчерського управління під час попередження і ліквідації технологічних порушень у роботі ОЕС
України є:
- дотримання нормальних режимів устатковання, систем, пристроїв, своєчасне виявлення загрози виникнення технологічного порушення;
- запобігання розвиткові порушень, недопущення травмування персоналу та пошкодження устатковання, не охопленого технологічним порушенням;
- швидке відновлення енергопостачання споживачів і нормальних параметрів енергії, що відпускається споживачам;
- створення найбільш надійної післяаварійної схеми і режиму роботи ОЕС в цілому та її частин;
- з'ясовування стану устатковання, що вимкнулося внаслідок технологічних порушень, й вимкненого устатковання і, у разі можливості, увімкнення його в роботу і відновлення схеми і режиму роботи мережі.
13.5.2 На диспетчерських пунктах НЕК "Укренерго" і ЕЕС, енергопостачальних компаній, щиті керування енергооб'єкта відповідно повинні бути інструкція щодо запобігання та ліквідації технологічних порушень (відмов, аварій), яка складається відповідно до типової інструкції й інструкції вищого органу оперативно-диспетчерського керування, плани ліквідації технологічних порушень у теплових мережах і газовому господарстві електростанцій і джерел теплопостачання.
Плани ліквідації технологічних порушень у теплових мережах міст і великих населених пунктів повинні бути погоджені з місцевими органами виконавчої влади.
Між аварійно-диспетчерськими службами міст (великих населених пунктів) і енергооб'єктами повинні бути погоджені документи, які визначають їхню взаємодію у разі ліквідації наслідків технологічних порушень на цих об'єктах.
13.5.3 В ОЕС України розподіл функцій з попередження і ліквідації технологічних порушень між диспетчерами НЕК "Укренерго", ЦЦС ЕЕС, енергопостачальних компаній, оперативним персоналом електростанцій, у тому числі АЕС, повинен бути чітко регламентований відповідними інструкціями і положеннями про оперативно-технічні відносини.
Розподіл функцій з попередження і ліквідації технологічних порушень на зв'язках між ОЕС України та ЕЕС інших держав повинен бути регламентований їхніми відповідними інструкціями і міждержавними або іншими спеціальними угодами (положеннями) про оперативно-технічні відносини.
13.5.4 Ліквідацією технологічних порушень на устаткованні і пристроях в ОЕС України, ЕЕС, енергопостачальних компаніях, на електростанціях і підстанціях, в мережах повинен керувати оперативний персонал, в оперативному керуванні якого знаходиться відповідне
устатковання і, за погодженням з вищим оперативним персоналом, в
оперативному віданні якого знаходиться це устатковання.
Керівництво ліквідацією технологічних порушень, які впливають на роботу ЕЕС, координацію дій оперативного персоналу ЕЕС і енергооб'єкта під час цього, повинен здійснювати диспетчер ЦДС ЕЕС, а в частині, що відноситься до ОЕС України, - диспетчер НЕК
"Укренерго".
На електростанції (енергооб'єкті) ліквідацією технологічних порушень повинен керувати черговий начальник зміни (черговий інженер) самостійно.
На підстанціях керування лІквідацГєю технологічних порушень повинно покладатися на чергового підстанції, ОВБ, майстра або начальника групи підстанцій залежно від виду оперативного
обслуговування.
Технологічні порушення в електричних мережах енергопостача-льної компанії, що не впливають на режим роботи ЕЕС, повинні ліквідуватися під керівництвом диспетчера енергопостачальної компанії або структурних підрозділів електричних мереж, диспетчера опорної підстанції залежно від району поширення таких порушень і структури керування мережами.
Керування ліквідацією технологічних порушень у теплових мережах повинно здійснюватися диспетчером теплових мереж. Його вказівки є також обов'язковими для оперативного персоналу ТЕЦ та інших ДТ.
У разі потреби оперативні керівники або адміністративні керівники зазначених вище структур мають право доручити керівництво ліквідацією технологічних порушень іншій відповідальній особі або взяти керівництво на себе, зробивши запис в оперативному журналі.
Про виконану заміну повідомляється як вищий, так і підпорядкований оперативний персонал.
13.5.5 Приймання і здавання зміни під час ліквідації технологічних порушень забороняються.
Оперативний персонал, який прийшов на зміну, використовується на розсуд особи, яка керує ліквідацією технологічних порушень. У випадку, якщо ліквідація технологічного порушення затяглася, залежно від його характеру допускається здавання зміни з дозволу вищого
оперативного персоналу.
У тих випадках, коли під час ліквідації технологічних порушень
операції проводяться на устаткованні, що не знаходиться в
оперативному управлінні або віданні вищого оперативного персоналу, здавання зміни допускається з дозволу вищих адміністративно-технічних керівників енергооб'єкта, на якому сталося технологічне порушення.
13.5.6. Розподіл обов'язків між оперативним персоналом у зміні під час ліквідації технологічних порушень повинен бути регламентований відповідними посадовими інструкціями.
13.5.7 Оперативний персонал несе повну відповідальність за запобігання і ліквідацію технологічного порушення, приймаючи рішення і здійснюючи заходи з надійного підтримання чи відновлення нормального режиму незалежно від присутності осіб з числа адміністративно-технічного персоналу.
13.5.8 Усі оперативні переговори і розпорядження диспетчерів усіх рівнів диспетчерського управління, а також начальників змін електростанцій, оперативного персоналу великих підстанцій під час ліквідації технологічних порушень повинні записуватися пристроями реєстрації
оперативних переговорів (на магнітних або оптичних носіях запису).
13.5.9 3 метою унеможливлення виникнення і розвитку, а також
ліквідації технологічних порушень режиму роботи ОЕС України або її
окремих енергетичних районів внаслідок дефіциту потужності та електроенергії, зниження частоти, порушення режиму допустимих перетоків і перевантаження мережних елементів, порушення допустимих режимів роботи електростанцій, зниження напруги в контрольних вузлах
ЕЕС до аварійного рівня повинні застосовуватися автоматика нормальних режимів і протиаварійна автоматика, відповідні графіки обмеження й аварійного вимкнення споживачів, способи протиаварійного керування енергоспоживанням.
У випадку відмови автоматичних пристроїв оперативний персонал повинен бути готовий до дій, що дублюють дію автоматики, яка відмовила, вручну.
Розділ 10, Підрозділ 6
Вимоги до оперативних схем
13.6.1 Об'єкти електроенергетики в ОЕС України повинні бути
укомплектовані затвердженими в прийнятому порядку, визначеному диспетчерськими службами НЕК "Укренерго" і ЕЕС, оперативними схемами електричних з'єднань з нанесенням на них відповідних диспетчерських найменувань.
Оперативні схеми електричних з'єднань об'єктів електроенергетики
ОЕС України, незалежно від їх форм власності і відомчої належності,
що знаходяться в оперативному керуванні або оперативному віданні
НЕК "Укренерго", ЕЕС, повинні відповідати вимогам щодо забезпечення прийнятих режимів роботи ОЕС.
В ОЕС України до оперативних схем електричних з'єднань у рамках
централізованого оперативно-диспетчерського керування належать електричні схеми електроустановок і мереж напругою 110 кВ і вище.
13.6.2 Схеми електричних з'єднань ОЕС України, ЕЕС, електричних мереж, електростанцій і підстанцій, настроювання пристроїв РЗА, АСДК і ЗДТК для нормальних і ремонтних режимів, а також у разі технологічних порушень повинні забезпечувати:
- надійне електропостачання споживачів електроенергією, якість якої повинна відповідати вимогам державного стандарту (за договірними зобов'язаннями);
- стійку роботу електричної мережі ОЕС України і ЕЕС;
- відповідність струмів короткого замикання значенням, допустимим для устатковання;
- економічний розподіл потоків активної та реактивної потужності;
- локалізацію і ліквідацію технологічних порушень з мінімальними втратами як для виробників, так і для споживачів електроенергії.
13.6.3 Схеми ВП змінного і постійного струму електростанцій і підстанцій повинні вибиратися з огляду на забезпечення їх надійності в нормальних, ремонтних режимах і у разі технологічних порушень
шляхом:
- секціонування шин;
- автоматичного введення резервного живлення будь-якої секції шин
ВП усіх напруг;
- розподілу джерел живлення ВП по системах і секціях шин з
урахуванням дії пристроїв АВР і збереження в роботі механізмів ВП у разі зникнення напруги на секції. Джерела робочого і резервного
живлення повинні бути приєднані до різних секцій шин РУ;
- розподілу механізмів ВП на секціях шин за умови мінімального порушення роботи електростанції або підстанції у випадку виходу з
ладу будь-якої секції;
- забезпечення надійного живлення механізмів ВП у разі несинхронної роботи шин (їх частин) електростанції (секціонування шин високої напруги, виділення енергоблоків на окрему лінію або окремий район навантаження, виконання схем поділу ЕЕС);
- забезпечення повного або часткового відокремлення живлення механізмів ВП електростанції від ЕЕС у разі зниження частоти і напруги до значень, що загрожують їхній безперебійній роботі, з найменшою втратою робочої потужності.
13.6.4 Приєднання сторонніх споживачів (селищ тощо) до шин розподільчих пристроїв ВП. електростанцій і підстанцій забороняється.
Виняток становлять електростанції, на яких генератори з'єднані в блоки з трансформаторами, за відсутності в даній місцевості розподільчих мереж.
13.6.5 Нормальні та ремонтні схеми з 'єднань електричної мережі, підстанції і електростанції щорічно повинен затверджувати технічний керівник енергооб'єкта, а схеми, що стосується ЕЕС - керівництво ЕЕС.
Зазначені схеми повинні бути погоджені з органом диспетчерського керування, в оперативному керуванні або оперативному віданні якого знаходиться устатковання, що входить до цих схем.
У разі зміни режиму роботи мережі об'єкта і його нормальної схеми, зміни в складі та режимі роботи пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК схеми повинні також узгоджуватися з вищим органом диспетчерського керування.
13.6.6 Схеми трубопроводів електростанцій повинні забезпечувати:
- надійне резервування ВП основного устатковання;
- мінімальні гідравлічні втрати;
- вимкнення аварійних ділянок переважно за допомогою приводів з дистанційним керуванням;
- локалізацію технологічних порушень з мінімальними втратами
генерувальної потужності і вимкнення споживачів мінімальної потужності.
13.6.7 Схеми мережних станційних трубопроводів повинні забезпечувати можливість локалізації окремих ділянок і запобігання затоплення приміщень і устатковання у випадку пошкодження трубопроводів.
13.6.8 Схеми трубопроводів теплових мереж повинні забезпечувати надійне теплопостачання споживачів, підтримання заданих параметрів у тепловій мережі, економну витрату електроенергії на транспортування мережної води, а також локалізацію і ліквідацію технологічних порушень із мінімальним вимкненням споживачів.
Розділ 10, Підрозділ 7
Оперативно-диспетчерський персонал
13.7.1 Для оперативно-диспетчерського управління всіх суб'єктів
ОЕС України, незалежно від форм власності і відомчої належності, повинен добиратися висококваліфікований персонал, який пройшов відповідну підготовку й отримав у встановленому порядку спеціальний дозвіл
(ліцензію) на право виконання цих робіт.
13.7.2 До оперативного персоналу в ОЕС України належать:
- керівний оперативний персонал у зміні: чергові диспетчери НЕК
"Укренерго", ЦДС ЕЕС, енергопостачальної компанії та її структурних підрозділів, начальник зміни (черговий інженер) енергооб'єкта
(електростанції, джерела теплопостачання, мережі);
- оперативний персонал - персонал, що виконує оперативне
обслуговування усталювання на закріплених за ним виробничих ділянках
у зміні самостійно або за розпорядженням керівного оперативного персоналу;
- оперативно-виробничий персонал на виробничих дільницях
- персонал, який виконує експлуатаційне обслуговування закріпленого за ним устатковання з правом виконання оперативних перемикань;
- черговий персонал, що здійснює оперативне обслуговування підстанцій і виробничих ділянок згідно із затвердженим графіком.
Оперативний персонал виконує в ОЕС України роботи з оперативного керування й оперативних перемикань.
У НЕК "Укренерго" та ЕЕС, на енергооб'єктах енергетичних компаній і самостійних суб'єктів завдання і межа обслуговування диспетчерських служб (диспетчерських підрозділів), права й обов'язки оперативного персоналу під час роботи у зміні повинні бути докладно і чітко викладені в затверджених положеннях (про диспетчерську службу, підрозділи, про оперативно-технічні відносини з вищим і нижчим
оперативним рівнем керування тощо), відповідних інструкціях.
13.7.3 Оперативний персонал повинен вести безпечний, надійний і економічний режим роботи устатковання енергооб'єкта ОЕС України, енергетичних компаній відповідно до виробничих і посадових інструкцій і оперативних розпоряджень вищого оперативно-диспетчерського персоналу.
13.7.4 Оперативний персонал під час зміни відповідає за експлуатацію устатковання, що знаходиться в його оперативному керуванні або віданні, відповідно до Правил, інструкцій з експлуатації та інструкцій заводу-виробника, правил охорони праці та інших НД, а також за точне виконання оперативних розпоряджень вищого
оперативного персоналу.
13.7.5 У разі порушень режимів роботи, пошкодженні устатковання, виявленні дефектів, що загрожують пошкодженням устатковання, а також
у разі виникнення пожежі оперативний персонал повинен негайно вжити заходів для відновлення нормального режиму роботи або ліквідації аварійної ситуації і запобігання розвитку технологічного порушення.
Про порушення, що виникло, оперативний персонал повинен повідомити вищий оперативно-диспетчерський і адміністративно-технічний персонал відповідно до затвердженого регламенту повідомлень.
13.7.6 Розпорядження вищого оперативно-диспетчерського персоналу з питань, що входять у його компетенцію, обов'язкове до виконання підпорядкованим йому оперативним персоналом.
13.7.7 Устатковання, яке є в оперативному керуванні або
оперативному віданні вищого оперативно-диспетчерського персоналу, не може бути введене у роботу або виведене з роботи без дозволу вищого
оперативно-диспетчерського персоналу, навіть за наявності дозволеної заявки, за винятком випадків явної небезпеки для людей і
устатковання.
Устатковання, яке є в оперативному керуванні оперативного персоналу енергопостачальної компанії, але яке розташоване на підстанції, що належить ЕЕС, повинно вводитися в роботу або виводитися з роботи без попереднього дозволу оперативного персоналу
ЕЕС (за винятком устатковання, що знаходиться у віданні диспетчера
ЕЕС). У цьому випадку всю відповідальність за віддані розпорядження несе оперативний персонал енергопостачальної компанії.
13.7.8 Оперативне розпорядження вищого оперативно-диспетчерського персоналу повинно бути чітким і стислим.
Вислухавши розпорядження, підпорядкований оперативний персонал повинен дослівно повторити текст розпорядження й одержати підтвердження, що розпорядження зрозуміле ним правильно.
Розпорядження вищого оперативно-диспетчерського персоналу повинні виконуватися негайно і точно.
Оперативно-диспетчерський персонал, віддавши або отримавши розпорядження або дозвіл, повинен записати його в оперативний журнал.
За наявності пристроїв реєстрації оперативних переговорів обсяг запису в оперативний журнал визначається відповідними інструкціями.
13.7.9 Оперативні переговори повинні вестись технічно грамотно.
Все устатковання, приєднання, пристрої релейного і технологічного захисту, автоматики повинні називатися повністю відповідно до встановлених диспетчерських найменувань. Відступ від технічної термінології і диспетчерських найменувань категорично забороняється.
Оперативні переговори на всіх рівнях диспетчерського керування в
ОЕС України, оперативні переговори начальників змін електростанцій і великих підстанцій повинні автоматично фіксуватися на магнітних або
оптичних носіях запису.
13.7.10 У розпорядженнях щодо зміни режиму роботи устатковання
ЕЕС, енергооб'єктів (електростанції, підстанції, джерела теплопостачання, мережі) повинні бути вказані необхідне значення змінюваного режимного параметра і час, до якого повинно бути досягнуте вказане значення параметра.
13.7.11 Оперативно-диспетчерський персонал, отримавши розпорядження свого вищого адміністративно-технічного керівника з питань, що входять у компетенцію вищого оперативно-диспетчерського персоналу, повинен виконати його тільки після повідомлення й
Одержання дозволу останнього.
13.7.12 Відповідальність за невиконання або затримку виконання розпорядження вищого оперативно-диспетчерського персоналу несуть
особи, котрі не виконали розпорядження, а також керівники, які санкціонували його невиконання або затримку.
13.7.13 У випадку, якщо розпорядження вищого
оперативно-диспетчерського персоналу видається підпорядкованому
оперативному персоналові помилковим, він повинен негайно доповісти про це особі, котра дала розпорядження. У разі підтвердження розпорядження оперативний персонал зобов'язаний виконати його.
Розпорядження осіб вищого оперативно-диспетчерського персоналу,
що містять порушення правил охорони праці і представляють загрозу
життю людей, а також розпорядження, що можуть призвести до пошкодження устатковання, зниження рівня безпеки ядерної установки
АЕС, втрати живлення ВП електростанції, виконувати забороняється. Про свою відмову виконати таке розпорядження оперативний персонал зобов'язаний негайно повідомити оперативно-диспетчерський персонал, який видав це розпорядження, а також доповісти вищому адміністративно-технічному керівникові і записати в оперативний журнал.
13.7.14 Особи оперативного персоналу, що перебувають у резерві, можуть бути залучені до виконання робіт з обслуговування енергоустановки в рамках посадової інструкції і тільки з дозволу відповідного керівного оперативного персоналу, який знаходиться у зміні, із записом у відповідних документах.
13.7.15 Заміна однієї особи з числа оперативного персоналу іншою до початку зміни, у разі потреби, допускається з дозволу адміністративно-технічного керівника, який затвердив графік або керівника технологічного підрозділу, в адміністративному підпорядкуванні якого знаходяться обидві особи з числа оперативного персоналу.
Робота оперативного персоналу протягом двох змін підряд забороняється.
13.7.16 Кожен працівник з числа оперативного персоналу, що працює
у зміні, заступаючи на робоче місце, повинен прийняти зміну від попереднього працівника, а після закінчення роботи здати зміну наступному за графіком працівникові.
Відхід з чергування без здавання зміни забороняється.
13.7.17 Приймаючи зміну, черговий з числа оперативного персоналу повинен:
- ознайомитися зі станом, схемою і режимом роботи енергоустановок, що знаходяться в його оперативному керуванні і віданні, в обсязі, визначеному відповідними інструкціями; перевірити внесення змін (за їх наявності) в оперативну документацію;
- одержати відомості від особи, котра здає зміну, про стан
устатковання, за яким необхідно вести особливо ретельне спостереження для своєчасного попередження порушень у роботі, і про устатковання,
що знаходиться в резерві та ремонті;
- з'ясувати, які роботи на закріпленій за ним ділянці виконуються за нарядами і розпорядженнями, заявками;
- перевірити і прийняти від особи, яка здає зміну, інструмент, засоби захисту і надання долікарської допомоги постраждалим, матеріали, ключі від приміщень, оперативну документацію робочого місця;
- ознайомитися з усіма записами і розпорядженнями за час, що минув від його попереднього чергування;
- оформити приймання-здавання зміни записом у журналі або відомості за своїм підписом і підписом того, хто здає зміну;
- прийняти рапорт від підпорядкованого персоналу в зміні і віддати рапорт безпосередньому вищому оперативному керівникові про вступ у чергування і недоліки, виявлені під час приймання зміни.
Час початку і закінчення приймання (здавання) зміни повинен бути встановлений відповідними посадовими інструкціями.
13.7.18 Оперативний персонал повинен періодично, відповідно до інструкції з експлуатації, випробовувати дію пристроїв автоматики, сигналізації, засобів зв'язку і телемеханіки, а також перевіряти роботу АРМ, правильність показів годинника на робочому місці тощо.
13.7.19 Оперативний персонал повинен за затвердженими графіками здійснювати перехід з робочого устатковання на резервне, проводити
опробування і профілактичні огляди устатковання.
13.7.20 Оперативні й адміністративно-технічні керівники мають право відсторонити від роботи підпорядкований їм оперативний персонал, який не виконує свої обов'язки відповідно до посадової інструкції, і зробити відповідну заміну або перерозподіл обов'язків у зміні. У цьому випадку робиться запис в оперативному журналі або видається письмове розпорядження і повідомляється персонал відповідних рівнів оперативно-диспетчерського керування.
13.7.21 Оперативний персонал з дозволу вищого
оперативно-диспетчерського персоналу може короткочасно залучатися до ремонтних робіт і випробувань, у рамках посадових інструкцій, зі звільненням на цей час від виконання обов'язків на робочому місці і записом в оперативному журналі. У цьому випадку повинні бути дотримані вимоги правил охорони праці.
Розділ 10, Підрозділ 8
Перемикання в електричних установках
13.8.1 Перемикання в електричних установках енергооб'єктів ОЕС
України повинні виконуватися відповідно до вимог чинних НД щодо
оперативних перемикань в електроустановках.
13.8.2 Перемикання на електроустаткованні та в пристроях РЗА,
АСДК, ЗДТК, що знаходяться в оперативному керуванні вищого
оперативного персоналу, повинні проводитися за його розпорядженням, а ті, що знаходяться в його віданні, - з його дозволу.
Перемикання без розпорядження і дозволу вищого оперативного персоналу, але з наступним його повідомленням, дозволяється виконувати у випадках, що не допускають зволікання (нещасний випадок, стихійне лихо, пожежа, технологічне порушення). У цьому випадку
оперативний персонал повинен діяти згідно з відповідними інструкціями і оперативним планом пожежогасіння.
13.8.3 Перемикання в електроустановках необхідно виконувати, як правило, з використанням програм перемикань, бланків перемикань
(типових і звичайних) і відповідних інструкцій з оперативних перемикань.
Бланки перемикань є звітними документами і повинні мати нумерацію. Термін зберігання використаних бланків перемикань встановлюється відповідними інструкціями, але не повинен бути меншим ніж 10 днів.
13.8.4 Типові бланки перемикань повинні розроблятися попередньо як для нормальних, так і для ремонтних схем з'єднань електроустановок на складні перемикання на конкретному устаткованні і для конкретної схеми з'єднань.
До складних необхідно відносити перемикання, що потребують чіткої послідовності і координації дій оперативного персоналу у разі виконання комплексу операцій із комутаційними апаратами, заземлювальними роз'єднувачами й пристроями РЗА, АСДК, ЗДТК, у схемах генераторів, синхронних компенсаторів, блоків
генератор-трансформатор, трансформаторів (автотрансформаторів), трансформаторів напруги, ліній електропередавання, систем і секцій
шин, а також у разі переведення приєднань з однієї системи (секції)
шин на другу, заміні вимикачів обхідними або шиноз'єднувальними; перемикання в схемах, що мають більше від одного вимикача на приєднання; перемикання на устаткованні систем, важливих для безпеки.
На кожному енергооб'єкті повинні бути розроблені і затверджені технічним керівником переліки видів перемикань, виконуваних за бланками перемикань з вказанням кількості осіб, які повинні брати в них участь, і розподілом обов'язків між ними, в тому числі:
- складних, виконуваних за типовими бланками перемикань і окремо за звичайними бланками;
- простих, виконуваних за звичайними бланками перемикань або без бланків.
Переліки видів перемикань повинні переглядатися у разі зміни схем електричних з'єднань, складу устатковання, пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК, але не рідше ніж один раз на 3 роки.
Переліки видів перемикань повинні зберігатися на центральних
(головних) щитах керування електричних станцій і підстанцій, диспетчерських пунктах енергопостачальних компаній і їх структурних підрозділів, в ЕЕС і її МЕМ (ОДС, ОДГ, щитах керування окремих структурних підрозділів).
Бланки перемикань повинні використовуватися оперативним персоналом, який безпосередньо виконує перемикання.
Під час ліквідації технологічних порушень дозволяється користуватися типовими бланками перемикань або виконувати перемикання без бланків перемикань із наступним записом в оперативному журналі.
13.8.5 Програма перемикань представляє собою оперативний документ з планом упорядкованої послідовності робіт, спрямований на вирішення конкретного завдання з перемикань в електроустановках різних рівнів
оперативного керування і різних об'єктів, а також під час випробувань або впровадження нового устатковання. Програми перемикань повинні використовуватися керівним оперативним персоналом у випадку виконання перемикань на електроустановках, що знаходяться в його керуванні.
13.8.6 Перемикання в електроустановках дозволяється виконувати
особам оперативного й оперативно-виробничого персоналу, котрі мають право на ведення оперативних переговорів і виконання перемикань.
Списки таких осіб повинні щорічно затверджуватися керівником енергооб'єкта.
13.8.7 Програми перемикань повинні розроблятися диспетчерськими службами (групами), у керуванні яких знаходиться діюче електроустатковання, спільно зі службами (групами) режимів, РЗА,
ЗДТК за підписом їхніх керівників.
Копії програм оперативних перемикань необхідно передавати на нижчі рівні оперативного керування для доповнення їх операціями на
устаткованні енергооб'єкта, які не розглядаються на вищому рівні.
Перелік чинних програм оперативних перемикань повинен затверджувати головний диспетчер НЕК "Укренерго", ЕЕС, технічний керівник енергопостачальної компанії, енергооб'єкта.
13.8.8 У програмах оперативних перемикань повинні бути зазначені заходи з підготовки устатковання і схеми, режиму, пристроїв РЗА,
АСДК, ЗДТК, у яких повинні бути опрацьовані:
- умови виконання перемикань;
- заходи щодо режимів, які необхідно виконати перед зміною схеми;
- заходи щодо пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК;
- послідовність виконуваних перемикань;
- можливі характерні технологічні порушення і методи їх
ліквідації в ремонтній схемі;
- організаційні питання.
13.8.9 Для перемикань у схемах пристроїв РЗА, АСДК і ЗДТК повинні бути розроблені програми перемикань для рівнів диспетчера і бланки перемикань для оперативного персоналу енергооб'єктів з вказанням засобів їх реалізації, як-от: накладок, ключів, випробувальних блоків, логічних комутаторів.
13.8.10 Усі зміни в первинних схемах електричних з'єднань електроустановок енергооб'єктів ОЕС України, що виконуються під час проведення перемикань, місця встановлення заземлень повинні бути відображені на оперативній схемі і мнемосхемі (схемі-макеті).
Зміни стану комутаційних апаратів,оперативного стану пристроїв
РЗА, АСДК, ЗДТК під час проведення оперативних перемикань повинні записуватися в оперативний журнал.
Після закінчення виконання перемикань відповідно до програми і бланків перемикань, на оперативній схемі первинних електричних з'єднань, мнемосхемі й АРМ диспетчера повинні бути відображені кінцеві стани комутаційних апаратів, пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК, місця встановлення заземлень.
13.8.11 Програми і типові бланки перемикань повинні бути скориговані у разі змін у головній схемі електричних з'єднань електроустановок, пов'язаних з уведенням нового усталювання, заміною або частковим демонтажем застарілого устатковання, модернізацією розподільчих установок, а також у разі увімкнення нових пристроїв
РЗА, АСДК, ЗДТК або змін у вже встановлених пристроях.
13.8.12 У разі планованих змін схеми та режимів роботи ОЕС
України і ЕЕС та змін у пристроях РЗА, АСДК, ЗДТК повинні бути заздалегідь внесені необхідні зміни і доповнення в програми і типові бланки перемикань на відповідних рівнях оперативного керування.
13.8.13 Складні перемикання з пристроями РЗА, АСДК, ЗДТК, що не передбачені інструкціями з експлуатації, а також увімкнення в роботу нових пристроїв необхідно виконувати за спеціальними програмами, складеними для кожного конкретного випадку.
13.8.14 У розпорядженні на проведення оперативних перемикань повинні бути зазначені мета перемикань, послідовність операцій у схемі електроустановки і колах пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК з необхідним ступенем деталізації, що визначається вищим оперативним персоналом.
Виконавцеві перемикань повинно бути одночасно видане не більш ніж
одне завдання на проведення оперативних перемикань, що містить
операції одного цільового призначення.
Виконання планових перемикань повинно проводитись на основі дозволеної заявки. Їх початок визначає диспетчер, в оперативному керуванні якого знаходиться електроустатковання.
13.8.15 Складні перемикання повинні виконувати дві особи, одна з яких контролює.
Під час виконання перемикань двома особами, контролювати повинен старший за посадою. Відповідальність за правильність перемикань покладається на обидві особи, котрі виконують перемикання.
За наявності в зміні однієї особи з числа оперативного персоналу до оперативних перемикань може бути залучений працівник з оперативно-виробничого персоналу, який знає схему даної електроустановки, правила проведення перемикань і допущений до проведення перемикань розпорядженням на енергооб'єкті.
У разі складних перемикань допускається залучати для операцій у колах пристроїв РЗА, АСДК, ЗДТК третю особу з персоналу відповідних служб (груп) РЗА, ЗДТК, яка, попередньо ознайомившись з бланком перемикань і підписавши його, повинна виконувати кожну операцію за розпорядженням особи, яка контролює.
Прості перемикання за наявності роботоздатного блокувального пристрою можуть бути виконані одноосібне, незалежно від складу зміни.
13.8.16 У разі зникнення напруги на електроустаткованні
оперативний персонал повинен бути готовий до подачі напруги на електроустатковання без попередження.
13.8.17 Вимкнення та увімкнення під напругу й у роботу приєднання, що має у своєму колі вимикач, повинно проводитись вимикачем.
Дозволяється відповідно до чинних НД вимкнення та увімкнення відділювачами, роз'єднувачами відповідного ступеня напруги (з неперевищенням встановлених величин комутуючих струмів):
- трансформаторів напруги, нейтралей силових трансформаторів; заземлювальних дугогасних реакторів за відсутності струму в мережі замикання на землю;
- намагнічувального струму силових трансформаторів 6-500 кВ;
- зарядного струму і струму замикання на землю повітряних і кабельних ліній електропередавання;
- зарядного струму систем шин і приєднань (електроустатковання), крім конденсаторних батарей.
Дозволяється шунтування і розшунтування увімкнених вимикачів, з приводів яких знятий оперативний струм, а також шунтування та розшунтування компенсаційних реакторів в установках чотирипроменевого реактора 750 кВ.
Допускається дистанційне вимкнення роз'єднувачами несправного вимикача, зашунтованого одним вимикачем або кільцем з декількох вимикачів інших приєднань, якщо вимкнення вимикача може призвести до його руйнування та знеструмлення підстанції.
У кільцевих мережах напругою 6-10 кВ дозволяється вимкнення роз'єднувачами вирівнювальних струмів до 70 А і замикання мережі в кільце за різниці напруг на розімкнених контактах роз'єднувачів не більшій ніж 5 %.
Допускається вимкнення триполюсними роз'єднувачами зовнішньої
установки напругою 10 кВ і нижче струму навантаження до 15 А.
Допустимі значення струмів, що вимикаються та вмикаються роз'єднувачами, повинні бути визначені НД. Порядок і умови виконання
операцій перемикання для різних електроустановок і приєднань повинні бути регламентовані відповідними інструкціями.
13.8.18 Оперативному персоналові, який безпосередньо виконує перемикання, самовільно виводити з роботи пристрої блокування безпеки забороняється.
Деблокування допускається тільки після перевірки на місці вимкненого положення вимикача і з'ясування причини відмови блокування з дозволу та під керівництвом осіб, уповноважених на це письмовою вказівкою енергооб'єкта.
13.8.19 Дозволяється тимчасове деблокування роз'єднувачів з повітряними вимикачами напругою 110 кВ і вище у разі вимкнення
(увімкнення) ненавантажених систем шин або приєднань з трансформаторами напруги серії НКФ. Порядок деблокування і вводу пристроїв блокування повинен бути відображений у бланках перемикань.
13.8.20 У розподільчих мережах виконання оперативних перемикань повинно бути погоджене за рівнями диспетчерського керування спеціальним розпорядженням технічного керівника енергопостачальної компанії.
13.8.21 Порядок дій, обсяг необхідної оперативної документації під час виконання перемикань персоналом ОВБ, оперативно-виробничим персоналом і на підстанції з обслуговуванням відвідуванням (без постійно чергового персоналу), у локальних електричних мережах визначається чинними НД з оперативних перемикань, інструкціями, затвердженими технічним керівником енергопостачальної компанії.
13.8.22 Відносини оперативного персоналу споживачів, які мають у своєму підпорядкуванні невеликі (малопотужні) резервні електростанції, з оперативним персоналом енергопостачальних компаній повинні бути регламентовані положеннями про оперативні відносини між персоналом відповідних структурних підрозділів енергопостачальних компаній і споживачів.
Розділ 10, Підрозділ 9
Перемикання в теплових схемах ТЕС і теплових мереж мереж
13.9.1 Усі перемикання в теплових схемах повинні проводитися відповідно до інструкцій з експлуатації енергоустановок і відображатися в оперативній документації.
13.9.2 У випадках, не передбачених інструкціями з експлуатації енергоустатковання, за необхідності участі двох і більше неспівпідлеглих виконавців перемикань або енергооб'єктів з перемиканнями, перемикання повинні виконуватися за програмами.
Складні перемикання також повинні виконуватись за програмами або бланками перемикань.
13.9.3 До складних відносяться перемикання під час виконання таких робіт:
- опробування основного і відповідального допоміжного
устатковання;
- перевірка роботоздатності та настроювання запобіжних пристроїв;
- введення в роботу основного устатковання після монтажу або модернізації;
- гідравлічні (пневматичні) випробування устатковання і трубопроводів;
- перемикання в теплових схемах зі складними зв'язками або тривалі в часі;
- спеціальні випробування устатковання;
- зміни теплової схеми електростанції (енергооб'єкта);
- перевірка й випробування нових, нетрадиційних способів експлуатації устатковання;
- на устаткованні систем, важливих для безпеки.
Ступінь складності перемикань і необхідність програми або бланків перемикань для їх виконання визначається технічним керівником енергооб'єкта залежно від особливостей і умов роботи під час перемикань.
13.9.4 На кожному енергооб'єкті повинен бути розроблений перелік складних перемикань, затверджений технічним керівником. Перелік повинен коригуватися з урахуванням введення, модернізації або демонтажу устатковання, зміни технологічних схем, схем технологічних захистів і автоматики тощо. Перелік повинен переглядатися не рідше ніж один раз на 3 роки. Копії переліку повинні бути на робочому місці старшого оперативного персоналу цеху (дільниці) і енергооб'єкта.
13.9.5 Технічним керівником енергооб'єкта повинен бути затверджений список осіб з оперативного і оперативно-виробничого персоналу, котрі мають право контролювати виконання складних перемикань, що проводяться за бланками перемикань або програмами.
Список повинен бути скоригований у разі зміни складу персоналу. Копії списку повинні знаходитись на робочому місці старшого оперативного персоналу цеху і енергооб'єкта.
13.9.6 У бланку перемикань повинні бути вказані:
- об'єкт перемикань;
- час початку і закінчення перемикань;
- умови, необхідні для проведення перемикань;
- відомості про персонал, який виконує перемикання;
- послідовність виконання перемикань;
- положення запірної та регулювальної арматури після закінчення перемикань;
- персонал, який контролює хід виконання перемикань інесе за них відповідальність.
Для часто повторюваних типових перемикань на енергооб'єкті повинні застосовуватися заздалегідь складені типові бланки.
13.9.7 За програмами повинні проводитися перемикання, не передбачені експлуатаційними інструкціями.
Програма повинна бути затверджена технічним керівником енергооб'єкта, а у разі виходу дії програми за рамки одного енергооб'єкта - технічним керівником енергокомпанії (технічними керівниками, які беруть участь в програмі для енергооб'єктів).
13.9.8 У програмі виконання перемикань, повинні бути вказані:
- об'єкт перемикань;
- мета проведення перемикань;
- умови проведення робіт за програмою;
- заходи з підготовки устатковання до проведення робіт;
- планований час початку й закінчення перемикань, який може
уточнюватись в оперативному порядку;
- оперативний (оперативно-диспетчерський) персонал, який виконує перемикання;
- персонал, залучений до участі у виконанні перемикань;
- оперативний (оперативно-диспетчерський) персонал, який керує виконанням перемикань;
- необхідність інструктажу персоналу на робочому місці, розміщення оперативного персоналу і спостерігачів;
- особи із числа адміністративно-технічногб персоналу, відповідальні за виконання перемикань на кожному енергооб'єкті і
особа із числа адміністративно-технічного персоналу, яка виконує загальне керівництво проведенням перемикань, - у випадку участі в перемиканнях двох і більше енергооб'єктів;
- обов'язки і відповідальність осіб, які вказані в програмі;
- послідовність проведення робіт за програмою;
- схема об'єкта перемикання (за необхідності);
- положення запірної і регулювальної арматури і елементів кіл технологічних захистів і автоматики на кожному конкретному етапі виконання робіт за програмою;
- перелік заходів щодо забезпечення безпечного проведення робіт;
- дія персоналу в разі виникнення аварійної ситуації чи стану, які загрожують життю людей і цілісності устатковання.
13.9.9 Усі роботи за бланками перемикань і програмами повинні проводитись за безпосереднього керівництва перемиканнями особою, яка призначається з осіб старшого оперативного персоналу (начальник зміни
цеху, начальник зміни енергоблока, старший машиніст цеху
(енергоблока), старший апаратник хімічного цеху, майстер дільниці теплових мереж).
Власне перемикання повинен робити спеціально проінструктований
оперативний персонал і персонал, який залучається до проведення робіт
(машиністи, обхідники, апаратники, чергові на дільницях).
13.9.10 Забороняється починати планові перемикання в теплових схемах:
- за півгодини до закінчення зміни й у перші півгодини від початку зміни;
- у разі виникнення аварійної ситуації;
- у перехідних (нестаціонарних) режимах;
- під час проведення випробувань за спеціальними програмами.
13.9.11 Бланки перемикань і програми повинні зберігатися так само, як і інша оперативна документація. Терміни зберігання використаних бланків перемикань і програм повинні бути вказані в інструкції про зберігання службової документації, що розробляється відповідно до чинних НД.
Розділ 10, Підрозділ 10
Автоматизовані системи диспетчерського керування керування
13.10.1 Диспетчерський пункт НЕК "Укренерго", ЕЕС, енергопостачальної компанії і їхніх основних структурних підрозділів повинен бути оснащений АСДК.
13.10.2 Всі проекти модернізації, технічного переоснащення і нових АСДК, як і АСК ТП енергооб'єкта, повинні бути узгоджені і затверджені відповідними державними органами, визначеними наказом або іншим розпорядчим документом Мінпаливенерго України.
13.10.3 Автоматизовані системи диспетчерського керування повинні забезпечувати вирішення завдань оперативно-диспетчерського керування в ОЕС України і можуть функціонувати як самостійні системи або підсистеми відповідно АСК НЕК "Укренерго", ЕЕС, енергопостачальних компаній та їхніх структурних підрозділів.
13.10.4 На базі АСДК й АСК ТП відповідно до завдань кожного ієрархічного рівня керування повинні виконуватися:
- довготермінове і короткотермінове планування режимів роботи енергооб'єктів ОЕС України, ЕЕС, енергетичних компаній;
- оперативне керування режимами роботи ОЕС України, ЕЕС, електростанцій, енергоблоків, джерел теплопостачання, підстанцій і мереж;
- контроль навантаження енергоджерел і споживаної потужності ОЕС
України, ЕЕС і мереж;
- ведення, за умовами роботи оптового ринку електричної енергії
України, економічної роботи ОЕС, ЕЕС, енергооб'єктів, раціональне використання енергоресурсів;
- передача з енергооб'єктів на верхні рівні диспетчерського керування інформації щодо аварійних ситуацій;
- ретроспективний аналіз аварійних ситуацій;
- збереження ретроспективної інформації з необхідною дискретністю про режим роботи керованого енергооб'єкта та її виведення на друкарський пристрій за вимогою диспетчера;
- контроль оперативних перемикань;
- автоматизоване ведення оперативної документації;
- надходження інформації щодо режимів електроспоживання добової енергії, формованої автоматизованою системою контролю і керування електроспоживання (АСККЕ).
Повний перелік і обсяги розв'язуваних задач, а також способи їх вирішення повинні бути визначені проектами, на підставі вимог надійності керування і техніко-економічних показників.
13.10.5 Автоматизована система диспетчерського керування НЕК
"Укренерго", ЕЕС, енергетичних компаній, енергооб'єктів повинна бути інтегрованою, багаторівневою, ієрархічною і розподіленою системою, структура якої відповідає структурі й ієрархії диспетчерського керування режимами й устаткованням електричної (теплової) мережі.
До складу комплексу технічних засобів АСДК входять:
- давачі інформації і перетворювачі сигналів контрольованих параметрів, контрольні пункти телемеханічних комплексів (КП ТМК), мікропроцесорні контролери АСК ТП об'єктів (агрегатів);
- пристрої передавання і приймання інформації, пристрої зв'язку з об'єктом керування, пульти керування, АРМ (диспетчера, начальника зміни, оператора);
- канализв'язку між різними рівнями комплексу (проводами ПЛ,
грозозахисними тросами, ВОЛЗ);
- засоби опрацювання і відображення інформації (ЕОТ оперативних інформаційно керуючих і обчислювальних комплексів, пристрої друкування, дисплеї, цифрові й аналогові прилади тощо);
- допоміжні системи (гарантованого електроживлення, кондиціонування повітря, протипожежні).
13.10.6 Усі пристрої і комплекс програмно-технічних засобів АСДК повинні бути у справному стані і постійно знаходитись у роботі. Зміни первинних схем мережі повинні своєчасно вноситися в документацію для відображення на диспетчерських щитах керування і дисплеях.
Виведення для профілактичних перевірок і в ремонт окремих елементів АСДК повинно проводитися за заявкою з дозволу диспетчера, у віданні якого вони знаходяться.
13.10.7 Справність систем електроживлення комплексу технічних засобів АСДК повинна періодично перевірятися за графіком, затвердженим технічним керівником (головним диспетчером) НЕК
"Укренерго", ЕЕС, енергопостачальної компанії, технічним керівником
(керівником диспетчерської служби) енергооб'єкта.
13.10.8 Приміщення, у яких розташовуються елементи АСДК, повинні відповідати вимогам технічних умов на устатковання і технічні засоби, а спосіб виконання кіл введення і виведення інформації, захисні заземлення і заземлення екранів інформаційних і керуючих кіл повинні забезпечувати захист систем від завад, відповідати проектові і вимогам заводів-виробників.
13.10.9 Пристрої АСДК повинні проходити періодичні перевірки відповідно до інструкцій з експлуатації, вимог заводів-виробників технічних засобів і вимог галузевих НД.
13.10.10 На устаткованні АСДК, комутаційній апаратурі повинні бути написи, що вказують оперативне призначення і положення.
Розділ 10, Підрозділ 11
Засоби диспетчерського і технологічного керування
13.11.1 НЕК "Укренерго", ЕЕС, енергооб'єкти енергетичних компаній повинні бути оснащені засобами диспетчерського і технологічного керування відповідно до РД 34.48.151 "Нормы технологического проектирования диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем" та інших чинних НД. Експлуатація ЗДТК повинна забезпечувати постійне їх
функціонування і готовність до дії за встановленої якості передачі інформації в нормальних режимах ОЕС України, а також у випадку технологічних порушень ОЕС.
13.11.2 Відомчі диспетчерські пункти електрифікованих залізниць,
газо- і нафтопроводів, промислових підприємств повинні мати необхідні засоби телемеханіки і зв'язку з диспетчерськими пунктами ЕЕС і енергопостачальних компаній в обсязі, погодженому з цими ЕЕС і компаніями. Інформація з абонентських підстанцій напругою 35 кВ і вище повинна передаватися залежно від конкретних умов як на відомчі диспетчерські пункти, так і на диспетчерські пункти ЕЕС або енергокомпаній. Обсяги і напрямки інформації, що передається з абонентських підстанцій, повинні бути погоджені відповідно з ЕЕС і енергокомпаніями.
13.11.3 Апаратура ЗДТК, встановлена на диспетчерських пунктах енергооб'єктів НЕК "Укренерго", ЕЕС і енергетичних компаній, повинна бути закріплена за службами ЗДТК відповідного рівня керування.
13.11.4 Експлуатація устатковання високої напруги високочастотних каналів телефонного зв'язку і телемеханіки на лініях електропередавання (конденсатори зв'язку, реактори високочастотних загороджувачів, заземлювальні ножі, пристрої антенного зв'язку, прохідні ізолятори, розрядники елементів настроювання і фільтрів приєднання) повинна здійснюватися персоналом, що обслуговує установки високої напруги.
13.11.5 Технічне обслуговування і перевірка давачів і перетворювачів телевимірювань, що включаються в кола вторинних
обмоток трансформаторів струму і напруги, повинні виконуватися персоналом відповідних служб РЗА (електротехнічних лабораторій) і метрологічного забезпечення.
13.11.6 Перелік пристроїв і устатковання, що обслуговуються виробничими підрозділами ЗДТК, з вказанням меж обслуговування, повинен бути затверджений відповідно керівництвом НЕК "Укренерго",
ЕЕС, енергопостачальних компаній і енергооб'єктів. Відносини між службами, межі обслуговування ЗДТК повинні бути зазначені в положеннях про служби ЗДТК (зв'язку), складених для НЕК "Укренерго",
ЕЕС, енергопостачальних компаній і енергооб'єктів на підставі чинних
НД і з урахуванням оперативної підпорядкованості.
13.11.7 Технічна експлуатація магістральних кабельних ліній зв'язку, включно з ВОЛЗ, повинна бути організована відповідно до
чинних НД щодо систем виробничого телефонного зв'язку НЕК "Укренерго" і правил технічної експлуатації лінійних споруд первинної мережі засобів зв'язку Державного комітету зв'язку України.
13.11.8 Оперативне і технічне обслуговування ЗДТК повинно бути забезпечене:
- центральними службами ЗДТК НЕК "Укренерго" і ЕЕС;
- місцевими службами (групами) ЗДТК (МЕМ) або місцевими вузлами зв'язку об'єктів;
- службами ЗДТК енергокомпаній;
- лабораторіями, що входять до складу служб ЗДТК.
З метою забезпечення безперебійної роботи ЗДТК в центральних і місцевих службах ЗДТК, а також у місцевих вузлах зв'язку повинно бути
організоване цілодобове чергування оперативного персоналу.
Служби ЗДТК і місцеві вузли зв'язку повинні бути оснащені вимірювальними і перевірними пристроями, забезпечені інструментом, матеріалами, запасними частинами. Автотранспорт, закріплений за службами ЗДІК, прирівнюється за режимом роботи до оперативного і надається без попередньої заявки.
13.11.9 Засоби диспетчерського, і технологічного керування повинні бути забезпечені гарантованим електроживленням відповідно до
чинних НД.
13.11.10. Служби і лабораторії ЗДТК (зв'язку) повинні мати і вести експлуатаційно-технічну документацію відповідно до типових положень про служби ЗДТК (зв'язку).
13.11.11 Введення у роботу й експлуатація побудованих і модернізованих радіорелейних ліній і засобів радіозв'язку (УКВ і КВ радіостанцій) повинні бути організовані відповідно до чинних НД.
13.11.12 Структура і якісні показники виробничих телефонних мереж
усіх рівнів повинні відповідати чинним НД щодо систем автоматизованого виробничого телефонного зв'язку НЕК "Укренерго" і
Державного комітету зв'язку України.
13.11.13 Пристрої провідного зв'язку, включно з ВОЛЗ, повинні бути захищені від небезпечних і перешкоджаючих впливів електроустановок високої напруги відповідно до чинних НД.
13.11.14 Порядок і періодичність вимірів рівня перешкоджаючих впливів і завад, а також порядок дії персоналу вузлів зв'язку у разі перевищення допустимих значень цих впливів і завад, повинні бути встановлені інструкціями.
13.11.15 На лініях електропередавання, на яких організовані високочастотні канали зв'язку і телемеханіки, під час виконання робіт, що вимагають встановлення заземлення, повинні застосовуватись переносні заземлювальні високочастотні загороджувачі.
13.11.16 Виведення з роботи засобів диспетчерського зв'язку, систем телемеханіки і каналів зв'язку повинно бути оформлене
оперативною заявкою у встановленому порядку і за погодженням з диспетчерською службою відповідного рівня оперативного керування.
13.11.17 Пристрої телекерування повинні виключати можливість помилкового вимкнення (увімкнення) керованого устатковання у разі пошкодження будь-якого одного елемента цих пристроїв. На збірках затискачів пристроїв і панелей телемеханіки затискачі, випадкове з'єднання яких може викликати вимкнення або увімкнення устатковання, не повинні розташовуватись поруч.
13.11.18 Метод виконання і режим експлуатації електричних кіл від давачів (перетворювачів) телевимірювань і телесигналізації до пристроїв приймання й обробки інформації не повинні допускати завад,
що призводять до спотворювання цієї інформації.
13.11.19 Опір ізоляції електричне пов'язаних кіл пристроїв телемеханіки разом з їхніми зовнішніми зв'язками (за винятком зв'язків з ЕОТ і апаратурою каналів телемеханіки) відносно корпусу апарата ("землі"), а також між колами, електричне не пов'язаними між собою, повинен вимірюватися мегаомметром на напругу 250-500 В і бути не нижчим ніж 0,5 МОм. У разі перевірки ізоляції кіл пристроїв телемеханіки, що містять напівпровідникові елементи, повинні бути вжиті заходи для запобігання їхнього пошкодження. У пристроях із заземленим нульовим проводом перед перевіркою ізоляції цей провід повинен бути від'єднаний від землі. Опір ізоляції вихідних кіл телекерування і кіл живлення напругою 220 В повинен вимірюватися мегаомметром на напругу 1000-2500 В і бути не нижчим ніж 10 МОм.
13.11.20 Для виведення з роботи вихідних кіл телекерування на електростанціях, підстанціях і диспетчерських пунктах повинні застосовуватися спеціальні загальні ключі або пристрої вимикання.
Вимкнення кіл телекерування і телесигналізації окремих приєднань повинно проводитись на роз'ємних затискачах або на індивідуальних пристроях вимикання. Усі операції з загальними ключами телекерування й індивідуальними пристроями вимикання у колах телекерування і телесигналізації дозволяється виконувати тільки за вказівкою або з дозволу диспетчера.
13.11.21 На передній і зворотній сторонах пристроїв, панелей і пультів ЗДТК повинні бути оперативні написи, що вказують на їхнє призначення відповідно до диспетчерських найменувань, а на встановленій на ній апаратурі - написи або маркування. Провідники зовнішніх кіл пристроїв телемеханіки повинні мати маркування, яке відповідає виконавчим схемам.
13.11.22 Персонал виробничих підрозділів, що обслуговує ЗДТК, повинен періодично оглядати апаратуру відповідно до інструкцій, звертаючи особливу увагу на правильність положення пристроїв перемикання і стан сигналізації несправностей.
13.11.23 Повні та часткові перевірки ЗДТК повинні виконуватися за затвердженим графіком, погодженим із диспетчерською службою відповідного рівня оперативного керування.
13.11.24 Усі несправності і неправильні дії ЗДТК повинні негайно
усуватись, братись до уваги й аналізуватись у встановленому порядку.
У випадку неправильної дії пристроїв, їх пошкодження або відхилення параметрів від нормованих показників повинні проводитись додаткова перевірка й усунення зазначених порушень з повідомленням диспетчера і вищої служби ЗДТК.