от 4 мая 2012 г. № 442 "О функционировании
розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном
ограничении режима потребления электрической энергии", правилами
разработки и применения графиков аварийного ограничения режима
потребления электрической энергии (мощности) и использования
противоаварийной автоматики и правилами предотвращения развития и
ликвидации нарушений нормального режима электрической части
энергосистем и объектов электроэнергетики, утвержденными
уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.
96. При объявлении субъектом оперативно-диспетчерского
управления режима с высокими рисками нарушения электроснабжения
диспетчерским центром, владельцами объектов электроэнергетики,
осуществляющими деятельность на территории возникновения или угрозы
возникновения нарушения электроснабжения, создаются оперативные
штабы.
Порядок действий диспетчерских центров субъекта
оперативно-диспетчерского управления и владельцев объектов
электроэнергетики в условиях режима с высокими рисками нарушения
электроснабжения определяется в соответствии с Правилами
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
97. Для поддержания параметров электроэнергетического режима в
установившихся режимах работы в энергосистеме используется
автоматическое режимное управление, осуществляемое действием
режимной автоматики.
Для выявления, предотвращения развития и ликвидации аварийного
режима работы в энергосистеме используется противоаварийное
управление, осуществляемое действием противоаварийной автоматики.
Организация автоматического режимного и противоаварийного
управления в энергосистеме осуществляется в соответствии с
разделом VII настоящих Правил.
VI. Требования к линиям электропередачи, оборудованию
электрических станций и электрических сетей,
электроустановкам потребителей электрической энергии как
элементам энергосистемы, организации и осуществлению их
эксплуатации в составе энергосистемы
98. Объекты электроэнергетики, их оборудование и устройства,
электроустановки потребителей электрической энергии, входящие в
состав Единой энергетической системы России, технологически
изолированной территориальной электроэнергетической системы, для
обеспечения их технологической совместимости, надежной и безопасной
работы в составе энергосистемы, обеспечения надежности и
устойчивости энергосистемы должны соответствовать требованиям,
установленным настоящими Правилами, и требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности
объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок,
установленным нормативными правовыми актами уполномоченного
федерального органа исполнительной власти.
99. Каждая электростанция, подстанция, линия электропередачи,
основное оборудование и вспомогательное оборудование, устройства
релейной защиты и автоматики, автоматизированных систем
диспетчерского управления и технологического управления, средства
диспетчерского и технологического управления должны иметь
диспетчерское наименование.
Диспетчерские наименования основного оборудования и
вспомогательного оборудования, устройств релейной защиты и
автоматики однозначно определяют эти оборудование и устройства в
пределах одного объекта электроэнергетики.
Диспетчерские наименования линий электропередачи классом
напряжения 220 киловольт и выше, электростанций и подстанций высшим
классом напряжения 330 киловольт и выше однозначно определяют их в
пределах Единой энергетической системы России. Диспетчерские
наименования линий электропередачи классом напряжения
110 (150) киловольт, электростанций и подстанций высшим классом
напряжения 220 или 110 киловольт однозначно определяют их в
пределах территориальной энергосистемы.
Диспетчерские наименования линий электропередачи,
электростанций и подстанций, введенных в эксплуатацию до вступления
в силу настоящих Правил, приводятся в соответствие с указанными
требованиями в сроки, определенные владельцами этих объектов
электроэнергетики.
100. Для каждой электростанции, подстанции ее владельцем
ежегодно разрабатывается (актуализируется) и утверждается
нормальная схема электрических соединений объекта
электроэнергетики. При строительстве (реконструкции) объекта
электроэнергетики на предстоящий этап его жизненного цикла,
ограниченный соответствующим этапом строительства (реконструкции),
но не более одного календарного года, разрабатывается и
утверждается временная нормальная схема электрических соединений
объекта электроэнергетики.
Нормальная схема электрических соединений объекта
электроэнергетики и временная нормальная схема электрических
соединений объекта электроэнергетики подлежат согласованию с
диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского
управления, если оборудование объекта электроэнергетики находится в
его диспетчерском управлении (диспетчерском ведении).
Требования к графическому исполнению нормальных (временных
нормальных) схем электрических соединений объектов
электроэнергетики и порядку их согласования с диспетчерскими
центрами субъекта оперативно-диспетчерского управления в
электроэнергетике утверждаются уполномоченным федеральным органом
исполнительной власти.
При необходимости для электростанций, подстанций их
владельцами могут разрабатываться и утверждаться ремонтные схемы
электрических соединений. Периодичность и критерии разработки
ремонтных схем электрических соединений электростанций и подстанций
определяются их владельцами.
На основе нормальных схем электрических соединений отдельных
объектов электроэнергетики, временных нормальных схем электрических
соединений отдельных объектов электроэнергетики каждым
диспетчерским центром разрабатывается и утверждается нормальная
схема электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих
в его операционную зону (схема для нормального режима
энергосистемы).
101. На каждую линию электропередачи и основное оборудование
электрических станций и электрических сетей у их владельца должен
иметься технический паспорт, содержащий актуальные данные
о технических параметрах и характеристиках оборудования,
определенных по данным завода-изготовителя и результатам проведения
испытаний при его вводе в эксплуатацию, реконструкции, модернизации
или перемаркировке, о комплектности, ресурсе и сроке службы
оборудования, а также сведения о его техническом обслуживании и
ремонте за период эксплуатации.
102. Для каждой энергоустановки (энергоблока, генерирующего
оборудования) электрической станции (кроме ветроэнергетических
установок и фотоэлектрических солнечных модулей) определяются такие
общесистемные технические параметры генерирующего оборудования, как
установленная мощность, максимальная располагаемая мощность,
скорость набора и снижения активной мощности, регулировочный
диапазон активной мощности, технический минимум, технологический
минимум, регулировочный диапазон по реактивной мощности, а также
подтверждаются такие общесистемные технические характеристики
генерирующего оборудования, как способность к пуску в
автоматическом режиме (для газотурбинных установок и
гидроагрегатов), готовность к участию в общем первичном
регулировании частоты, готовность к работе частотной делительной
автоматики (для генерирующего оборудования тепловых
электростанций).
Для энергоустановок тепловых электростанций также определяется
паропроизводительность котельного оборудования.
Для газотурбинных, теплофикационных и конденсационных
паротурбинных установок величина установленной мощности
определяется для нормальных условий и при номинальных параметрах.
Для ветроэнергетических установок и фотоэлектрических
солнечных модулей определяются такие общесистемные технические
параметры генерирующего оборудования, как установленная мощность,
максимальная располагаемая мощность, скорость снижения активной
мощности, регулировочный диапазон активной мощности,
технологический минимум, регулировочный диапазон реактивной
мощности, а также подтверждается готовность к участию в общем
первичном регулировании частоты.
Правила проведения испытаний и определения общесистемных
технических параметров и характеристик генерирующего оборудования
утверждаются уполномоченным федеральным органом исполнительной
власти. Указанные правила в том числе содержат особенности
проведения испытаний и определения указанных параметров и
характеристик для энергоустановок, генерирующего оборудования
разных типов электростанций.
103. Владельцы объектов электроэнергетики в течение всего
периода эксплуатации поддерживают в актуальном состоянии данные о
длительно допустимой токовой нагрузке и аварийно допустимой токовой
нагрузке линий электропередачи и оборудования в зависимости от
температуры окружающего воздуха.
104. Владельцы объектов электроэнергетики обязаны представлять
в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского
управления схемы электрических соединений объектов
электроэнергетики, оборудование и устройства которых относятся к
объектам диспетчеризации, а также актуальные данные о технических
параметрах и характеристиках линий электропередачи и оборудования в
соответствии с правилами предоставления информации,
устанавливающими требования к составу, объему, формам, формату,
срокам и периодичности предоставления такой информации.
105. Генерирующее оборудование электрических станций,
находящееся в работе или резерве, должно быть готово к работе в
пределах всего регулировочного диапазона активной и реактивной
мощности, несению располагаемой мощности и разгрузке до
технического минимума.
Определение величины располагаемой мощности
ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей
осуществляется с учетом силы ветра и инсоляции.
106. Регуляторы активной мощности, установленные на
генерирующем оборудовании, оснащаются частотными корректорами и не
препятствуют действию регулятора частоты вращения турбины.
107. Генерирующее оборудование гидроэлектростанций с
установленной мощностью более 30 мегаватт и количеством
гидроагрегатов более трех, за исключением гидроэлектростанций без
водохранилищ или водохранилище которых является элементом системы
технического водоснабжения тепловых электростанций, оснащается
устройствами группового регулирования активной мощности и должно
быть готово к участию в автоматическом вторичном регулировании
частоты и перетоков активной мощности.
108. Групповые регуляторы активной мощности (в том числе для
генерирующего оборудования в составе парогазовой установки) не
должны допускать блокировку действия регуляторов частоты вращения
турбин и регуляторов мощности при их работе с коррекцией по
частоте.
109. Динамические свойства энергетических котлов и
котлов-утилизаторов, установленных на электростанции, обеспечивают
работу регулятора частоты вращения турбины с согласованным
изменением нагрузки для поддержания нового заданного значения
активной мощности в процессе регулирования частоты без отклонения
параметров технологического процесса за допустимые пределы.
110. Работа генерирующего оборудования электрических станций,
за исключением атомных электростанций, с любой нагрузкой в пределах
регулировочного диапазона активной мощности обеспечивается:
длительно - при изменении частоты электрического тока в
диапазоне значений 49 - 50,5 герц (для ветроэнергетических
установок и фотоэлектрических солнечных модулей - в диапазоне
значений 49 - 51 герц), включая верхнюю границу диапазона изменения
частоты;
кратковременно (с продолжительностью работы, указанной в
настоящем пункте) - при изменении частоты электрического тока в
следующих диапазонах значений (включая верхнюю границу указанных
диапазонов изменения частоты):
55 - 51 герц (продолжительность работы, установленная заводом
изготовителем);
51 - 50,5 герц (продолжительность работы не менее 3 минут);
49 - 48 герц (продолжительность работы не менее 5 минут);
48 - 47 герц (продолжительность работы не менее 40 секунд);
47 - 46 герц (продолжительность работы не менее 1 секунды);
46 герц (продолжительность работы не менее 1 секунды).
Для генерирующего оборудования, введенного в эксплуатацию до
вступления в силу настоящих Правил, допустимо отклонение от
требований настоящего пункта при условии предоставления владельцами
генерирующего оборудования в соответствующий диспетчерский центр
субъекта оперативно-диспетчерского управления заключения
завода-изготовителя, содержащего:
технические причины отклонения от указанных требований;
разрешенные диапазоны частот и продолжительность работы в них
генерирующего оборудования, которые не меньше фактических
диапазонов и продолжительности, зафиксированных на дату вступления
в силу настоящих Правил.
В случае если техническими условиями на технологическое
присоединение объекта по производству электрической энергии к
электрическим сетям, выданными до вступления в силу настоящих
Правил, предусмотрены иные требования к продолжительности работы
генерирующего оборудования в указанных диапазонах частоты
электрического тока, чем требования, установленные настоящим
пунктом Правил, работа генерирующего оборудования указанного
объекта по производству электрической энергии обеспечивается в
соответствии с требованиями, предусмотренными техническими
условиями.
111. Энергоблоки атомной электростанции с реакторными
установками типа ВВЭР ТОИ обеспечивают возможность прохождения в
сутки одного планового цикла изменения активной мощности в
диапазоне от 100 до 50 процентов номинальной мощности энергоблока и
обратно с общим количеством циклов изменения активной мощности до
250 раз в течение одного года. Величина технологического минимума
составляет не более 20 процентов номинальной мощности энергоблока.
Энергоблоки атомной электростанции с реакторными установками
типа ВВЭР-1200 обеспечивают возможность прохождения в сутки одного
планового цикла изменения активной мощности в диапазоне от 100 до
80 процентов номинальной мощности энергоблока и обратно с общим
количеством циклов изменения активной мощности до 200 раз в течение
одного года. Величина технологического минимума составляет
20 процентов номинальной мощности энергоблока.
Регулировочный диапазон без изменения состава оборудования для
вновь вводимых энергоблоков атомных электростанций (кроме
энергоблоков ВВЭР-1000 с реакторными установками типа В-320) должен
находиться в пределах от 80 до 100 процентов установленной
мощности. Технический минимум должен находиться в пределах от 20 до
25 процентов установленной мощности.
112. Работа энергоблоков атомных электростанций, кроме
энергоблоков типа РБМК и БН, обеспечивается в регулировочном
диапазоне активной мощности с номинальными параметрами нагрузки:
длительно - при изменении частоты электрического тока в
диапазоне значений 49 - 50,5 герц, включая верхнюю границу
диапазона изменения частоты;
кратковременно (с продолжительностью работы, указанной в
настоящем пункте) - при изменении частоты электрического тока в
следующих диапазонах значений (включая верхнюю границу указанных
диапазонов изменения частоты):
50,5 - 51 герц (продолжительность работы не менее 10 секунд);
49 - 48 герц (продолжительность работы не менее 5 минут);
48 - 47 герц (продолжительность работы не менее 40 секунд);
47 - 46 герц (продолжительность работы не менее 1 секунды).
Допустимые режимы работы энергоблоков типа РБМК и БН в
зависимости от значений частоты электрического тока, а также
продолжительность работы энергоблоков атомных электростанций любого
типа при значении частоты электрического тока 46 герц определяются
регламентами безопасной эксплуатации энергоблоков атомных
электростанций.
113. Энергоблок атомной электростанции должен иметь
техническую возможность синхронизироваться с энергосистемой при
сниженной частоте до 49 герц.
114. На тепловой электростанции обеспечивается техническая
возможность параллельного пооперационного пуска из резерва с учетом
технологических параметров тепловых схем не менее 2 энергоблоков из
различного теплового состояния, а на тепловой электростанции с
общим паропроводом свежего пара для работы турбоагрегатов - пуск из
резерва не менее 2 турбоагрегатов, а также необходимого количества
энергетических котлов, обеспечивающих несение номинальной нагрузки
пускаемыми турбоагрегатами, объединенными общим паропроводом
свежего пара.
115. При выделении генераторов тепловых электростанций на
собственные нужды или сбалансированную нагрузку действием частотной
делительной автоматики должна обеспечиваться устойчивая работа
выделяемого генерирующего оборудования в течение не менее 30 минут.
116. Скорость изменения нагрузки паросиловых энергоблоков
тепловых электростанций, введенных в эксплуатацию после вступления
в силу настоящих Правил, во всем регулировочном диапазоне активной
мощности составляет:
не менее 1 процента установленной мощности энергоблока в
минуту в условиях нормального режима;
не менее 4 процентов установленной мощности энергоблока в
минуту в условиях предотвращения развития и ликвидации нарушения
нормального режима.
117. На тепловых электростанциях обеспечивается создание,
хранение и поддержание запасов топлива в соответствии с порядком
создания и использования тепловыми электростанциями запасов топлива
(в том числе в отопительный сезон), утвержденным уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти.
При снижении фактически имеющихся запасов топлива на тепловой
электростанции до уровня нормативного неснижаемого запаса топлива
владельцем тепловой электростанции принимается решение о переходе
тепловой электростанции в режим выживания, при котором работа
тепловой электростанции осуществляется с минимальной расчетной
электрической и тепловой нагрузками, обеспечивающими:
электроснабжение собственных нужд электростанции;
электроснабжение не резервируемых от внешней электрической
сети энергопринимающих установок, присоединенных к шинам главного
распределительного устройства электростанции;
поддержание плюсовых температур в главном корпусе,
вспомогательных зданиях и сооружениях электростанции;
снижение тепловой нагрузки потребителей, не имеющих
резервирования от других источников тепла, до 70 процентов
температурного графика тепловой сети.
118. Паросиловые установки (за исключением паросиловых
установок, входящих в состав парогазовых установок), входящие в
состав энергосистемы, соответствуют следующим требованиям:
вновь вводимые паровые турбины энергоблоков с установленной
мощностью 500 мегаватт и более должны обеспечивать возможность
применения импульсной разгрузки по командам противоаварийной
автоматики. Для обеспечения динамической устойчивости генерирующего
оборудования скорость импульсной разгрузки должна быть максимальной
без выхода технологических параметров генерирующего оборудования за
пределы допустимых значений. Необходимость оснащения турбин
энергоблоков с установленной мощностью менее 500 мегаватт системой
регулирования, допускающей импульсную разгрузку, определяется при
проектировании;
нижний предел регулировочного диапазона активной мощности
энергоблоков, введенных в эксплуатацию после вступления в силу
настоящих Правил, в конденсационном режиме должен быть не более
40 процентов величины установленной мощности для газомазутных
энергоблоков и не более 50 процентов величины установленной
мощности для пылеугольных энергоблоков.
119. Газотурбинные установки, входящие в состав энергосистемы,
соответствуют следующим требованиям:
оборудование газотурбинной установки обеспечивает работу с
максимальной нагрузкой при отрицательных температурах,
соответствующих абсолютным минимальным температурам наружного
воздуха, определяемым в соответствии с климатическими параметрами,
установленными правилами строительной климатологии;
общее время нормального пуска, в том числе повторного, и
набора нагрузки стационарной газотурбинной установки, работающей по
открытому циклу, а также газотурбинных установок, указанных в
абзаце третьем пункта 120 настоящих Правил, до максимальной
нагрузки при соответствующих климатических условиях не превышает
20 минут;
допустимая продолжительность работы стационарной газотурбинной
установки, для которой основным видом топлива является природный
газ, на аварийном топливе составляет:
для вновь строящегося (реконструируемого) генерирующего
оборудования - не менее 5 суток подряд единовременно и не менее 8
суток в год суммарно;
для действующего генерирующего оборудования - не менее 3 суток
подряд единовременно и не менее 8 суток в год суммарно.
120. Парогазовые установки, входящие в состав энергосистемы,
соответствуют следующим требованиям:
в отношении вновь вводимых парогазовых установок
обеспечивается возможность привлечения их к покрытию суточной
неравномерности графика нагрузки в рамках имеющегося при
соответствующих климатических условиях регулировочного диапазона
активной мощности, а также возможность останова парогазовой
установки в резерв в ночное время продолжительностью до 8 часов;
технологическая схема парогазовых установок (за исключением
одновальных), введенных в эксплуатацию после вступления в силу
настоящих Правил, а также парогазовых установок, расположенных в
частях энергосистемы с высоким риском выделения их на изолированную
от Единой энергетической системы России работу (возможность
выделения на изолированную работу при единичном нормативном
возмущении в нормальной и ремонтной схеме электрической сети),
обеспечивает возможность работы с отключенной паровой турбиной или
неполным составом газотурбинных установок с единичной установленной
мощностью 100 мегаватт и более без ограничения по продолжительности
работы в таких режимах, за исключением случаев, когда на основе
анализа перспективных электроэнергетических режимов работы
энергосистемы, балансов электрической энергии энергосистемы и
балансов мощности энергосистемы субъектом оперативно-диспетчерского
управления подтверждена возможность останова парогазовой установки
на длительный срок;
нижний предел регулировочного диапазона активной мощности
вновь построенной (реконструированной) парогазовой установки для
нормальных условий при работе паросиловой установки в ее составе в
конденсационном режиме составляет не более 50 процентов ее
установленной мощности независимо от общего количества
газотурбинных установок в составе парогазовой установки. При
наличии теплофикационной паросиловой установки в составе
парогазовой установки нижний предел регулировочного диапазона
активной мощности подлежит уточнению на стадии выбора состава
включенного генерирующего оборудования и генерирующего
оборудования, находящегося в резерве, планирования
электроэнергетического режима энергосистемы на предстоящие сутки и
периоды в пределах суток исходя из предполагаемых объемов отпуска
тепла;
величина технического минимума парогазовой установки,
достигаемого в том числе путем отключения газотурбинных установок
(при наличии более 2 газотурбинных установок в составе парогазовой
установки), должна не превышать величины технического минимума
утилизационных парогазовых установок, приведенные в приложении № 3;
скорость изменения нагрузки вновь построенной
(реконструированной) парогазовой установки в пределах
регулировочного диапазона активной мощности должна быть не менее
5 процентов величины ее номинальной мощности в минуту;
нижний предел регулировочного диапазона активной мощности
паросиловой части парогазовой установки, в которой выхлопные газы
газотурбинной установки направляются в воздушный тракт парового
котла (далее - сбросная парогазовая установка), не должен превышать
50 процентов величины номинальной мощности такой парогазовой
установки.
121. Гидроагрегаты электростанций, входящих в состав
энергосистемы, должны соответствовать следующим требованиям:
а) эксплуатация гидроагрегатов, участвующих в автоматическом
вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности, в
режимах, допустимых по условиям безопасной их эксплуатации и
определенных в соответствии с подпунктом "д" настоящего пункта;
б) обеспечение блокировки управления активной мощностью
гидроагрегата от группового регулятора активной мощности
гидроэлектростанции путем автоматического или ручного отключения
гидроагрегата от управления группового регулятора активной мощности
из-за срабатывания технологических защит гидроагрегата при выходе
параметров эксплуатации гидроагрегата (в том числе вибрационных,
тепловых) за допустимые пределы;
в) обеспечение системой автоматического управления
гидроагрегата:
регулирования мощности гидроагрегата от нуля до максимального
значения со статизмом по частоте (участие в первичном регулировании
частоты) как при индивидуальном, так и при групповом регулировании;
автоматического ограничения максимальной мощности в
соответствии с линией ограничения максимальной мощности на
эксплуатационной характеристике гидроагрегата или в соответствии с
установленным технологическим ограничением;
возможности оперативного задания активной мощности персоналом
гидроэлектростанции или автоматически (от группового регулятора
активной мощности);
г) включение гидроагрегата в групповое регулирование от
группового регулятора активной мощности вне зависимости от
используемого алгоритма распределения группового задания
производится безударно, то есть включению предшествует набор
мощности, соответствующий групповому заданию гидроагрегата;
д) задание величины регулировочного диапазона активной
мощности гидроагрегата, зоны нерекомендованной и ограниченной
работы гидроагрегата по результатам натурных испытаний
заводом-изготовителем гидротурбинного оборудования при сдаче
гидроагрегата в эксплуатацию или персоналом гидроэлектростанции по
согласованию с заводом-изготовителем гидротурбинного оборудования -
для гидроагрегата, находящегося в эксплуатации. Время нахождения
гидроагрегата в зоне ограниченной работы и число циклов прохождения
через зону нерекомендованной работы определяется
заводом-изготовителем;
е) обеспечение гидроагрегатом изменения мощности на загрузку
или разгрузку в пределах регулировочного диапазона активной
мощности гидроагрегата со скоростью вплоть до максимальной при
вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности без
ограничения количества циклов загрузки и разгрузки;
ж) обеспечение при эксплуатации генерирующего оборудования
гидроэлектростанции системой автоматического управления и
регулирования гидроэлектростанции:
автоматического и ручного пуска и останова гидроагрегатов;
автоматического аварийного останова гидроагрегатов;
устойчивой работы на всех режимах с автоматическим изменением
и поддержанием регулируемых параметров;
автоматического перевода гидроагрегатов из генераторного
режима в режим синхронного компенсатора и обратно, если
заводом-изготовителем предусмотрена работа гидроагрегатов в режиме
синхронного компенсатора;
автоматического перевода гидроагрегатов гидроаккумулирующих
электростанций из генераторного режима в насосный режим и обратно
(перевод из насосного режима в режим синхронного компенсатора);
участия в регулировании частоты в энергосистеме.
122. Генераторы электростанций, входящих в состав
энергосистемы (за исключением ветроэнергетических установок и
фотоэлектрических солнечных модулей), должны соответствовать
следующим требованиям:
осуществление ввода в эксплуатацию генераторов осуществляется
на основном возбуждении. Переводы с основного возбуждения на
резервное и обратно выполняются без отключения генераторов от
электрической сети. Системы возбуждения и автоматические регуляторы
возбуждения генераторов должны соответствовать требованиям
раздела VII настоящих Правил;
обеспечение автоматического ограничения минимального тока
возбуждения для предотвращения нарушения устойчивой работы
генераторов установленной мощностью 25 мегаватт и более в режиме
недовозбуждения.
123. Ветроэнергетические установки, фотоэлектрические
солнечные модули или их группы, работающие в составе энергосистемы
через один преобразователь постоянного тока или на одно
распределительное устройство напряжением 10 киловольт и выше,
обеспечивают возможность разгрузки по активной мощности в пределах
регулировочного диапазона со скоростью не менее 10 процентов в
минуту от номинальной мощности ветроэнергетической установки,
фотоэлектрического солнечного модуля или их группы.
Входящие в состав энергосистемы ветроэнергетические установки,
фотоэлектрические солнечные модули или их группы, работающие в
составе энергосистемы через один преобразователь постоянного тока
или на одно распределительное устройство напряжением 10 киловольт и
выше, обеспечивают возможность реализации управляющего воздействия
противоаварийной автоматики на снижение объема выдачи мощности
и (или) отключение генерирующего оборудования.
124. Номинальное напряжение электрической сети и наибольшее
рабочее напряжение электрической сети должны соответствовать
значениям согласно приложению № 4.
Оборудование, присоединяемое к электрической сети
определенного класса напряжения, должно иметь наибольшее рабочее
напряжение не менее наибольшего рабочего напряжения,
предусмотренного приложением № 4 к настоящим Правилам для указанной
электрической сети.
125. Технические характеристики электрических шин и ошиновки
распределительного устройства, измерительных трансформаторов и
других электросетевых элементов объекта электроэнергетики не должны
ограничивать допустимые токовые нагрузки любых присоединенных к
распределительному устройству линий электропередачи,
автотрансформаторов (трансформаторов) и другого оборудования с
учетом их перегрузочной способности.
126. Автотрансформаторы и маслонаполненные трансформаторы с
высшим классом напряжения 110 киловольт и выше должны допускать
длительную перегрузку по току любой обмотки на 5 процентов
номинального тока ответвления, если напряжение на этом ответвлении
не превышает номинального.
Автотрансформаторы (трансформаторы) допускают аварийную
перегрузку в размере и продолжительностью, определяемыми в
соответствии с требованиями к перегрузочной способности
трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах
электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти, но не менее 50 процентов
в течение 20 минут.
127. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой
автотрансформаторов (трансформаторов) с высшим классом напряжения
220 киловольт и выше (за исключением блочных автотрансформаторов
(трансформаторов) электростанций и резервных трансформаторов
собственных нужд электростанций) должны быть в постоянной
готовности к работе в автоматическом режиме.
Необходимость работы в автоматическом режиме устройств
регулирования напряжения под нагрузкой автотрансформаторов
(трансформаторов), установленных на распределительных устройствах
классом напряжения 220 киловольт и выше атомных электростанций, а
также сроки обеспечения технической возможности работы в
автоматическом режиме существующих устройств регулирования
напряжения под нагрузкой, установленных на указанных
автотрансформаторах (трансформаторах), введенных в эксплуатацию до
1 января 2018 г., определяются субъектом оперативно-диспетчерского
управления по согласованию с владельцем атомных электростанций.
128. Технические характеристики трансформаторов тока и
подключенных к ним устройств релейной защиты в совокупности должны
обеспечивать правильную работу устройств релейной защиты при
коротких замыканиях, в том числе при возникновении апериодической
составляющей тока.
129. Все выключатели, устанавливаемые на объектах
электроэнергетики в составе энергосистемы, выбираются в
соответствующем климатическом исполнении и учитывают местные
температурные режимы.
130. Все воздушные линии электропередачи (воздушные участки
кабельно-воздушных линий электропередачи) классом напряжения
110 киловольт и выше, в том числе оснащенные грозозащитными
тросами, отнесенные к IV и выше гололедному району, проектируются с
учетом значений параметров гололедной нагрузки.
Необходимость оснащения устройствами плавки гололеда на
проводах и грозозащитных тросах воздушных линий электропередачи
(воздушных участков кабельно-воздушных линий электропередачи)
классом напряжения 110 киловольт и выше, в том числе оснащенных
грозозащитными тросами, не отнесенных к IV и выше гололедному
району, определяется владельцами таких линий электропередачи на
основе статистики отключений воздушных линий электропередачи за
максимально возможный период в рассматриваемом районе по причине
гололедообразования, конструктивных параметров воздушной линии
электропередачи или воздушного участка кабельно-воздушной линии
электропередачи (длина, габариты, механическая прочность проводов и
опор, марки грозозащитных тросов и проводов), а также данных
наблюдений гололедообразования на воздушных линиях электропередачи
в рассматриваемом районе за максимально возможный период.
131. Организация и проведение плавки гололеда на проводах и
грозозащитных тросах воздушных линий электропередачи (воздушных
участков кабельно-воздушных линий электропередачи), в том числе
разработка и согласование инструкций по плавке гололеда,
определение схем и методов плавки гололеда, проведение мероприятий
по подготовке схем плавки гололеда и проведению пробных плавок,
разработка и согласование программ плавки гололеда, организация
контроля за гололедообразованием, осуществляются в соответствии с
требованиями по плавке гололеда на проводах и грозозащитных тросах
линий электропередачи, утвержденными уполномоченным федеральным
органом исполнительной власти.
Решение о необходимости проведения плавки гололеда на проводах
и грозозащитных тросах воздушных линий электропередачи (воздушных
участков кабельно-воздушных линий электропередачи) принимается
эксплуатирующей их сетевой организацией (иным владельцем линий
электропередачи).
132. Оборудование объектов по производству электрической
энергии и объектов электросетевого хозяйства по своим техническим
характеристикам должно соответствовать уровням токов короткого
замыкания.
Токи короткого замыкания должны отключаться в течение
минимально возможного срока, определяемого исходя из необходимости
обеспечения термической и электродинамической стойкости
оборудования, а также динамической устойчивости генераторов
электрических станций и двигательной нагрузки потребителей с учетом
действия противоаварийной и сетевой автоматики.
Владельцы объектов электроэнергетики обязаны:
проводить расчеты токов короткого замыкания и осуществлять
проверку соответствия принадлежащего им на праве собственности или
ином законном основании оборудования уровням токов короткого
замыкания;
обеспечивать реализацию мероприятий по ограничению токов
короткого замыкания и (или) замене необходимого оборудования в
случае несоответствия его параметров уровням токов короткого
замыкания в сроки, согласованные с субъектом
оперативно-диспетчерского управления в части мероприятий по
оборудованию, относящемуся к объектам диспетчеризации.
До выполнения указанных мероприятий субъектом
оперативно-диспетчерского управления и владельцами объектов
электроэнергетики выполняются мероприятия схемного и режимного
характера (в том числе с вынужденным снижением надежности
электроснабжения потребителей) по ограничению токов короткого
замыкания, в том числе вынужденное деление электрической сети,
ограничение состава включенного генерирующего оборудования,
изменение режима заземления нейтралей автотрансформаторов
(трансформаторов).
Правила взаимодействия субъектов электроэнергетики и
потребителей электрической энергии по вопросам координации уровней
токов короткого замыкания утверждаются уполномоченным федеральным
органом исполнительной власти.
В случае если необходимость выполнения указанных мероприятий
по ограничению токов короткого замыкания и (или) замене
необходимого оборудования на объекте электроэнергетики обусловлена
технологическим присоединением объектов электроэнергетики или
энергопринимающих установок другого лица к электрическим сетям
сетевой организации и определена в технических условиях на
технологическое присоединение, реализация таких мероприятий
осуществляется в порядке, установленном Правилами технологического
присоединения энергопринимающих устройств потребителей
электрической энергии, объектов по производству электрической
энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих
сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям,
утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от
27 декабря 2004 г. № 861 "Об утверждении Правил
недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической
энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа
к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в
электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил
недискриминационного доступа к услугам администратора торговой
системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил
технологического присоединения энергопринимающих устройств
потребителей электрической энергии, объектов по производству
электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства,
принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим
сетям" (далее - Правила технологического присоединения к
электрическим сетям).
133. В целях выполнения требований пункта 132 настоящих Правил
владельцы объектов электроэнергетики независимо от класса
напряжения таких объектов обмениваются между собой информацией о
технических параметрах и характеристиках линий электропередачи и
оборудования электростанций и электрических сетей, результатами
выполненных ими расчетов токов короткого замыкания и иной
технологической информацией, необходимой для выполнения расчетов
токов короткого замыкания, а также предоставляют информацию о
технических параметрах и характеристиках линий электропередачи и
оборудования электростанций и электрических сетей субъекту
оперативно-диспетчерского управления.
Субъект оперативно-диспетчерского управления при изменении
величины токов короткого замыкания для линий электропередачи и
оборудования классом напряжения 110 киловольт и выше, являющихся
объектами диспетчеризации, обусловленном вводом в эксплуатацию
(выводом из эксплуатации) относящихся к объектам диспетчеризации
линий электропередачи, генерирующего и электросетевого
оборудования, а также по запросам владельцев объектов
электроэнергетики, линии электропередачи и оборудование которых
относятся к объектам диспетчеризации (но не чаще одного раза
в год), в течение 15 дней со дня получения запроса предоставляет им
результаты расчета токов короткого замыкания при трехфазном и
однофазном коротких замыканиях на сборных шинах напряжением
110 киловольт и выше.
134. В отношении находящихся в составе энергосистемы линий
электропередачи, подстанций и электростанций, входящих в их состав
оборудования и устройств, на праве собственности или ином законном
основании принадлежащих потребителям электрической энергии,
выполняются требования настоящих Правил, установленные в отношении
объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств.
135. Функционирование электроустановок потребителей
электрической энергии не должно приводить к нарушению обязательных
требований к качеству электрической энергии в точке
технологического присоединения к электрической сети по уровням
высших гармоник, несимметрии и колебаниям напряжений.
Потребители электрической энергии, на праве собственности или
ином законном основании владеющие выпрямительными установками,
электросварочными электроустановками, дуговыми электропечами,
установками высокой частоты или иными электроустановками
специального назначения, которые в процессе эксплуатации могут
привести к нарушению установленных требований к качеству
электрической энергии в точке технологического присоединения
электроустановок этого потребителя к электрической сети, реализуют
комплекс технических мероприятий, обеспечивающий режим работы
электроустановки в соответствии с Правилами недискриминационного
доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих
услуг, утвержденными постановлением Правительства Российской
Федерации от 27 декабря 2004 г. № 861 "Об утверждении Правил
недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической
энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа
к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в
электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил
недискриминационного доступа к услугам администратора торговой
системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил
технологического присоединения энергопринимающих устройств
потребителей электрической энергии, объектов по производству
электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства,
принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим
сетям", и правилами технической эксплуатации электроустановок
потребителей электрической энергии, утвержденных уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти.
136. Напряжение в точке технологического присоединения к
электрической сети электроустановок потребителя электрической
энергии может длительно изменяться в диапазоне нормально допустимых
(±5 процентов) и предельно допустимых значений (±10 процентов) от
номинального фазного напряжения. При этом не менее 95 процентов
значений напряжения, измеренного непрерывно в течение 24 часов,
должны находиться в диапазоне нормально допустимых значений.
137. Потребитель электрической энергии, энергопринимающие
устройства которого функционируют в составе энергосистемы, обязан
соблюдать значения соотношения активной и реактивной мощности,
установленные для его энергопринимающих устройств в соответствии с
порядком расчета значений соотношения потребления активной и
реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств
(групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической
энергии, утвержденным уполномоченным федеральным органом
исполнительной власти.
138. Владельцы объектов электроэнергетики обязаны организовать
и осуществлять:
эксплуатацию принадлежащих им на праве собственности или ином
законном основании линий электропередачи, оборудования, комплексов
релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и
автоматики, средств диспетчерского и технологического управления,
зданий и сооружений объектов электроэнергетики, обеспечивающую их
надежную работу в течение всего жизненного цикла, в том числе в
гололедный и грозовой периоды, период экстремально высоких
температур и при прохождении паводка, в соответствии с правилами
технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской
Федерации, утвержденными уполномоченным федеральным органом
исполнительной власти;
проведение ремонта и технического обслуживания, обеспечивающих
поддержание линий электропередачи, оборудования, комплексов
релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и
автоматики, средств диспетчерского и технологического управления,
зданий и сооружений объектов электроэнергетики в исправном и
работоспособном состоянии, в соответствии с правилами организации
технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики и
правилами технического обслуживания устройств и комплексов релейной
защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным
органом исполнительной власти;
определение фактического технического состояния основного и
вспомогательного оборудования объектов электроэнергетики и его
изменения с использованием технических средств контроля,
позволяющих получить достоверные результаты, или диагностирования
показателей (параметров) технического состояния, а также по
результатам визуальных осмотров (с установленной периодичностью)
методами и в объемах в соответствии с требованиями нормативной
технической документации и рекомендациями (инструкциями)
организаций-изготовителей оборудования (далее - контроль
технического состояния). При этом фактическое техническое состояние
основного оборудования определяется в соответствии с положениями
методики комплексного определения показателей
технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том
числе показателей физического износа и энергетической эффективности
объектов электросетевого хозяйства, утвержденной постановлением
Правительства Российской Федерации от 19 декабря 2016 г. № 1401
"О комплексном определении показателей технико-экономического
состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей
физического износа и энергетической эффективности объектов
электросетевого хозяйства, и об осуществлении мониторинга таких
показателей";
проведение технического освидетельствования и продление срока
эксплуатации линий электропередачи, оборудования, зданий и
сооружений объектов электроэнергетики в соответствии с правилами
проведения технического освидетельствования оборудования, зданий и
сооружений объектов электроэнергетики, утвержденными уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти;
продление срока службы комплексов и устройств релейной защиты
и автоматики в соответствии с правилами технического обслуживания
устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденными
уполномоченным федеральным органом исполнительной власти;
расследование причин аварий на объектах электроэнергетики, а
также разработку и реализацию противоаварийных мероприятий в
соответствии с Правилами расследования причин аварий в
электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства
Российской Федерации от 28 октября 2009 г. № 846 "Об утверждении
Правил расследования причин аварий в электроэнергетике".
139. Каждый объект электроэнергетики обеспечивается
необходимой технической документацией в соответствии с правилами
технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской
Федерации, утвержденными уполномоченным федеральным органом
исполнительной власти.
Все изменения технических параметров и характеристик линий
электропередачи, оборудования, комплексов релейной защиты и
автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, средств
диспетчерского и технологического управления, выполненные в
процессе эксплуатации объекта электроэнергетики, вносятся в
паспорта, инструкции, схемы и чертежи.
VII. Релейная защита и автоматика в энергосистеме
140. Для обеспечения надежности и живучести энергосистемы и
предотвращения повреждения линий электропередачи и оборудования все
линии электропередачи, оборудование объектов электроэнергетики,
энергопринимающие установки, входящие в состав энергосистемы,
независимо от их класса напряжения оснащаются устройствами релейной
защиты и автоматики.
Требования к оснащению линий электропередачи и оборудования
объектов электроэнергетики классом напряжения 110 киловольт и выше
устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к
принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и
автоматики, требования к каналам связи для функционирования
релейной защиты и автоматики, а также требования к релейной защите
и автоматике различных видов и ее функционированию в составе
энергосистемы утверждаются уполномоченным федеральным органом
исполнительной власти с учетом положений настоящего раздела.
141. Линии электропередачи, оборудование объектов
электроэнергетики и энергопринимающие установки, входящие в состав
энергосистемы, независимо от их класса напряжения находятся в
работе и опробуются напряжением только с включенными устройствами
релейной защиты и автоматики от всех видов повреждений.
142. Функционирование устройств релейной защиты и автоматики
при наличии на объекте электроэнергетики автоматизированной системы
управления технологическим процессом должно быть автономным и не
зависеть от состояния указанной системы.
143. Микропроцессорные комплексы релейной защиты и автоматики
и микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики должны
удовлетворять требованиям защищенности от несанкционированного
доступа к информации.
144. Обеспечивается функциональное и (или) аппаратное
резервирование функций релейной защиты и противоаварийной
автоматики.
145. Быстродействие релейной защиты при отключении коротких
замыканий должно удовлетворять требованиям обеспечения устойчивости
параллельной работы генераторов энергосистемы при отключении
коротких замыканий и требованиям обеспечения устойчивости нагрузки
потребителей.
146. Устройства релейной защиты обеспечивают селективное
отключение только поврежденной линии электропередачи или
оборудования. В случае отказа в отключении поврежденных линии
электропередачи или оборудования по любой причине устройства
релейной защиты обеспечивают отключение смежных неповрежденных
линий электропередачи или оборудования, через которые
осуществляется подпитка места повреждения токами короткого
замыкания.
147. Устройства релейной защиты (независимо от класса
напряжения объектов электроэнергетики, на которых они установлены)
обладают требуемой чувствительностью при всех видах коротких
замыканий в защищаемой зоне при различных схемно-режимных
ситуациях.
148. Технологически связанные по принципу своего действия
устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики
обеспечивают полную функциональную совместимость.
149. На каждой линии электропередачи классом напряжения
330 киловольт и выше устанавливаются не менее чем 2 устройства
релейной защиты. Каждое устройство релейной защиты реализует
функцию быстродействующей защиты от всех видов коротких замыканий с
абсолютной селективностью.
150. Предусматривается возможность действия резервных защит,
установленных на одном элементе энергосистемы, при коротких
замыканиях на смежных элементах энергосистемы, если на указанных
смежных элементах отказали устройства релейной защиты (далее -
дальнее резервирование). В случаях, если невозможно обеспечить
дальнее резервирование из-за недостаточной чувствительности защит к
короткому замыканию на смежных элементах энергосистемы, на
указанных элементах обеспечивается ближнее резервирование путем
установки дополнительной защиты, действующей при отказе (выводе из
работы) защит соответствующего элемента энергосистемы.
При невозможности обеспечить дальнее резервирование линий
электропередачи классом напряжения 330 киловольт и выше из-за
недостаточной чувствительности защит к короткому замыканию на них
на указанных линиях электропередачи дополнительно к устройствам
релейной защиты, указанным в пункте 149 настоящих Правил,
устанавливается 3-е устройство релейной защиты, обеспечивающее
ближнее резервирование функций релейной защиты.
151. Для каждого выключателя напряжением 110 киловольт и выше
и выключателей генераторов, установленных на генераторном
напряжении 6 киловольт и выше, предусматривается резервирование
отказа выключателя.
152. Противоаварийная автоматика, применяемая в энергосистеме,
обеспечивает выполнение следующих функций противоаварийного
управления:
предотвращение нарушения устойчивости;
ликвидация асинхронных режимов;
ограничение снижения или повышения частоты;
ограничение снижения или повышения напряжения;
предотвращение недопустимых перегрузок оборудования.
153. Допускается подключение под действие противоаварийной
автоматики энергопринимающих установок потребителей электрической
энергии всех категорий надежности электроснабжения независимо от
уровня напряжения и мощности таких установок.
154. Владельцы объектов электроэнергетики обеспечивают
проверку комплексов и устройств противоаварийной автоматики,
устанавливаемых на принадлежащих им объектах электроэнергетики и
энергопринимающих установках, на заданную функциональность в
порядке, установленном правилами технического обслуживания
комплексов и устройств релейной защиты и автоматики, утвержденными
уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.
155. При получении в пределах установленного интервала времени
(интервала одновременности) на объекте электроэнергетики команд
противоаварийной и режимной автоматики на реализацию разных видов
управляющих воздействий на одном и том же оборудовании реализуется
команда противоаварийной автоматики.
156. Функция предотвращения нарушения устойчивости выполняется
противоаварийной автоматикой, организованной по иерархическому
принципу и состоящей из одного или нескольких следующих уровней:
уровень объединенной или территориальной энергосистемы -
централизованная система противоаварийной автоматики;
уровень объектов электроэнергетики - локальная автоматика
предотвращения нарушения устойчивости.
Централизованная система противоаварийной автоматики
используется для предотвращения нарушения устойчивости
энергосистемы (части энергосистемы) и предотвращения недопустимых
токовых перегрузок линий электропередачи и оборудования путем
циклического расчета в программно-технических комплексах
управляющих воздействий в зависимости от актуального состояния
энергосистемы и передачи их в устройства локальной автоматики
предотвращения нарушения устойчивости, устанавливаемые на объектах
электроэнергетики. Программно-технические комплексы
централизованной системы противоаварийной автоматики
устанавливаются только в диспетчерских центрах субъекта
оперативно-диспетчерского управления.
Локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости
используется для предотвращения нарушения статической устойчивости
и динамической устойчивости генераторов электростанций,
двигательной нагрузки потребителей электрической энергии,
контролируемого сечения, энергорайона и предотвращения недопустимых
токовых перегрузок линий электропередачи и оборудования. Устройства
локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости
устанавливаются на объектах электроэнергетики и предусматривают
возможность работы в автономном режиме и (или) в качестве низового
устройства централизованной системы противоаварийной автоматики.
Между каждым из низовых устройств централизованной системы
противоаварийной автоматики и программно-техническим комплексом
верхнего уровня централизованной системы противоаварийной
автоматики организуются каналы связи в соответствии с требованиями
к каналам связи для функционирования релейной защиты и автоматики,
утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной
власти.
Требования к построению централизованной системы
противоаварийной автоматики, входящим в нее программно-техническим
комплексам, устройствам локальной автоматики предотвращения
нарушения устойчивости, их функционированию определяются субъектом
оперативно-диспетчерского управления.
157. Автоматика ликвидации асинхронного режима, автоматика
ограничения снижения частоты, автоматика ограничения повышения
частоты, автоматика ограничения снижения напряжения, автоматика
ограничения повышения напряжения, автоматика ограничения перегрузки
оборудования выполняются в виде локальной противоаварийной
автоматики.
158. Не допускается аппаратное совмещение в одном устройстве
функции локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости
с другими функциями противоаварийной автоматики, обеспечивающими
живучесть энергосистемы, и с функциями релейной защиты.
В случаях, предусмотренных требованиями к оснащению линий
электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом
напряжения 110 киловольт и выше устройствами и комплексами релейной
защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств
и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденными
уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, не
допускается применение одного устройства релейной защиты и
автоматики для осуществления функций релейной защиты совместно с
иными функциями противоаварийной автоматики.
159. Режимная автоматика, применяемая в энергосистеме,
обеспечивает выполнение следующих функций автоматического режимного
управления:
регулирование частоты;
регулирование перетоков активной мощности;
регулирование напряжения и реактивной мощности.
160. Все генерирующее оборудование, за исключением
энергоблоков атомных электростанций с реакторными установками типа
РБМК и БН, участвует в общем первичном регулировании частоты с
характеристиками и настройками, установленными для общего
первичного регулирования частоты.
Допустимо неучастие в общем первичном регулировании частоты
генерирующего оборудования тепловых электростанций с турбинами
типа Р, введенного в эксплуатацию до вступления в силу настоящих
Правил, при условии оформленного владельцем этого генерирующего
оборудования решения об отсутствии технической возможности участия
в общем первичном регулировании частоты, согласованного с
соответствующим диспетчерским центром субъекта
оперативно-диспетчерского управления в порядке, установленном
требованиями к участию генерирующего оборудования в общем первичном
регулировании частоты, утвержденными уполномоченным федеральным
органом исполнительной власти.
Ветроэнергетические установки и фотоэлектрические солнечные
модули или их группы, работающие в составе энергосистемы через один
преобразователь постоянного тока или на одно распределительное
устройство напряжением 10 киловольт и выше, участвуют в общем
первичном регулировании частоты путем автоматического снижения
выдаваемой в электрическую сеть активной мощности электростанции
при увеличении частоты, осуществляемого средствами регулирования
генерирующего оборудования и (или) преобразователей постоянного
тока либо путем отключения части генерирующего оборудования
ветровой (солнечной) электростанции.
Требования к участию генерирующего оборудования в общем
первичном регулировании частоты утверждаются уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти с учетом положений
настоящих Правил. Указанные требования в том числе содержат порядок
подтверждения выполнения владельцами объектов электроэнергетики
требований к участию генерирующего оборудования в общем первичном
регулировании частоты.
161. При первичном регулировании частоты технологической
автоматикой генерирующего оборудования (за исключением
ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных
модулей) в пределах регулировочного диапазона активной мощности
обеспечивается поддержание значения первичной мощности,
определяемого действием регулятора частоты вращения турбины.
Совокупность основного оборудования и вспомогательного
оборудования электростанции, его технологическая автоматика и
режимы работы обеспечивают гарантированное участие генерирующего
оборудования электростанции в общем первичном регулировании частоты
в пределах регулировочного диапазона активной мощности при
отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной
мощности (на загрузку или разгрузку) величиной 10 процентов (и
менее) номинальной мощности генерирующего оборудования.
Реализация генерирующим оборудованием (в том числе
ветроэнергетическими установками и фотоэлектрическими солнечными
модулями или их группами, работающими в составе энергосистемы через
один преобразователь постоянного тока или через одно
распределительное устройство напряжением 10 киловольт и выше)
первичной мощности величиной более 10 процентов номинальной
мощности генерирующего оборудования в пределах регулировочного
диапазона, а также реализация первичной мощности за пределами
регулировочного диапазона активной мощности обеспечивается с
максимальными величинами и скоростью, определяемыми техническими
возможностями генерирующего оборудования, режимами его работы и
технологической автоматикой.
162. Автоматическое вторичное регулирование частоты и
перетоков активной мощности используется для обеспечения в
энергосистеме требуемых параметров частоты и перетоков мощности,
установленных разделом II настоящих Правил, снижения времени
ликвидации возникающих небалансов мощности в области регулирования.
Автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков
активной мощности в Единой энергетической системе России
организуется по иерархическому принципу и включает в себя один или
несколько из следующих уровней:
центральная координирующая система автоматического
регулирования частоты и перетоков активной мощности уровня Единой
энергетической системы России;
централизованные системы автоматического регулирования частоты
и перетоков активной мощности уровня объединенных энергосистем;
централизованные системы автоматического регулирования частоты
и перетоков активной мощности уровня территориальных энергосистем.
163. В состав центральной координирующей системы
автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности
и централизованных систем автоматического регулирования частоты и
перетоков активной мощности входят:
управляющие вычислительные комплексы, устанавливаемые в
диспетчерских центрах субъекта оперативно-диспетчерского
управления;
устройства автоматического регулирования частоты и перетоков
активной мощности, устанавливаемые на электростанциях, подключенных
к центральной координирующей системе автоматического регулирования
частоты и перетоков активной мощности и централизованным системам
автоматического регулирования частоты и перетоков активной
мощности;
специально организованные каналы связи для взаимодействия
управляющих вычислительных комплексов и указанных станционных
устройств автоматического регулирования частоты и перетоков
активной мощности.
Требования к построению центральной координирующей системы
автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности
и централизованных систем автоматического регулирования частоты и
перетоков активной мощности, входящим в указанные системы
управляющим вычислительным комплексам и станционным устройствам
автоматического регулирования частоты и перетоков активной
мощности, их функционированию определяются субъектом
оперативно-диспетчерского управления.
Каналы связи для взаимодействия управляющих вычислительных
комплексов и станционных устройств автоматического регулирования
частоты и перетоков активной мощности должны соответствовать
требованиям к каналам связи для функционирования релейной защиты и
автоматики, утвержденным уполномоченным федеральным органом
исполнительной власти.
164. При использовании гидроагрегатов в автоматическом
вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности
соблюдаются требования, установленные разделом VI настоящих Правил.
165. Автоматика регулирования напряжения и реактивной мощности
используется для поддержания уровней напряжения на объектах
электроэнергетики и у потребителей в диапазоне допустимых значений
и обеспечения требований к устойчивости энергосистем и устойчивости
нагрузки потребителей и выполняется в виде локальной автоматики.
166. Генераторы (за исключением ветроэнергетических установок
и фотоэлектрических солнечных модулей) и синхронные компенсаторы
оборудуются автоматическими регуляторами возбуждения.
Автоматические регуляторы возбуждения обеспечивают поддержание
напряжения на выводах генератора или на шинах распределительного
устройства электростанции с заданным статизмом.
В системах возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов
реализуется функция релейной форсировки возбуждения.
На генераторах мощностью 60 мегаватт и более и синхронных
компенсаторах мощностью 100 мегавар и более устанавливаются
быстродействующие системы возбуждения с автоматическими
регуляторами возбуждения сильного действия с кратностью форсировки
не менее 2.
Системы возбуждения генераторов мощностью 60 мегаватт и более,
а также системы возбуждения генераторов меньшей мощности в случае,
если системы возбуждения таких генераторов имеют в своем составе
автоматические регуляторы возбуждения сильного действия, должны
соответствовать требованиям к системам возбуждения и автоматическим
регуляторам возбуждения сильного действия синхронных генераторов,
утвержденным уполномоченным федеральным органом исполнительной
власти.
167. Управляемые устройства компенсации реактивной мощности
(статические тиристорные компенсаторы, управляемые шунтирующие
реакторы, статические компенсаторы реактивной мощности,
объединенные регуляторы потоков мощности) оснащаются
автоматическими регуляторами напряжения и реактивной мощности.
Алгоритмы и настройки регуляторов управляемых устройств
компенсации реактивной мощности обеспечивают (в диапазоне
располагаемой реактивной мощности устройств компенсации) устойчивое
регулирование параметров электроэнергетического режима (напряжение,
реактивная мощность) при отклонении контролируемых параметров
электроэнергетического режима от заданных значений.
168. В энергосистеме осуществляется регистрация аварийных
событий и процессов с использованием регистраторов аварийных
событий и процессов (независимых устройств и функций, реализуемых в
терминалах релейной защиты и автоматики в составе
автоматизированных систем управления технологическими процессами
объектов электроэнергетики), а также устройств системы мониторинга
переходных режимов.
Автономные регистраторы аварийных событий устанавливаются на
объектах электроэнергетики высшим классом напряжения 110 киловольт
и выше, за исключением объектов электроэнергетики высшим классом
напряжения 110 киловольт, не оборудованных выключателями на стороне
напряжением 110 киловольт, а также объектов электроэнергетики
высшим классом напряжения 110 киловольт, присоединенных к
энергосистеме по линиям электропередачи классом напряжения
110 киловольт с односторонним питанием.
169. Эксплуатация комплексов релейной защиты и автоматики и
устройств релейной защиты и автоматики в энергосистеме
осуществляется с соблюдением требований, установленных
пунктами 170 - 175 настоящих Правил.
170. В отношении всех комплексов релейной защиты и автоматики
и устройств релейной защиты и автоматики независимо от класса
напряжения объектов электроэнергетики, на которых они установлены,
обеспечивается (с соблюдением требований настоящего раздела)
выполнение комплекса технических и организационных мероприятий по
поддержанию релейной защиты и автоматики в режиме постоянной
готовности к использованию по назначению, включающего:
оперативное обслуживание комплексов релейной защиты и
автоматики и устройств релейной защиты и автоматики;
техническое обслуживание устройств релейной защиты и
автоматики и функционально связанных с ними вторичных цепей и иного
вторичного оборудования (далее - техническое обслуживание устройств
релейной защиты и автоматики);
расчет, выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов
функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и
устройств релейной защиты и автоматики, а также их реализацию на
объектах электроэнергетики.
171. Оперативное обслуживание комплексов релейной защиты и
автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, являющихся
объектами диспетчеризации, осуществляется их владельцами с учетом
распределения комплексов релейной защиты и автоматики и устройств
релейной защиты и автоматики по способу диспетчерского
(технологического) управления и диспетчерского (технологического)
ведения и в соответствии с требованиями, установленными
диспетчерскими центрами в утверждаемых ими инструкциях по
обслуживанию комплексов и устройств релейной защиты и автоматики.
При оперативном обслуживании комплексов релейной защиты и
автоматики и устройств релейной защиты и автоматики диспетчерский
персонал диспетчерского центра (оперативный персонал центра
управления сетями), в диспетчерском (технологическом) управлении
или диспетчерском (технологическом) ведении которого находятся
комплексы релейной защиты и автоматики и устройства релейной защиты
и автоматики, осуществляет контроль соответствия режима работы и
эксплуатационного состояния комплексов релейной защиты и автоматики
и устройств релейной защиты и автоматики схемам первичных
соединений объектов электроэнергетики и технологическим режимам
работы линий электропередачи и оборудования.
Оперативный персонал объекта электроэнергетики осуществляет
контроль соответствия эксплуатационного состояния устройств
релейной защиты и автоматики схемам первичных соединений объекта
электроэнергетики, фиксирует факты срабатывания устройств релейной
защиты и автоматики и передает необходимую информацию персоналу, в
диспетчерском (технологическом) управлении или диспетчерском
(технологическом) ведении которого находятся соответствующие
комплексы релейной защиты и автоматики и устройства релейной защиты
и автоматики.
Работы в устройствах релейной защиты и автоматики выполняются
персоналом, прошедшим обучение, проверку знаний и получившим допуск
к самостоятельной работе на соответствующих устройствах релейной
защиты и автоматики.
172. Техническое обслуживание устройств релейной защиты и
автоматики проводится в соответствии с графиками технического
обслуживания устройств релейной защиты и автоматики, формируемыми и
утверждаемыми в соответствии с требованиями раздела IV настоящих
Правил.
При выборе вида организации технического обслуживания,
определении периодичности проведения, планировании и осуществлении
технического обслуживания устройств релейной защиты и автоматики
владельцы объектов электроэнергетики обязаны соблюдать правила
технического обслуживания устройств и комплексов релейной защиты и
автоматики, утвержденные уполномоченным федеральным органом
исполнительной власти.
Работы по техническому обслуживанию устройства релейной защиты
и автоматики выполняются только при наличии у обслуживающего
персонала рабочей программы вывода из работы (ввода в работу)
устройства релейной защиты и автоматики (для сложных устройств
релейной защиты и автоматики), исполнительных схем устройства
релейной защиты и автоматики, протокола проверки устройства
релейной защиты и автоматики, а также параметров настройки
(уставок) устройства релейной защиты и автоматики.
173. Диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского
управления, владельцы объектов электроэнергетики обеспечивают
расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов
функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и
устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с
распределением функций, установленным правилами взаимодействия
субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии при
подготовке, выдаче и выполнении заданий по настройке устройств
релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти.
Распределение функций по выполнению расчетов, выбору
параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования
комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты
и автоматики между диспетчерскими центрами и владельцами объектов
электроэнергетики, в состав которых входят объекты диспетчеризации,
устанавливается утверждаемыми диспетчерскими центрами перечнями
устройств релейной защиты и автоматики, для которых диспетчерские
центры выполняют указанные функции.
В случае если для выполнения диспетчерским центром функций по
расчету, выбору параметров настройки (уставок) и алгоритмов
функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и
устройств релейной защиты и автоматики требуется согласование
соответствующих параметров настройки (уставок) с параметрами
настройки (уставками) устройств релейной защиты и автоматики,
выбираемыми владельцами объектов электроэнергетики, диспетчерский
центр также включает эти параметры настройки (уставки) устройств
релейной защиты и автоматики в указанный перечень. Согласование
диспетчерскими центрами параметров настройки (уставок) и алгоритмов
функционирования устройств релейной защиты и автоматики, расчет и
выбор которых проводятся владельцами объектов электроэнергетики, в
состав которых входят объекты диспетчеризации, осуществляется в
соответствии с правилами взаимодействия субъектов
электроэнергетики, потребителей электрической энергии при
подготовке, выдаче и выполнении заданий по настройке устройств
релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти.
Указанные правила определяют требования к заданиям
диспетчерских центров и заданиям владельцев объектов
электроэнергетики по настройке устройств релейной защиты и
автоматики, составу, порядку и срокам представления документов и
информации, необходимых для расчета и выбора параметров настройки
(уставок) и алгоритмов функционирования устройств релейной защиты и
автоматики, порядку выполнения заданий по настройке устройств
релейной защиты и автоматики на объектах электроэнергетики, порядку
и срокам представления отчетов о выполнении заданий по настройке
устройств релейной защиты и автоматики и иной документации по
устройствам релейной защиты и автоматики в диспетчерские центры,
наличию и хранению документации по релейной защите и автоматике
диспетчерскими центрами и владельцами объектов электроэнергетики.
В случае если на дату вступления в силу настоящих Правил
функции по расчету и выбору параметров настройки (уставок) и
алгоритмов функционирования комплексов релейной защиты и автоматики
и устройств релейной защиты и автоматики, возложенные на владельцев
объектов электроэнергетики, или их часть выполняются субъектом
оперативно-диспетчерского управления, владелец соответствующего
объекта электроэнергетики обязан разработать и согласовать с
субъектом оперативно-диспетчерского управления план-график
мероприятий по обеспечению его готовности к приемке и
самостоятельному выполнению указанных функций и обеспечить
выполнение указанного плана-графика в установленные им сроки, но не
позднее 24 календарных месяцев со дня вступления в силу настоящих
Правил.
174. Реализация параметров настройки (уставок) и алгоритмов
функционирования в комплексах релейной защиты и автоматики и
устройствах релейной защиты и автоматики независимо от класса
напряжения объектов электроэнергетики, на которых они установлены,
осуществляется по заданию диспетчерского центра субъекта
оперативно-диспетчерского управления или иного субъекта
электроэнергетики, осуществляющего в соответствии с установленным
распределением функций расчет и выбор параметров настройки
(уставок) и алгоритмов функционирования комплексов релейной защиты
и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики (далее -
задание по настройке устройства релейной защиты и автоматики).
Владельцы объектов электроэнергетики, получившие задания по
настройке устройств релейной защиты и автоматики, обязаны выполнить
указанные задания в установленные в этих заданиях сроки.
Выполнение задания диспетчерского центра по настройке
устройства релейной защиты и автоматики на объекте
электроэнергетики осуществляется на основании задания владельца
этого объекта электроэнергетики по настройке устройства релейной
защиты и автоматики, содержащего в том числе параметры настройки
(уставки) и алгоритмы функционирования, заданные диспетчерским
центром в соответствии с абзацем первым настоящего пункта.
В отношении комплексов релейной защиты и автоматики и
устройств релейной защиты и автоматики, функции по расчету и выбору
параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования
которых выполняются субъектом оперативно-диспетчерского управления,
владельцы объектов электроэнергетики обязаны представить в
диспетчерские центры документы и информацию, необходимые для
расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов
функционирования устройств релейной защиты и автоматики.
О выполнении задания по настройке релейной защиты и автоматики
владельцы объектов электроэнергетики обязаны в письменной форме
уведомить субъекта оперативно-диспетчерского управления или иного
субъекта электроэнергетики, выдавшего соответствующее задание, и
представить ему исполнительные схемы устройств релейной защиты и
автоматики, а в отношении микропроцессорных устройств релейной
защиты и автоматики - также файлы параметрирования, содержащие
данные о настройке указанных устройств релейной защиты и
автоматики.
175. Субъекты оперативно-диспетчерского управления и владельцы
объектов электроэнергетики независимо от их класса напряжения
обязаны осуществлять технический учет комплексов релейной защиты и
автоматики и устройств релейной защиты и автоматики и реализованных
в них функций релейной защиты и автоматики, проводить анализ
функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и
устройств релейной защиты и автоматики и разрабатывать мероприятия
по повышению надежности их работы и устранению причин неправильного
функционирования релейной защиты и автоматики в соответствии с
правилами технического учета и анализа функционирования релейной
защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным
органом исполнительной власти.
Владельцы объектов электроэнергетики направляют результаты
технического учета, анализа функционирования комплексов релейной
защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики линий
электропередачи и оборудования напряжением 110 киловольт и выше,
относящихся к объектам диспетчеризации, а также сведения о работе
комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты
и автоматики в диспетчерские центры субъекта
оперативно-диспетчерского управления в соответствии с формами, в
сроки и порядке, которые установлены правилами технического учета и
анализа функционирования релейной защиты и автоматики,
утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной
власти.
На основании результатов технического учета и анализа
функционирования принадлежащих им комплексов релейной защиты и
автоматики и устройств релейной защиты и автоматики владельцы
объектов электроэнергетики разрабатывают и реализуют мероприятия по
устранению причин неправильной работы устройств (комплексов)
релейной защиты и автоматики и реализованных в них функций релейной
защиты и автоматики на принадлежащих им объектах электроэнергетики.
Диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского
управления на основании анализа работы комплексов релейной защиты и
автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, относящихся к
объектам диспетчеризации, вправе выдать владельцам объектов
электроэнергетики задания, которые являются для них обязательными,
по устранению причин неправильного функционирования комплексов
релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и
автоматики, изменению параметров настройки и алгоритмов
функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и
устройств релейной защиты и автоматики. Порядок выдачи и выполнения
указанных заданий определяется правилами технического учета и
анализа функционирования устройств релейной защиты и автоматики,
утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной
власти.
176. Создание (модернизация) комплексов релейной защиты и
автоматики и устройств релейной защиты и автоматики в энергосистеме
осуществляется:
при технологическом присоединении объектов электроэнергетики,
энергопринимающих установок к электрическим сетям;
при строительстве (реконструкции) объектов электроэнергетики,
не требующем технологического присоединения;
по заданиям диспетчерских центров субъекта
оперативно-диспетчерского управления, выдаваемым в случаях,
указанных в пункте 178 настоящих Правил.
Создание (модернизация) комплексов релейной защиты и
автоматики и устройств релейной защиты и автоматики в энергосистеме
осуществляется с соблюдением требований, установленных
пунктами 177 - 181 настоящих Правил.
177. В случае если в рамках реализации мероприятий по
технологическому присоединению объекта электроэнергетики или
энергопринимающей установки к электрическим сетям, строительства
(реконструкции) объекта электроэнергетики, не требующего
технологического присоединения к электрическим сетям, требуется
выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов релейной
защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики на
смежных или иных технологически связанных объектах
электроэнергетики, принадлежащих другим лицам (далее - смежные
объекты электроэнергетики), сетевая организация, владелец
строящегося (реконструируемого) объекта электроэнергетики и
владельцы смежных объектов электроэнергетики урегулируют между
собой отношения по выполнению работ по созданию (модернизации)
комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты
и автоматики на принадлежащих им объектах.
При этом сетевая организация, владелец строящегося
(реконструируемого) объекта электроэнергетики обязаны разработать и
согласовать техническое задание на разработку проектной
документации, проектную документацию на создание (модернизацию)
комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты
и автоматики и сроки выполнения работ по созданию (модернизации)
релейной защиты и автоматики на смежных объектах с владельцами
смежных объектов электроэнергетики, а в случаях, определенных в
соответствии с пунктом 180 настоящих Правил, также с субъектом
оперативно-диспетчерского управления.
Сетевая организация, владелец строящегося (реконструируемого)
объекта электроэнергетики, владельцы смежных объектов
электроэнергетики обязаны каждый в отношении принадлежащих им
объектов электроэнергетики на основании проектной документации по
релейной защите и автоматике разработать и в случаях, определенных
в соответствии с пунктом 180 настоящих Правил, согласовать с
субъектом оперативно-диспетчерского управления рабочую документацию
по релейной защите и автоматике, а также обеспечить выполнение
работ по созданию (модернизации) комплексов релейной защиты и
автоматики и устройств релейной защиты и автоматики в согласованные
сроки, но не позднее чем за 2 месяца до ввода объекта
электроэнергетики (энергопринимающей установки) в работу в составе
энергосистемы.
До начала разработки рабочей документации по релейной защите и
автоматике для функционально связанных устройств релейной защиты и
автоматики, устанавливаемых на смежных объектах электроэнергетики,
владельцы этих объектов электроэнергетики определяют и
согласовывают между собой конкретные типы и состав устройств
релейной защиты и автоматики. Состав комплекса релейной защиты и
автоматики линий электропередачи и оборудования объектов
электроэнергетики, которые относятся (будут относиться) к объектам
диспетчеризации, согласуется с диспетчерским центром.
178. В случае если создание (модернизация) комплексов релейной
защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики
требуется для обеспечения функционирования релейной защиты,
сетевой, противоаварийной или режимной автоматики в актуальных или
прогнозируемых на период до 5 лет включительно
электроэнергетических режимах энергосистемы в соответствии с
требованиями настоящих Правил или иных нормативных правовых актов
Российской Федерации, регулирующих отношения в сфере
электроэнергетики, диспетчерский центр субъекта
оперативно-диспетчерского управления вправе выдать распоряжение,
содержащее задание на создание (модернизацию) комплексов релейной
защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики
(далее - задание на создание (модернизацию) релейной защиты и
автоматики) и сроки его выполнения, являющееся обязательным для
исполнения владельцами объектов электроэнергетики и потребителями,
участвующими в противоаварийном управлении.
В указанном случае диспетчерский центр вправе разработать
техническую документацию на создание (модернизацию) комплексов
релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и
автоматики в энергосистеме и направить ее для исполнения
соответствующим владельцам объектов электроэнергетики и
потребителям, участвующим в противоаварийном управлении, в качестве
задания на создание (модернизацию) релейной защиты и автоматики.
Указываемый в задании на создание (модернизацию) релейной
защиты и автоматики срок его выполнения определяется диспетчерским
центром с учетом угрозы наступления последствий, связанных с
невыполнением требований к функционированию комплексов релейной
защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, но не
должен составлять менее 30 календарных дней со дня выдачи задания
на создание (модернизацию) релейной защиты и автоматики.
При получении от диспетчерского центра задания на создание
(модернизацию) релейной защиты и автоматики владелец объекта
электроэнергетики или потребитель, участвующий в противоаварийном
управлении, осуществляет разработку технического задания на
разработку проектной документации, проектной и рабочей документации
по релейной защите и автоматике (в случае одностадийного
проектирования - разработку рабочей документации по релейной защите
и автоматике) для принадлежащего ему объекта электроэнергетики
(энергопринимающей установки), согласование указанной документации
и сроков выполнения работ (в пределах срока, установленного в
задании на создание (модернизацию) релейной защиты и автоматики) с
владельцами смежных объектов электроэнергетики и субъектом
оперативно-диспетчерского управления в случаях, определенных в
соответствии с пунктом 180 настоящих Правил, и выполняет реализацию
проектных решений по созданию (модернизации) комплексов релейной
защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики.
Владельцы объектов электроэнергетики и потребители,
участвующие в противоаварийном управлении, получившие от
диспетчерского центра задания на создание (модернизацию) релейной
защиты и автоматики, предоставляют ему информацию об их фактическом
исполнении в установленных диспетчерским центром формах и
установленные сроки.
Средства, необходимые для разработки проектной, рабочей
документации по релейной защите и автоматике и реализации проектов
создания (модернизации) комплексов релейной защиты и автоматики и
устройств релейной защиты и автоматики по заданиям диспетчерских
центров, учитываются соответствующими владельцами объектов
электроэнергетики при формировании (согласовании) в установленном
порядке инвестиционных программ на соответствующий период, за
исключением случаев, когда такие расходы несет системный оператор в
соответствии с Правилами отбора субъектов электроэнергетики и
потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по
обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг,
утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от
3 марта 2010 г. № 117 "О порядке отбора субъектов электроэнергетики
и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по
обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, а также
об утверждении изменений, которые вносятся в акты Правительства
Российской Федерации по вопросам оказания услуг по обеспечению
системной надежности".
179. Владельцы строящихся (реконструируемых) объектов
электроэнергетики и объектов электроэнергетики, на которых
осуществляется создание (модернизация) комплексов релейной защиты и
автоматики или устройств релейной защиты и автоматики, обязаны
предоставить в соответствующий диспетчерский центр на согласование
рабочую документацию по комплексам релейной защиты и автоматики и
устройствам релейной защиты и автоматики, которые будут отнесены к
объектам диспетчеризации.
180. Порядок взаимодействия владельцев объектов
электроэнергетики между собой и с диспетчерскими центрами субъекта
оперативно-диспетчерского управления при создании (модернизации)
комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты
и автоматики в случаях, указанных в пунктах 176 - 179 настоящих
Правил, в том числе требования к разработке, основания, порядок и
сроки согласования технического задания, проектной и рабочей
документации на создание (модернизацию) комплексов релейной защиты
и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики и сроков
выполнения работ с владельцами смежных объектов электроэнергетики и
субъектом оперативно-диспетчерского управления, определяются
правилами создания (модернизации) комплексов и устройств релейной
защиты и автоматики в энергосистеме, утвержденными уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти.
181. При создании (модернизации) комплексов релейной защиты и
автоматики и устройств релейной защиты и автоматики владельцы
объектов электроэнергетики, в отношении устройств релейной защиты и
автоматики которых расчет и выбор или согласование параметров
настройки (уставок) и алгоритмов функционирования осуществляется
диспетчерским центром, обязаны представить в диспетчерский центр
информацию и документы, необходимые для расчета и выбора параметров
настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов
релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и
автоматики, а также для подготовки оперативной и инструктивной
документации по комплексам релейной защиты и автоматики и
устройствам релейной защиты и автоматики, отнесенным к объектам
диспетчеризации диспетчерского центра, в соответствии с пунктом 174
настоящих Правил и правилами предоставления информации.
Настройка вновь вводимых (модернизированных) комплексов и
устройств релейной защиты и автоматики осуществляется в порядке,
установленном пунктом 174 настоящих Правил.
VIII. Общие требования к планированию (проектированию)
развития энергосистемы, входящих в нее объектов и вводу
новых (реконструированных) объектов в работу в составе
энергосистемы
182. Разработка документов перспективного развития
электроэнергетики осуществляется в соответствии с Правилами
разработки и утверждения схем и программ перспективного развития
электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства
Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 "О схемах и
программах перспективного развития электроэнергетики" (далее -
Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного
развития электроэнергетики).
При разработке документов перспективного развития
электроэнергетики, разработке балансов электрической энергии
энергосистемы и балансов мощности энергосистемы на перспективный
период, определении технических решений при строительстве
(реконструкции) объектов электроэнергетики, технологическом
присоединении объектов электроэнергетики и энергопринимающих
установок к электрическим сетям соблюдаются требования к
планированию развития энергосистемы, установленные настоящими
Правилами и разработанными в соответствии с ними методическими
указаниями по проектированию развития энергосистем, утвержденными
уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.
183. При планировании развития электрических сетей,
определении основных характеристик вновь вводимого
(реконструируемого, модернизируемого) оборудования объектов
электроэнергетики, разработке технических условий, проектной и
рабочей документации на строительство (реконструкцию) объектов
электроэнергетики, технологическое присоединение объектов
электроэнергетики и энергопринимающих установок к электрическим
сетям наряду с положениями настоящего раздела Правил должны
соблюдаться:
положения разделов II, III, VI и VII настоящих Правил;
требования, установленные методическими указаниями по
технологическому проектированию линий электропередачи классом
напряжения 35 - 750 киловольт, методическими указаниями по
технологическому проектированию подстанций переменного тока с
высшим напряжением 35 - 750 киловольт, методическими указаниями по
технологическому проектированию гидроэлектростанций и
гидроаккумулирующих электростанций, методическими указаниями по
технологическому проектированию тепловых электростанций,
утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной
власти.
Указанные в абзаце третьем настоящего пункта методические
указания по технологическому проектированию должны содержать
требования к определению при разработке проектной документации
технических и технологических решений, обеспечивающих возможность
использования проектируемых объектов электроэнергетики по их
функциональному назначению и их надежной и безопасной работы в
составе энергосистемы, в том числе решений по составу и выбору
оборудования, его компоновке, определению электрических схем,
оснащению объекта системами и устройствами технологического
управления, релейной защиты и автоматики, телемеханики и связи,
обеспечению работоспособности, надежности и живучести объекта
электроэнергетики.
184. Разработка балансов электрической энергии энергосистемы и
балансов мощности энергосистемы на перспективный период
осуществляется в соответствии с методическими указаниями по
проектированию развития энергосистем, утвержденными уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти с соблюдением требований
пунктов 185 и 186 настоящих Правил.
185. Балансы мощности на перспективный период разрабатываются
по каждой территориальной энергосистеме на час собственного и
совмещенного с Единой энергетической системой России максимума
потребления (для технологически изолированных территориальных
электроэнергетических систем - на час собственного максимума
потребления) в декабре для температурных условий, определяемых как
среднеарифметическое значений среднесуточных температур наружного
воздуха по территории энергосистемы, зафиксированных в сутки
прохождения максимума потребления активной мощности этой
энергосистемы за 10 предшествующих осенне-зимних периодов.
Для территориальных энергосистем, имеющих летний
абсолютный годовой максимум потребления, дополнительно
разрабатываются среднесрочные балансы мощности на час собственного
максимума потребления в летний период для температурных условий,
определяемых как среднеарифметическое значение среднесуточных
температур наружного воздуха по территории энергосистемы,
зафиксированных в сутки прохождения максимума потребления активной
мощности этой энергосистемы в летний период за 10 предшествующих
лет.
186. При разработке балансов электрической энергии и балансов
мощности на перспективный период:
величина прогнозного потребления электрической энергии и
мощности по каждой территориальной энергосистеме определяется в
соответствии с методическими указаниями по проектированию развития
энергосистем, утвержденными уполномоченным федеральным органом
исполнительной власти, с учетом технических условий на
технологическое присоединение к электрическим сетям и Правил
разработки и утверждения схем и программ перспективного развития
электроэнергетики;
показатели выработки электрической энергии гидроэлектростанций
определяются с учетом данных о среднемноголетней за период
нормальной эксплуатации электростанции величине годовой выработки
электрической энергии (при отсутствии данных - по проектной
среднемноголетней выработке электрической энергии), а для
строящихся гидроэлектростанций - в соответствии с проектными
данными с учетом планируемых сроков ввода в работу гидроагрегатов и
диспетчерских графиков наполнения водохранилищ;
показатели выработки электрической энергии атомных
электростанций определяются с учетом предложений их владельцев по
выводу в плановый ремонт энергоблоков атомных электростанций;
объемы экспорта (импорта) электрической энергии принимаются на
основании предложений организаций, осуществляющих
экспортно-импортные операции по купле-продаже электрической энергии
и мощности, по гарантированным объемам поставок, подтвержденных
заключенными договорами.
187. Электрическая сеть напряжением 110 киловольт и выше
обеспечивает передачу мощности в объеме, необходимом для
обеспечения энергоснабжения в объеме прогнозного максимума
потребления мощности в дефицитных частях территориальной
энергосистемы в нормальной схеме электрической сети после
аварийного отключения наиболее крупной единицы генерирующего
оборудования с учетом использования имеющегося в дефицитной части
территориальной энергосистемы собственного резерва мощности,
определяемого исходя из наличия на период собственного максимума
потребления энергосистемы ограничений мощности и ремонтного
снижения мощности электростанций, обусловленного выводом в ремонт
генерирующего оборудования атомных электростанций, а также иного
генерирующего оборудования электростанций, проведение планового
ремонта которого за рамками периода максимума потребления мощности
невозможно вследствие необходимости выполнения требований
технологических регламентов безопасной эксплуатации энергоблоков
атомных электростанций и (или) по причине несовместимости с
ремонтом линий электропередачи, а также другого генерирующего и
электросетевого оборудования. При определении ремонтного снижения
мощности электростанций на период собственного максимума
потребления энергосистемы необходимо обеспечить его минимизацию
исходя из принципов рационального планирования ремонтной кампании с
учетом норм периодичности и продолжительности проведения планового
ремонта, установленного правилами организации технического
обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики, утвержденными
уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.
188. Объем технических решений по выдаче мощности строящейся,
реконструируемой электростанции (кроме ветровых электростанций и
солнечных электростанций) обеспечивает в нормальной схеме,
ремонтных схемах и при нарушениях (возмущениях) в указанных схемах,
определяемых в соответствии с методическими указаниями по
устойчивости энергосистем, утвержденными уполномоченным федеральным
органом исполнительной власти, выдачу всей располагаемой мощности
электростанции с учетом отбора нагрузки на собственные нужды на
всех этапах (очередях) сооружения электростанции. При возмущениях в
ремонтных схемах допускается применение противоаварийного
управления.
Объем технических решений по выдаче мощности строящейся
(реконструируемой) солнечной электростанции или ветровой
электростанции обеспечивает в нормальной схеме выдачу максимальной
располагаемой мощности электростанции на всех этапах (очередях)
сооружения электростанции. При возмущениях в нормальной схеме,
определяемых в соответствии с методическими указаниями по
устойчивости энергосистем, утвержденными уполномоченным федеральным
органом исполнительной власти, допускается применение
противоаварийного управления. Допускается выдача мощности солнечной
электростанции или ветровой электростанции по одной отходящей от
шин электростанции линии электропередачи классом напряжения
110 (154) киловольт и ниже.
189. Электрические схемы строящихся (реконструируемых)
тепловых электростанций и атомных электростанций не должны
допускать подключение более одного энергоблока (генератора) к
распределительному устройству электростанции через один
выключатель, обеспечивающий включение (отключение) энергоблока
(генератора).
Вновь вводимые объекты электроэнергетики классом напряжения
330 киловольт и выше должны иметь схемы распределительных устройств
напряжением 330 киловольт и выше, позволяющие отдельно отключать
любое основное энергетическое оборудование (кроме
ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных
модулей) и любое основное электротехническое оборудование без
необходимости дополнительного отключения другого основного
оборудования, за исключением схем с присоединением
автотрансформаторов (трансформаторов) к системам (секциям) шин без
выключателей.
190. При проектировании строительства (реконструкции) объектов
электроэнергетики, энергопринимающих установок не допускается:
присоединение объектов электроэнергетики, энергопринимающих
установок ответвлениями (отпайками) к линиям электропередачи
классом напряжения 330 киловольт и выше. Присоединение к
электрическим сетям вновь сооружаемых объектов электросетевого
хозяйства классом напряжения 220 киловольт и выше отпайками
(ответвлениями) от линий электропередачи не допускается, за
исключением случаев, для которых возможность применения такого
технического решения предусмотрена методическими указаниями по
проектированию развития энергосистем, утвержденными уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти, и согласована с
субъектом оперативно-диспетчерского управления;
присоединение энергопринимающих установок посторонних
потребителей к шинам распределительных устройств собственных нужд
электростанции, за исключением случаев отсутствия в соответствующей
местности распределительной электрической сети напряжением
20 киловольт и ниже.
191. В указанных в абзаце третьем пункта 190 настоящих Правил
случаях отсутствия в соответствующей местности распределительной
электрической сети напряжением 20 киловольт и ниже:
присоединение энергопринимающих установок потребителей к шинам
распределительных устройств собственных нужд электростанции
осуществляется только при условии выполнения необходимых
технических мероприятий (включая применение схемных решений,
соответствующих устройств релейной защиты, сетевой и
противоаварийной автоматики), направленных на обеспечение
надежности функционирования собственных нужд электростанции;
присоединение энергопринимающих установок потребителей к шинам
распределительных устройств собственных нужд, к которым
присоединены электроприемники ответственных механизмов блочных и
общестанционных собственных нужд, не допускается.
192. Для фактического присоединения к энергосистеме
построенных (реконструированных) объектов электроэнергетики
независимо от их класса напряжения и мощности и обеспечения
возможности фактического приема (подачи) напряжения и мощности на
них (постановки их под нагрузку), в том числе для целей проведения
пусконаладочных работ, включения нового (модернизированного)
энергетического оборудования или электротехнического оборудования,
комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты
и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления
в работу в составе энергосистемы, владельцы таких объектов
электроэнергетики, оборудования и устройств обязаны:
до подачи соответствующей диспетчерской (оперативной) заявки
обеспечить проведение проверки выполнения мероприятий и
технологических требований, обеспечивающих работу соответствующих
объектов электроэнергетики, оборудования и устройств в составе
энергосистемы, в соответствии с Правилами технологического
присоединения к электрическим сетям, а в случае строительства
(реконструкции) объектов электроэнергетики, установки (замены,
модернизации) их оборудования и устройств за рамками процедуры
технологического присоединения либо необходимости включения в
работу линии электропередачи и (или) электротехнического
оборудования, мероприятия по строительству (реконструкции, монтажу)
и вводу в эксплуатацию которого не выделены в отдельный этап
технических условий на технологическое присоединение или отдельный
этап реализации проекта, - в соответствии с правилами ввода
объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств в работу в
составе энергосистемы, утвержденными уполномоченным федеральным
органом исполнительной власти;
обеспечить проведение в отношении вводимого объекта
электроэнергетики индивидуальных испытаний оборудования,
функциональных испытаний отдельных технологических систем, пробных
пусков и комплексного опробования, а для генерирующего оборудования
также проведение комплексных испытаний такого оборудования и
определение его параметров и характеристик в соответствии с
правилами проведения испытаний и определения общесистемных
технических параметров и характеристик генерирующего оборудования,
утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной
власти;
разработать и представить на согласование субъекту
оперативно-диспетчерского управления проект нормальной схемы
электрических соединений объекта электроэнергетики (в случае
поэтапного ввода объекта в эксплуатацию - временной нормальной
схемы электрических соединений объекта электроэнергетики), в состав
которого входят объекты диспетчеризации, а также направить субъекту
оперативно-диспетчерского управления указанную схему после ее
утверждения;
согласовать с субъектом оперативно-диспетчерского управления
программы испытаний (в том числе комплексных), пробных пусков и
комплексного опробования оборудования объекта электроэнергетики,
для проведения которых требуется изменение технологического режима
работы или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, а
также предоставить субъекту оперативно-диспетчерского управления
информацию о результатах проведенных испытаний, включая
скорректированные технические характеристики оборудования и
устройств вводимого в работу объекта электроэнергетики;
обеспечить при вводе в работу новых (модернизированных)
устройств релейной защиты и автоматики выполнение положений
раздела VII настоящих Правил;
представить субъекту оперативно-диспетчерского управления
информацию и документы, указанные в настоящем пункте, и иную
информацию, необходимую для расчетов электрических режимов сети,
расчетов устойчивости, токов короткого замыкания, подготовки
инструктивной и оперативной документации по линиям электропередачи,
оборудованию и устройствам, относящимся к объектам диспетчеризации,
в соответствии с правилами предоставления информации.
193. Предусмотренная абзацем вторым пункта 192 настоящих
Правил проверка выполнения мероприятий и технологических
требований, обеспечивающих работу соответствующих объектов
электроэнергетики, оборудования и устройств в составе
энергосистемы, проводится:
в отношении объектов электроэнергетики и энергопринимающих
устройств, технические условия на технологическое присоединение
которых подлежат в соответствии с Правилами технологического
присоединения к электрическим сетям согласованию с субъектом
оперативно-диспетчерского управления, линий электропередачи и
электротехнического оборудования напряжением 110 киловольт и выше,
а также оборудования и устройств релейной защиты и автоматики,
средств диспетчерского и технологического управления объектов
электроэнергетики, относящихся к объектам диспетчеризации, - с
участием субъекта оперативно-диспетчерского управления;
в отношении иных объектов электроэнергетики - с участием
сетевой организации, к объектам электросетевого хозяйства которой
осуществляется присоединение таких объектов (устройств).
194. Ввод в работу новых (реконструированных) линий
электропередачи, оборудования объектов электроэнергетики,
комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты
и автоматики и проведение их испытаний осуществляются по
комплексным программам.
Комплексная программа разрабатывается и утверждается
владельцем объекта электроэнергетики и согласуется с диспетчерским
центром и другими субъектами электроэнергетики, в диспетчерском
(технологическом) управлении или ведении которых находятся линии
электропередачи, оборудование и устройства, операции с которыми
предусмотрены при работе по указанной программе.
195. Правила ввода объектов электроэнергетики, их оборудования
и устройств в работу в составе энергосистемы утверждаются
уполномоченным федеральным органом исполнительной власти и содержат
порядок взаимодействия субъектов электроэнергетики, потребителей
электрической энергии с диспетчерскими центрами субъекта
оперативно-диспетчерского управления при вводе в работу вновь
построенных (реконструированных, модернизированных) объектов
электроэнергетики, их оборудования и устройств, а также порядок
разработки (представления) и согласования документов, указанных в
пунктах 192 - 194 настоящих Правил.
____________
ПРИЛОЖЕНИЕ № 1
к Правилам технологического
функционирования
электроэнергетических систем
ПЕРЕЧЕНЬ
объединенных энергосистем и образующих их территориальных
энергосистем, входящих в Единую энергетическую систему России
