9.4.3. ОСП согласовывает с ОСР и потребителями, электроустановки которых присоединены к системе передачи, значение реактивной мощности, диапазона коэффициента мощности и значения напряжения в точке присоединения.
9.4.4. ОСП имеет право использовать все имеющиеся присоединены к системе передачи ресурсы реактивной мощности в пределах своей области регулирования для эффективного управления реактивной мощностью и поддержки диапазонов напряжений, указанных в подпункте 9.4.1 настоящего пункта.
9.4.5. ОСП во взаимодействии с ОСР и потребителями, электроустановки которых присоединены к системе передачи, должен управлять ресурсами реактивной мощности в пределах своей области регулирования, включая блокировку автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности трансформаторов, и специальную автоматику отключения нагрузки при снижении напряжения, в том числе за счет потребителей систем распределения, чтобы поддерживать границы операционной безопасности и предотвратить лавинообразное падение напряжения в системе передачи.
9.4.6. ОСП в случае необходимости имеет право через соответствующего ОСР выдавать оперативные команды пользователям системы распределения по регулированию напряжения и реактивной мощности.
9.5. Порядок регулирования напряжения и реактивной мощности
9.5.1. Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше осуществляется ОСП в контрольных точках путем планирования графиков напряжения или характеристик зависимости напряжения от параметров режима с учетом состава включенного электрооборудования.
9.5.2. ОСП определяет перечень точек, для которых разрабатывается график напряжения, исходя из условий устойчивости энергосистемы и оптимизации электрических режимов.
9.5.3. ОСП совместно с ОСР должны разрабатывать графики напряжения, содержащих заданные значения напряжения и / или реактивной мощности в контрольных точках электрической сети.
9.5.4. Контрольными точками, в которых напряжение контролируется ОСП, являются:
шины 110 - 150 кВ всех подстанций 330/110 (150) кВ;
шины станций с установленной мощностью 100 МВт и более.
Контрольные точки, в которых напряжение контролируется ОСР, определяются соответствующим ОСР и соглашаются с ОСП.
В случае отсутствия генерации на станции ее шины перестают считаться контрольной точкой.
9.5.5. ОСП планирует графики напряжения так, чтобы обеспечить достаточные резервы производства реактивной энергии во время высокого потребления электрической энергии, а также адекватные резервы для компенсации реактивной мощности во времена низкого потребления электрической энергии, чтобы минимизировать перетоки реактивной мощности через передаточные сети и поддерживать уровни напряжения в энергосистеме в пределах необходимых диапазонов.
9.5.6. Процесс планирования графиков напряжения при оперативном планировании заключается в оптимизации ресурсов реактивной мощности на основе фактических и статистических оперативных измерений, в том числе для резервов генерирующих единиц и спроса на потребление реактивной мощности. Результатом этого процесса является определение оптимальных уставок и рабочих положений соответствующих устройств регулирования напряжения и реактивной мощности таких, как АРЗ, переключатели ответвлений, шунтирующие реакторы и батареи конденсаторов.
9.5.7. Перечень мероприятий по выполнению графиков напряжения должна предусматривать действия оперативного персонала соответствующего подчинения в расчетных режимах работы электрической сети и в случае внезапных изменений в ее работе.
9.6. Режимы регулирования напряжения и реактивной мощности
9.6.1. Регулирование напряжения и реактивной мощности осуществляется в процессе автоматической (первичное регулирование) и / или оперативного изменения режимов работы оборудования и / или конфигурации электрической сети (вторичное регулирование), направленной на удержание уровня напряжения в предельно допустимых пределах для контрольных точек электрической сети на всех уровнях ( степенях).
9.6.2. Первичное регулирование напряжения и реактивной мощности - децентрализованное (автоматическое) регулирования напряжения и реактивной мощности в системе передачи / распределения, может быть обеспечено следующими средствами:
устройствами АРВ генерирующих блоков и системами управления СНЕ;
переключателями ответвлений под нагрузкой (РПН) трансформаторов;
статическими компенсаторами реактивной мощности (состояние, СТК и т.п.);
другими децентрализованными средствами регулирования напряжения и реактивной мощности (СК, БСК, ШР, СНЕ и т.д.).
9.6.3. Первичное регулирование напряжения и реактивной мощности заключается в автоматическом реагировании регулирующих устройств на заданные уставки напряжения или реактивной мощности. Первичное регулирование может быть обеспечено только средствами контроля первичного напряжения и реактивной мощности, состоящие из регулятора, прибора для измерения напряжения и контура обратной связи регулирования.
9.6.4. ОСП и пользователи системы передачи / распределения, которые обеспечивают первичное регулирование напряжения и реактивной мощности, обязаны установить и обеспечивать техническое обслуживание соответствующего оборудования для обеспечения первичного регулирования напряжения и реактивной мощности. Это также касается их частей каналов связи «последних миль», которые используются для передачи управляющих сигналов и / или уставок напряжения / реактивной мощности.
9.6.5. Вторичное регулирование напряжения - централизованное (оперативное или автоматическое) регулирования напряжения и реактивной мощности в передающих сетях (энергосистеме), что может быть обеспечено такими средствами как:
генерирующие единицы;
переключатели ответвлений под нагрузкой (РПН) трансформаторов;
синхронные компенсаторы;
статические компенсаторы реактивной мощности;
перевод генерирующего оборудования в режим СК;
шунтирующие реакторы;
батареи конденсаторов;
переключение линий электропередачи.
9.6.6. Вторичное регулирование напряжения и реактивной мощности осуществляется только по оперативной команде ОСП.
9.6.7. В случае исчерпания регулировочного диапазона средств, указанных в подпунктах 9.6.2 и 9.6.5 настоящего пункта, для регулирования напряжения возможно применение таких ограничительных действий:
1) для предотвращения снижения напряжения ниже допустимых значений:
отключения одной стороны длинных передающих линий ВН, если это допустимо по режиму работы энергосистемы;
переключение агрегатов ГАЭС из насосного режима в режим производства;
дополнительная оперативная команда ОСП об увеличении выработки реактивной мощности тепловыми электростанциями, кроме атомных электростанций, за счет их производства активной мощности, но в пределах их технических ограничений;
запрос о поддержке реактивной мощности с смежных энергосистем;
ограничения и отключения потребителей (ГАО, СГАО, САОН) для предотвращения лавинообразным падением напряжения, если все остальные ресурсы регулирования напряжения исчерпаны;
оперативные команды пользователям системы распределения по регулированию напряжения и реактивной мощности;
2) для предотвращения повышения напряжения выше допустимых значений:
отключения батарей статических конденсаторов на передающих подстанциях и объектах пользователей системы передачи / распределения;
включение шунтирующих реакторов на магистральных подстанциях и объектах пользователей системы передачи / распределения;
переключение агрегатов ГАЭС из режима производства в насосный режим;
уменьшение выработки реактивной мощности тепловыми электростанциями, кроме атомных электростанций, в пределах их технических ограничений и т.
9.6.8. Действия в соответствии с подпунктом 9.6.7 настоящего пункта также относятся к режимам вторичного регулирования напряжения и реактивной мощности.
9.6.9. ОСП и все пользователи системы передачи / распределения, эксплуатирующих оборудование, участвует во вторичном регулировании напряжения и реактивной мощности, должны обеспечить постоянную способность их энергоустановок отвечать требованиям вторичного регулирования напряжения и реактивной мощности в соответствии с требованиями глав 2, 3 и 6 раздела III настоящего Кодекса и этой главы.
9.6.10. Третичное регулирование напряжения и реактивной мощности - мероприятия и действия, которые требуют вмешательства оперативного персонала генерирующих единиц для выполнения соответствующих переключений и требуют длительного времени для их реализации, что связано с такими мероприятиями:
изменение положения переключателей ответвлений трансформаторов без нагрузки;
переключения батарей конденсаторов без нагрузки;
переключение шунтирующих реакторов без нагрузки.
10. Контроль токов короткого замыкания
10.1. ОСП должен определять для оборудования, которое находится в его оперативном подчинении:
максимальный предел тока короткого замыкания для выбора способности коммутационного оборудования к отключению;
минимальный предел тока короткого замыкания для правильного функционирования релейной защиты.
10.2. ОСП должен выполнять расчеты токов короткого замыкания для того, чтобы оценить влияние энергосистем синхронной области и присоединенного к системе передачи электрооборудования пользователей, в том числе малых систем распределения на уровне токов короткого замыкания. Если система распределения включая малой системой распределения влияет на уровне токов короткого замыкания, она должна быть включена в расчеты токов короткого замыкания в системе передачи.
10.3. Расчеты токов короткого замыкания необходимые для:
выбора оборудования, которое может без повреждений выдерживать, а также отключать токи короткого замыкания;
определения термической и механической действия токов короткого замыкания на токоведущие части электрооборудования;
расчета заземления;
установления влияния на линии связи;
настройки релейной защиты;
выбора средств ограничения токов короткого замыкания.
10.4. Во время выполнения расчетов токов короткого замыкания ОСП должен:
использовать наиболее точные и качественные имеющиеся данные;
брать за основу при расчетах максимальных токов короткого замыкания такие эксплуатационные условия, обеспечивающие максимально возможный уровень тока короткого замыкания, учитывая также вклад в токи короткого замыкания от смежных систем передачи и систем распределения, включая малые системы распределения.
10.5. ОСП должен применять меры для предотвращения отклонению от максимальных и минимальных границ токов короткого замыкания, указанных в пункте 10.1 этой главы, для всех временных интервалов и для всех средств защиты. Если происходит такое отклонение, ОСП должен применять корректирующие действия или другие меры для обеспечения того, чтобы пределы, указанные в пункте 10.1 этой главы, не возбуждались. Отклонение от этих границ допускается только при выполнении последовательности переключений.
10.6. При оценке и выбору мероприятий по приведению в соответствие токов КЗ с нормированными параметрами выключателей следует учитывать такие технические ограничения и факторы:
допустимые уровни повышения напряжения на неповрежденных фазах сети;
допустимые уровни напряжения на нейтрали трансформаторов и автотрансформаторов;
допустимые параметры восстановительной напряжения при выключении токов КЗ;
обеспечения селективности и чувствительности релейных защит;
технические параметры и технико-экономические характеристики устройств для ограничения КЗ;
надежность электроснабжения потребителей;
статическую и динамическую устойчивость электропередачи;
качество напряжения и другие режимные факторы.
10.7. Меры по ограничению токов КЗ:
оптимизация структуры и параметров сети;
стационарный и опережающее разделение сети;
токоограничивающие устройства;
оптимизация режима заземления нейтрали.
10.8. Средства ограничения токов КЗ:
устройства опережающего разделения сети;
токоограничивающие реакторы;
трансформаторы и автотрансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения;
трансформаторы с повышенным напряжением короткого замыкания;
безынерционные токоограничивающие устройства;
токоограничивающие коммутационные аппараты;
токоограничивающие резисторы;
вставки постоянного тока;
вставки переменного тока непромышленной частоты;
разземление нейтралей части трансформаторов;
заземления нейтрали части трансформаторов через реакторы, резисторы и другие ограничительные устройства;
автоматическое размыкание в аварийных режимах третичных обмоток трансформаторов.
11. Контроль потокораспределения
11.1. ОСП должен определять в соответствующих инструкциях и справочных материалах максимальные длительные допустимые нагрузки для каждого элемента системы передачи своей области регулирования.
11.2. ОСП должен поддерживать потоки мощности в пределах операционной безопасности, определенных для нормального и предаварийного режимов. Коэффициент запаса по статической устойчивости в нормальном режиме должен составлять не менее 20%, а при ситуации N-1 не менее 8%.
11.3. ОСП должен координировать анализ операционной безопасности с другими ОСП своей синхронной области в соответствии с соглашениями между ОСП синхронной области для обеспечения соблюдения потокораспределения в пределах операционной безопасности в своей области регулирования.
11.4. В ситуации N-1 и в нормальном режиме ОСП должен поддерживать потоки мощности в пределах временных допустимых перегрузок и готовить и осуществлять корректирующие действия, которые будут применены в пределах времени, разрешенного для временно допустимых перегрузок.
12. аварийных ситуаций
12.1. Перечень аварийных ситуаций
12.1.1. ОСП должен определить Перечень аварийных ситуаций в его области наблюдения, включая внутренние и внешние (в других энергосистемах своей синхронной области) аварийные ситуации. Перечень аварийных ситуаций должна включать обычные аварийные ситуации и аварийные ситуации исключительного типа, определенные с применением скоординированного анализа аварийных ситуаций с ОСП своей синхронной области.
12.1.2. Для определения перечня аварийных ситуаций ОСП должен классифицировать каждую аварийную ситуацию на основе того, является ли эта ситуация обычной, аварийной ситуацией исключительного типа или непредвиденной (или не учтенной) аварийной ситуацией (out-of-range), принимая во внимание вероятность возникновения и следующие принципы:
ОСП должен классифицировать аварийные ситуации только для своей области регулирования;
когда условия работы или погодные условия существенно повышают вероятность возникновения аварийной ситуации исключительного типа, ОСП должен включить аварийную ситуацию исключительного типа в Список аварийных ситуаций;
ОСП должен включить в Список аварийных ситуаций аварийные ситуации исключительного типа, которые существенно влияют на ОЭС Украины или энергосистемы синхронной области.
12.1.3. Для анализа аварийных ситуаций каждый Пользователь должен предоставлять всю необходимую для анализа аварийных ситуаций информацию на запрос ОСП в соответствии с перечнем, указанного в главе 6 раздела X настоящего Кодекса.
12.1.4. ОСП должен согласовать с ОСП своей синхронной области перечень аварийных ситуаций.
12.1.5. ОСП должен заблаговременно информировать ОСП своей синхронной области, которых это касается, о любых планируемых изменениях топологии сети ОЭС Украины.
12.1.6. ОСП должен обеспечить достаточные точность и цикличность обмена данными для проведения расчетов потокораспределения при анализе аварийных ситуаций.
12.2. Анализ аварийных ситуаций
12.2.1. ОСП должен проводить анализ аварийных ситуаций в своей области наблюдения для выявления аварийных ситуаций, которые ставят под угрозу операционную безопасность своей области регулирования, и определения соответствующих корректирующих действий.
12.2.2. ОСП должен выполнять анализ аварийных ситуаций своей области регулирования на основе прогнозных и оперативных данных в режиме реального времени. Исходным режимом для анализа аварийных ситуаций является соответствующая топология системы передачи, которая включает запланированы отключения (соответствует ситуации N).
12.2.3. В случае если критерий N-1 не может быть обеспечено своевременно или существует риск распространения аварийной ситуации на энергосистемы синхронной области, ОСП должен как можно быстрее подготовить и активизировать корректирующие действия для обеспечения соблюдения критерия N-1 и локализации аварийной ситуации.
12.2.4. ОСП может не соблюдаться критерия N-1 в следующих ситуациях:
в течение выполнения переключений;
в течение периода, необходимого для подготовки и активации корректирующих действий.
13. Защита системы передачи
13.1. Общие требования к защите системы передачи
13.1.1. ОСП должен управлять системой передачи с применением релейной защиты (основного и резервного) и противоаварийной автоматики для автоматической локализации и ликвидации повреждений, которые могли бы поставить под угрозу операционную безопасность ОЭС Украины и / или энергосистем своей синхронной области.
13.1.2. ОСП должен, по крайней мере 1 раз в 5 лет, пересматривать свою стратегию и концепцию защиты (релейная защита и противоаварийная автоматика) и обновлять их, если это необходимо для обеспечения правильного функционирования оборудования для защиты энергосистемы и обеспечения операционной безопасности.
13.1.3. После срабатывания релейной защиты или противоаварийной автоматики, влияет на работу межгосударственных линий или энергосистемы синхронной области, ОСП должен оценить правильность работы защиты и, в случае необходимости, осуществить корректирующие действия.
13.1.4. ОСП должен задавать уставки для релейной защиты оборудования его системы передачи, которые обеспечивают надежное, быстрое и селективное устранение повреждения, включая резервный защита для устранения повреждения в случае отказа основной защиты.
13.1.5. До ввода в эксплуатацию или модернизации устройств релейной защиты, влияет на работу энергосистем синхронной области, ОСП должен согласовывать с ОСП своей синхронной области уставки защиты.
13.1.6. Если ОСП использует противоаварийной автоматики, он должен:
обеспечить селективность, надежность и эффективность ее действия;
при разработке схемы противоаварийной автоматики оценить последствия для ОЭС Украины или энергосистем синхронной области в случае его отказа или неправильной работы;
убедиться, что действие противоаварийной автоматики согласована с действием устройств релейной защиты системы передачи и не затрагивает пределы операционной безопасности;
согласовывать схемы построения, уставки и действия противоаварийной автоматики с аналогичными системами ОСП своей синхронной области и Пользователей.
13.2. Анализ динамической устойчивости
13.2.1. ОСП должен осуществлять расчет и анализ динамической устойчивости системы передачи в соответствии с подпунктом 13.2.6 этого пункта и обмен соответствующими данными для анализа динамической устойчивости системы передачи с ОСП своей синхронной области.
13.2.2. ОСП должен выполнять анализ динамической устойчивости крайней мере 1 раз в год, чтобы определить границы динамической устойчивости и потенциальные проблемы с динамической устойчивостью в своей системе передачи. ОСП должен проводить анализ динамической устойчивости скоординировано с ОСП своей синхронной области.
13.2.3. При проведении скоординированного анализа динамической устойчивости ОСП определяет:
объем скоординированных расчетов динамической устойчивости, в частности размер расчетной модели сети;
объем данных для обмена между заинтересованными ОСП синхронной области;
перечень взаимосогласованных сценариев, аварийных ситуаций или нарушений для анализа динамической устойчивости.
13.2.4. В случае возникновения незатухающих низкочастотных колебаний между областями регулирования, влияющих на нескольких ОСП синхронной области, ОСП должен инициировать скорейшее проведение скоординированного анализа динамической устойчивости на уровне синхронной области и предоставить данные, необходимые для такого анализа.
13.2.5. Если ОСП обнаруживает потенциальный взаимное влияние напряжения, угла выбега ротора или стабильности частоты с другими системами передачи своей синхронной области, он должен скоординировать методы, используемые при анализе динамической устойчивости, обеспечить необходимые данные, спланировать совместные меры по исправлению ситуации.
13.2.6. При определении методов анализа динамической устойчивости ОСП применяет следующие правила:
если границы статической устойчивости достигаются ранее границ динамической устойчивости, ОСП с учетом аварийных ситуаций из перечня аварийных ситуаций должен выполнять анализ динамической устойчивости только на основе результатов расчетов динамической устойчивости, выполненных для долгосрочного планирования;
если при планировании отключений пределы динамической устойчивости достигаются ранее границ статической устойчивости, ОСП с учетом аварийных ситуаций из перечня аварийных ситуаций должен провести анализ динамической устойчивости на этапе оперативного планирования на день вперед, пока эти режимы существуют. ОСП должен подготовить корректирующие действия, которые будут использоваться в случае необходимости во время работы в реальном времени;
если сеть в режиме реального времени находится в ситуации N, а границы динамической устойчивости достигаются ранее границ статической устойчивости, ОСП с учетом аварийных ситуаций из перечня аварийных ситуаций должен проводить анализ динамической устойчивости на всех этапах оперативного планирования и быть способным быстрее повторно оценивать пределы динамической устойчивости после существенного изменения режима.
13.2.7. Если анализ динамической устойчивости указывает на нарушение границ устойчивости, ОСП должен разработать, подготовить и активизировать корректирующие действия с целью поддержания устойчивости системы передачи. Эти корректирующие действия могут охватывать пользователей системы передачи / распределения.
13.2.8. ОСП должен настроить оборудование, релейная защита и противоаварийная автоматика таким образом, чтобы при ликвидации нарушений, способных привести к широкомасштабного состояния системы передачи, был меньше, чем критическое время устранения возмущений, исчисленный ним при анализе динамической устойчивости.
VI. Оперативное планирование работы системы передачи
1. Оперативное планирование
1.1. Оперативное планирование режима работы системы передачи (далее - оперативное планирование) заключается в разработке планов по реализации необходимых технических мероприятий и действий соответствующего персонала ОСП и Пользователей для обеспечения способности энергосистемы удовлетворять суммарный спрос на электрическую энергию и мощность в каждый момент времени с соблюдением установленных показателей качества и надежности предоставления этих услуг.
1.2. Оперативное планирование должно охватывать период от одного года до одних суток (включая внутрисуточное планирование), осуществляться на соответствующий период и включать:
планирование изменения состояния оборудования электроустановок системы передачи и Пользователей;
планирование мероприятий для обеспечения баланса потребления и производства электрической энергии с учетом системных ограничений при условии содержания операционной безопасности в заданных пределах и плановых межгосударственных обменов со смежными энергосистемами;
определения пропускной способности внутренних и межгосударственных контролируемых сечений;
анализ операционной безопасности;
определение доступной и свободной пропускной способности межгосударственных линий электропередачи;
определение объемов резерва активной мощности энергоблоков, а также объемов других видов вспомогательных услуг.
2. Порядок планирования изменения состояния оборудования системы передачи и Пользователей
2.1. Вывод из работы оборудования электроустановок осуществляется для перевода его в другой оперативный состояние - в резерв, ремонт (плановый или аварийный), консервацию или вне его - в реконструкцию испытания, техническое переоснащение, полную замену, модернизацию, а также для снятия с эксплуатации.
2.2. Вывод из работы оборудования электроустановок в резерв осуществляется на основании оперативных заявок его владельцев или по решению ОСП для обеспечения текущего баланса электрической энергии и мощности или для соблюдения границ операционной безопасности в ОЭС Украины.
2.3. Вывод из работы оборудования системы передачи, энергогенерирующего оборудования, СНЕ, оборудования систем распределения, оборудования потребителя, которое находится в оперативном подчинении ОСП осуществляется на основании оперативной заявки, которая оформляется в соответствии с годовыми и месячных планов-графиков вывода из работы оборудования, утверждаются ОСП.
Месячные планы-графики вывода из работы оборудования составляются на основании годовых планов-графиков вывода из работы оборудования.
2.4. Вывод из работы генерирующего оборудования электростанций и СНЕ, которое находится в оперативном подчинении ОСП, для перевода его в состояние консервации или снятия с эксплуатации осуществляется согласно Отчету.
2.5. Все Пользователи должны подавать ОСП предложения по выводу из работы их генерирующего оборудования и / УХЭ, которые находятся в оперативном подчинении ОСП, до 01 июня текущего года и до 01 сентября текущего года - электротехнического оборудования, находящегося в оперативном подчинении ОСП, для подготовки годового план-график вывода из работы оборудования на следующий календарный год.
2.6. Предложения предоставляются пользователями, должны содержать следующую информацию:
реквизиты стороны, подает предложения вывода из работы оборудования;
причина вывода с работы оборудования;
условия, которые необходимо выполнить перед выводом с работы оборудования в реальном времени (при наличии);
перечень оборудования, выводимого из работы;
предложения относительно планируемых дат (время начала и окончания) вывода из работы оборудования.
2.7. Если вывод из работы оборудования должно иметь фиксированную дату начала и фиксированную дату окончания, что обусловлено, но не ограничивается, взаимодействием с другими Пользователями, или в результате конкретных технологических процессов, или по причине конкретных работ по техническому обслуживанию, то эти данные должны указываться в предложении о вывод из работы оборудования. Предложения подлежат анализу и консультационном процесса между ОСП и Пользователем, который подает предложение, а также привлеченными пользователями и после их согласования вносятся в годовой план-график вывода из работы оборудования как фиксированные.
2.8. При формировании годовых планов-графиков вывода из работы оборудования магистральных сетей в первую очередь учитываются планы-графики ремонтов генерирующего оборудования и / УХЭ. ОСП должно способствовать выполнению планов ремонтов генерирующего оборудования, УХЭ и обеспечить надежную и бесперебойную передачу электрической энергии через основную сеть ОЭС Украины.
2.9. При формировании годовых планов-графиков вывода из работы межгосударственных линий электропередачи ОСП согласовывает такой вывод из работы со смежными ОСП с максимальным использованием совмещения работ на оборудовании, которого касаются соответствующие отключения. Планирование вывода из работы межгосударственных линий электропередачи должно соответствовать положениям Операционные соглашений энергообъединение.
2.10. При формировании годовых планов-графиков вывода из работы оборудования систем распределения ОСР должны учитывать вывода из работы оборудования магистральных сетей, а также индивидуальные годовые планы-графики вывода из работы оборудования пользователей системы распределения, вывод из работы оборудования на собственных сетях и соответствующие вывода на сетях смежных ОСР.
2.11. При подготовке годовых планов-графиков вывода из работы оборудования ОСП должен стараться удовлетворить требования, содержащиеся в полученных от Пользователей предложениях. Если предложение о выводе из работы оборудования невозможно удовлетворить, ОСП должен предложить варианты корректировки планов-графиков.
2.12. До 01 августа текущего года ОСП должен подготовить и предоставить соответствующим сторонам первый проект годового плана-графика вывода из работы генерирующего оборудования и / УХЭ, которые находятся в оперативном подчинении ОСП, на следующий календарный год.
2.13. Пользователи вправе сообщить ОСП о своих обоснованные возражения по первому проекту годового плана-графика вывода из работы их генерирующего оборудования и / УХЭ, которые находятся в оперативном подчинении ОСП, на следующий календарный год не позднее чем до 01 сентября текущего года.
2.14. При наличии возражений относительно предоставленных пользователями начальных проектов годовых планов-графиков ОСП проводит обсуждение со сторонами, которые предоставили свои возражения, и другими заинтересованными пользователями с целью их согласования.
2.15. Годовые планы-графики вывода из работы генерирующего оборудования и / УХЭ, которые находятся в оперативном подчинении ОСП, на следующий календарный год утверждаются Главным диспетчером ОСП до 01 октября текущего года.
2.16. Годовые планы-графики вывода работы электротехнического оборудования на следующий календарный год утверждаются Главным диспетчером ОСП до 30 ноября текущего года и передается на соответствующую электронную платформу ENTSO-E.
2.17. До 15 октября каждого календарного года ОСП доводит до сведения всех Пользователей годовой план-график вывода из работы генерирующего оборудования и / УХЭ, которые находятся в оперативном подчинении ОСП.
2.18. До 01 декабря каждого календарного года ОСП доводит до сведения всех Пользователей годовой план-график вывода из работы электротехнического оборудования, находящегося в оперативном подчинении ОСП.
2.19. Утверждены годовые планы-графики вывода из работы оборудования на каждый год вступают в силу с 01 января соответствующего года.
2.20. Утверждены годовые планы-графики вывода из работы оборудования, которое находится в оперативном подчинении ОСП, являются окончательными и пересмотру не подлежат, за исключением непредвиденных обстоятельств, которые возникли после утверждения годового плана-графика и которые ставят под угрозу безусловное выполнение утвержденных планов-графиков.
2.21. Пользователи обязаны соблюдать утвержденных планов-графиков вывода из работы оборудования. Внесение изменений в утвержденный план-график вывода из работы оборудования после 01 октября (для генерирующего оборудования и / УХЭ) и после 01 декабря (для электротехнического оборудования) осуществляется только по причинам нарушения безопасности поставок или операционной безопасности, или безопасности эксплуатационного персонала, или аварийного повреждения оборудования пользователя, или общественной безопасности в следующем порядке:
по решению ОСП - если соответствующее вывода из работы оборудования ограничивается только оборудованием, которое находится в оперативном управлении ОСП, и вывод этого оборудования не требует изменения плана-графика для других сторон;
по соглашению между ОСП и заинтересованными пользователями - если оборудование находится в оперативном управлении ОСП, но вывод этого оборудования требует изменения плана-графика для других сторон, или если оборудование находится в оперативном ведении ОСП.
2.22. Принятые ОСП изменения отражаются в месячном плане-графике вывода из работы оборудования.
2.23. Если ОСП не может достичь согласия с Пользователем по разработке или изменения годового плана-графика вывода из работы оборудования, ОСП принимает окончательное решение исходя из операционной безопасности и информирует об этом пользователя.
В случае письменного запроса пользователя по этому вопросу ОСП предоставляет обоснование принятия такого решения.
2.24. До 10 числа каждого месяца, предшествующего плановому, Пользователи предоставляют ОСП месячные планы-графики, подтверждающие вывод из работы оборудования в соответствии с утвержденным годовым планом-графиком с учетом принятых изменений.
2.25. Месячные планы-графики вывода из работы оборудования должны предоставляться пользователями письменно. Такие данные должны содержать следующую информацию:
реквизиты стороны, подает месячный план-график вывода из работы оборудования;
плановые вывода из работы оборудования, включенных в годовой план-график;
вывод из работы оборудования, не включенное в годовой план-график с соответствующим обоснованием;
объяснения о причинах изменения годового плана-графика, если такие изменения имеют место.
2.26. До 26 числа месяца, предшествующего плановому, ОСП предоставляет утвержден месячный план-график ремонтов соответствующим Пользователям.
3. Порядок координации вывода из работы оборудования
3.1. Вывод из работы и резерва объектов диспетчеризации (силового оборудования, устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, автоматизированных систем диспетчерского управления и средств диспетчерского (оперативно-технологического) управления и т.п.) необходимо оформлять заявки, подаваемой на рассмотрение в соответствующее подразделение диспетчерского управления по уровню оперативной подчиненности.
3.2. Плановые заявки подаются на оборудование, включенное в утвержденный план-график вывода из работы оборудования, на сроки, которые предусмотрены планом-графиком.
3.3. Срочные заявки - заявки для выполнения непланового ремонта на объектах диспетчеризации по совмещению с отключением основного оборудования (ЛЭП, АО, СШ) для планового ремонта, а также заявки для проведения кратковременного непланового ремонта с целью устранения незначительных неисправностей на объектах диспетчеризации, для проведение которого не требуется существенное изменение режима работы системы передачи.
3.4. Аварийная заявка - заявка для проведения неотложного ремонта оборудования. Аварийной заявкой также оформляется аварийный ремонт оборудования, отключены действием защиты, персоналом из-за повреждения, для предупреждения повреждения или ликвидации угрозы жизни людей.
3.5. Форма заявки на вывод оборудования из работы и перечень необходимых данных, требований, касающихся проведения работ, включая меры по безопасности, сроки представления, рассмотрения и согласования заявки, а также сообщения о результатах рассмотрения определяются ОСП в соответствующих инструкциях, которые предоставляются Пользователям.
3.6. Перечень необходимых данных и требований, в частности, должен включать:
наименование предприятия, дает заявку;
наименование объекта, оборудования и вид ремонта;
срок ремонта и аварийной готовности введения в работу;
величина снижения и имеющейся мощности;
комментарии (какие работы будут выполняться, номера программ переключений, номер ремонтной схемы, режим заземления, режимные мероприятия, обеспечивающие надежную работу оборудования, энергоузла в ремонтном и ремонтно-аварийном режимах и т.п.);
состояние устройств РЗ и ПА на данном объекте или прилегающих ПС, в случае его отличия от нормального режима, на время действия заявки;
основные меры по созданию безопасных условий выполнения работ;
фамилия уполномоченного лица предприятия, подписавшего заявку.
В случае необходимости ОСП имеет право запросить дополнительные данные.
3.7. Если условия эксплуатации энергосистемы на предложенный день и время запланированного вывода из работы оборудования существенно изменились по сравнению с прогнозируемым уровнем балансовой надежности и операционной безопасности, оперативно-диспетчерские службы ОСП могут перенести запланированный вывод из работы оборудования на срок, необходимый для приведения условий эксплуатации энергосистемы до уровня балансовой надежности и безопасности, который позволяет выполнить запланированный вывод из работы оборудования.