БИБЛИОТЕКА

6. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ

 

6.1. Задачи и организация управления

 

6.1.1. В каждом АО-энерго (энергосистеме), объединенной энергосистеме (ОЭС), Единой энер­госистеме (БЭС России) должно быть организовано круглосуточное диспетчерское управление со­гласованной работой электростанций, электрических и тепловых сетей, задачами которого явля­ются:

разработка и. ведение режимов работы электростанций, сетей и энергосистем, обеспечивающих заданные условия энергоснабжения потребителей;

планирование и подготовка ремонтных работ;

обеспечение устойчивости энергосистем;

выполнение требований к качеству электрической энергии и тепла;

обеспечение экономичности работы энергосистем и рационального использования энергоресур­сов при соблюдении режимов потребления;

предотвращение и ликвидация технологических нарушений при производстве, преобразовании, передаче и распределении электрической энергии и тепла.

6.1.2. На каждом энергообъекте (электростанции, электрической сети, тепловой сети) должно быть организовано круглосуточное оперативное управление оборудованием, задачами которого являются:

ведение требуемого режима работы;

производство переключений, пусков и остановов;

локализация аварий и восстановление режима работы;

подготовка к производству ремонтных работ.

6.1.3. Оперативно-диспетчерское управление должно быть организовано по иерархической структуре, предусматривающей распределение функций оперативного контроля и управления между отдельными уровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней управления вышесто­ящим.

6.1.4. Функции диспетчерского управления должны выполнять:

в ЕЭС — центральное диспетчерское управление (ЦДУ ЕЭС России);

в ОЭС — объединенное диспетчерское управление (ОДУ);

в энергосистеме — центральная диспетчерская служба (ЦДС);

в электрической сети — оперативно-диспетчерская служба этой сети;

в тепловой сети — диспетчерская служба этой сети.

6.1.5. Для каждого диспетчерского уровня должны быть установлены две категории управле­ния оборудованием и сооружениями — оперативное управление и оперативное ведение.

6.1.6. В оперативном управлении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства репейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и ре­жимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с кото­рыми требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах разного оперативного подчинения.

Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться под руководст­вом диспетчера.

6.1.7. В оперативном ведении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и ре­жимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-инфор­мационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противо­аварийной автоматики.

Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться с разрешения диспетчера.

6.1.8. Все линии электропередачи, .теплопроводы, оборудование и устройства электростанций и сетей должны быть распределены по уровням диспетчерского управления.

Перечни линий электропередачи, теплопроводов, оборудования и устройств, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчеров энергообъектов или АО-энерго, должны быть составлены с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены техническим руководителем этого энергообъекта или АО-энерго.

6.1.9. Взаимоотношения персонала различных уровней оперативно-диспетчерского управления должны быть регламентированы соответствующими типовыми положениями и договорами на участие собственников энергообъектов в параллельной работе с ЕЭС России. Уклонение от заклю­чения договоров не допускается. Спорные вопросы, возникающие при заключении договоров, должны решаться в соответствии с законодательством Российской Федерации.

6.1.10. Оперативно-диспетчерское управление должно осуществляться с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, а также укомплектованных оперативными схемами.

6.1.11. В каждом АО-энерго должны быть разработаны инструкции по оперативно-диспетчер­скому управлению, ведению оперативных переговоров и записей, производству переключений и ликвидации аварийных режимов с учетом специфики и структурных особенностей энергосистемы.

Все оперативные переговоры, оперативно-диспетчерская документация на всех уровнях диспет­черского управления должны вестись с применением единой общепринятой терминологии, типо­вых распоряжений, сообщений и записей.

 

6.2. Планирование режима работы

 

6.2.1. При планировании режима должны быть обеспечены:

сбалансированность графиков потребления и нагрузки электростанций, теплоисточников, энер­госистем, ОЭС, ЕЭС России с учетом энергоресурсов, состояния оборудования, пропускной спо­собности электрических и тепловых связей;

эффективность принципов оперативного управления режимом и функционирования систем противоаварийной и режимной автоматики;

надежность и экономичность производства и передачи электрической и тепловой энергии;

выполнение годовых графиков ремонта основного оборудования энергообъектов.

6.2.2. Планирование режима должно производиться на долгосрочные и кратковременные пе­риоды и осуществляться на основе:

данных суточных ведомостей и статистических данных энергосистем, ОЭС, ЕЭС России за предыдущие дни и периоды;

прогноза нагрузки энергосистем, ОЭС и ЕЭС России на планируемый период;

результатов контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях энергосистем, ОЭС и ЕЭС России, которые должны производиться 2 раза в год в рабочие дни июня и декабря;

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

данных об изменении нагрузок с учетом заявок потребителей;

данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи;

данных гидравлического расчета тепловых сетей.

6.2.3. Долгосрочное планирование режима ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы и энергообъекта должно осуществляться для характерных периодов года (годовой максимум нагрузок, летний минимум нагрузок, период паводка, отопительный период и т.п.).

Долгосрочное планирование должно предусматривать:

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

составление сезонных балансов располагаемой мощности теплоисточников и присоединений тепловой нагрузки;

определение и выдачу значений максимума электрической нагрузки и потребления электричес­кой и тепловой энергии, располагаемой мощности электростанции и теплоисточников с учетом заданного коэффициента эффективности использования установленной мощности и наличия энер­горесурсов по месяцам года;

разработку планов использования гидроресурсов гидроэлектростанции;     

составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, тепловых сетей и котельных, подстанций и линий электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;

разработку схем соединений электростанций, электрических и тепловых сетей для нормального и ремонтных режимов;

расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новых генериру­ющих мощностей и сетевых объектов энергосистемы и выбора параметров настройки средств противоаварийной и режимной автоматики;

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

расчеты .токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов электродинами­ческой и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор параметров противоаварийной и режимной автоматики;

расчеты технико-экономических характеристик электростанций, теплоисточников, электричес­ких и тепловых сетей для оптимального ведения режима;

уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию средств противоаварийной и режимной автоматики;

определение потребности в новых устройствах автоматики.

6.2.4. Краткосрочное планирование режима ЕЭС России, ОЭС, энергосистем, электростанции, котельных, тепловых и электрических сетей должно производиться с упреждением от 1 сут до 1 нед.

Краткосрочное планирование должно предусматривать:

прогноз суточной электрической нагрузки ЕЭС России, ОЭС и энергосистемы;

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

оптимальное распределение нагрузки между ОЭС, энергосистемами, электростанциями и от­дельными энергоустановками, задание суточных графиков межсистемных перетоков мощности (или сальдо-перетоков мощности) и суточных графиков нагрузки каждой ОЭС, энергосистемы, электростанции;

решения по заявкам на вывод в ремонт или включение в работу оборудования с учетом меро­приятий по ведению режима, изменению, параметров настройки противоаварийной и режимной автоматики.

6.2.5. Суточные графики активной нагрузки и резерва мощности ЕЭС России, ОЭС, энергосис­тем и электростанций, а также графики межсистемных перетоков мощности должны быть выданы соответствующему диспетчеру после утверждения главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, начальником ЦДС, техническим руководителем энергообъекта.

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

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

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

6.2.6. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооруже­ний (дымовых труб, градирен и др.) электростанции на предстоящий год должны быть составлены на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласо­ваны с ОДУ или ЦДУ ЕЭС России и утверждены в установленном порядке.

Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях по согласованию с ЦДУ ЕЭС России, ОДУ с утверждением изменений в установленном порядке.

6.2.7. Годовые графики ремонта линий электропередачи и оборудования подстанций, уст­ройств системной автоматики и связи, оборудования тепловых сетей и теплоисточников должны быть утверждены главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, техническим руководителем АО-энерго или энергообъекта в зависимости от уровня оперативного подчинения.

Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит к ограничению горячего во­доснабжения в межотопительный период, должны быть согласованы с местными органами управ­ления.

6.2.8. Центральное диспетчерское управление ЕЭС России должно ежегодно задавать ОДУ, а ОДУ — энергосистемам объем и диапазоны уставок устройств автоматической частотной разгруз­ки (АЧР) и частотного АПВ (ЧАПВ).

Диспетчерские службы энергосистемы с учетом указаний ОДУ, а изолированно работаю­щих — самостоятельно должны определять:

объем, уставки и размещение устройств АЧР с учетом местных балансов мощности, а также объем и уставки устройств ЧАПВ;

уставки автоматического пуска агрегатов гидравлических и гидроаккумулирующих электро­станций (ГАЭС) и ГТУ при снижении частоты; автоматического перевода гидроагрегатов, рабо­тающих в режиме синхронного компенсатора, в генераторный режим, а также перевода агрегатов ГАЭС из насосного режима в турбинный.

Перечень потребителей, подключенных к устройствам АЧР, должен быть утвержден техничес­ким руководителем АО-энерго.

6.2.9. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматике отключения нагрузки (САОН), и ее использование по условиям аварийных режимов ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы должны определяться ОДУ ЕЭС России, ОДУ, ЦДС.

Условия подключения потребителей к САОН должны быть установлены органами Энергонад­зора энергосистемы.

Решения о вводе САОН в работу должны приниматься ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, техническим руководителем АО-энерго.

6.2.10. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельным очередям устройств АЧР и к САОН, должно измеряться два раза в год (в июне и декабре) ежечасно в течение одних рабочих суток.

6.2.11. В каждой энергосистеме на основе заданий ЦДУ ЕЭС России ОДУ должны ежегодно разрабатываться и утверждаться графики ограничения потребителей и отключения нагрузки при недостатке электроэнергии и мощности.

 

6.3. Управление режимом работы

 

6.3.1. Управление режимом работы энергоустановок должно быть организовано на основании суточных графиков.

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

О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчерский персонал электростанции и теплоисточника должен немедленно сообщать дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетче­ру теплосети.

Диспетчер энергосистемы имеет право по условиям ее режима изменил» график нагрузки электростанции, а также кратковременно (не более чем на 3 ч) график теплосети. Понижение тем­пературы сетевой воды допускается до 10°С по сравнению со значением ее в утвержденном гра­фике. При наличии среди потребителей промпредприятий с технологической нагрузкой или теп­личных хозяйств величина понижения температуры должна быть согласована с ними. Не допус­кается понижать температуру сетевой воды ниже минимальной, принятой для тепловой сети.

При изменении графика нагрузки электростанции должен быть выполнен суммарный график нагрузки энергосистемы и межсистемных перетоков мощности, заданный ОДУ (ЦДУ ЕЭС Рос­сии); отклонения от него могут быть допущены только по распоряжению диспетчера ОДУ (ЦДУ ЕЭС России).

Изменение графика перетока мощности между ОЭС должно производиться по распоряжению диспетчера ЦДУ ЕЭС России.

Электростанции обязаны по распоряжению диспетчера энергосистемы немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощности или снижать ее до технического минимума со скоростью, определяемой соответствующими инструкциями.

При необходимости диспетчер ЦДС, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России должен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва или выводе их в резерв.

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

6.3.2. При регулировании частоты электрического тока и мощности в энергосистеме должно быть обеспечено:

поддержание частоты электрического тока в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-87;

для параллельно работающих энергосистем поддержание согласованных в установленном по­рядке и задаваемых ОДУ, ЦДУ ЕЭС России суммарных перетоков мощности (сальдо перетоков мощности) по внешним связям с коррекцией по частоте;

ограничение перетоков мощности по условиям устойчивости работы энергосистемы, нагрева проводов линий электропередачи, перегрузки оборудования.

6.3.3. Регулирование частоты и перетоков мощности в ЕЭС России или в отдельно работаю­щих ОЭС (энергосистемах) должно осуществляться:

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

выделенными для регулирования режима по частоте и перетокам мощности электростанциями (вторичное регулирование режима).

6.3.4. Использование систем автоматического управления и режимов работы, препятствующих изменению мощности при изменениях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления "до себя" на турбинах, режим скользящего давления при полностью открытых клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение регуляторов мощности или уст­ройств автоматического регулирования производительности котельных установок и т.п.), допус­кается только временно при неисправности основного оборудования с разрешения технического руководителя АО-энерго.

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

после восстановления частоты 50 Гц;

с разрешения диспетчера ЦДС;

при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы.

6.3.5. При невозможности автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (от­сутствие или неисправность системы АРЧМ, ограничения по режиму) регулирование должно осу­ществляться энергосистемами или электростанциями по распоряжению диспетчера ЦДУ ЕЭС Рос­сии (для раздельно работающих ОЭС или энергосистем — по распоряжению диспетчера ОДУ или ЦДС).

6.3.6. При снижении частоты ниже установленных пределов диспетчер ЕЭС России или изоли­рованно работающей ОЭС (энергосистемы) должен ввести в действие имеющиеся резервы мощности.

В случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся резервы мощности использо­ваны, диспетчер должен обеспечить восстановление нормальной частоты путем ограничения или отключения потребителей согласно инструкции.

6.3.7. При значениях перетоков мощности по межсистемным связям выше аварийно допусти­мых диспетчер ОДУ (ЦДС), принимающий мощность, после мобилизации резервов мощности должен разгружать связи путем отключения потребителей.

6.3.8. При аварийных отклонениях частоты персонал электростанций должен самостоятельно принимать меры к ее восстановлению, действуя по местной инструкции, составленной в соответ­ствии с указаниями вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

6.3.9. Ответственность за поддержание частоты в ЕЭС России несет диспетчер ЦДУ ЕЭС Рос­сии, а в изолированно работающих ОЭС и энергосистемах — диспетчеры ОДУ или ЦДС. При этом диспетчеры ОЭС, работающих в составе ЕЭС России, и энергосистем, работающих в составе ОЭС, отвечают за выполнение заданного перетока мощности (сальдо перетока мощности) с кор­рекцией по частоте, заданий по рабочей мощности электростанций и несение ими заданной на­грузки (при этом не должно быть превышено заданное предельное потребление в часы максимума нагрузок), а начальники смен электростанций — за выполнение заданий по рабочей мощности, несение заданной нагрузки и участие в первичном регулировании частоты, а для выделенных электростанций — также и во вторичном регулировании частоты и перетоков мощности.

Руководители АО-энерго, служб Энергонадзора, диспетчерских служб АО-энерго и электрических сетей несут ответственность за своевременную разгрузку потребителей и эффективность действия графиков их ограничения и отключения.

6.3.10. При регулировании напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:

соответствие показателей напряжения требованиям ГОСТ 13109-87;

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

необходимый запас устойчивости энергосистем;

минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.

6.3.11. На трансформаторах и автотрансформаторах, оборудованных устройствами РПН, питающих распределительные сети 6-35 кВ, должны быть включены автоматические регуляторы напряжения.

Отключение автоматических регуляторов допускается только по заявке. На трансформаторах в распределительной сети 6-35 кВ должны использоваться ответвления переключателей без воз­буждения (ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПИ соответствие напряжения на выводах приемников в сетях 0,4 кВ требованиям ГОСТ 13109-87.

Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны корректироваться в соответствии с изменениями сети и нагрузки.

Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансфор­маторов должны быть утверждены начальником диспетчерской службы энергообъекта.

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

Характеристики регулирования и графики напряжения в контрольных пунктах должны быта определены службами АО-энерго, ОДУ, ЦДУ БЭС России на предстоящий квартал и корректи­роваться, если необходимо, при краткосрочном планировании режима.

Контрольные пункты должны быть установлены соответствующими диспетчерскими службами и диспетчерскими управлениями в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потери электроэнергии в энергосистеме, ОЭС, ЕЭС России.

Регулирование напряжения должно осуществляться преимущественно средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии — оперативно-диспетчерским персоналом энергообъектов под контролем диспетчера электрических сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

6.3.13. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах должны быть утверждены главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ. Перечень пунктов, напряже­ние которых должно контролироваться диспетчером ЦДС, оперативно-диспетчерских служб электрических сетей, а также графики напряжения и характеристики регулирования в них должны быть утверждены техническим руководителем АО-энерго, энергообъекта.

6.3.14. Порядок использования источников реактивной мощности потребителей должен быть задан при заключении договоров между энергоснабжающей организацией и потребителем.

6.3.15. Для контролируемых диспетчером ЦДС узловых пунктов электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должны быть установлены аварийные пределы снижения напря­жения, определяемые условиями статической устойчивости энергосистемы и узлов нагрузки.

Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативно-диспетчерский персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности гене­раторов и компенсаторов, а диспетчеры ЦДС, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России должны оказывать электростанциям и электрическим сетям помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом не разрешается поднимать напряжение в отдельных контроль­ных пунктах выше значений, предельно допустимых для оборудования.

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

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

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

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

работу источников и потребителей тепла;

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

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

 

6.4. Управление оборудованием

 

6.4.1. Оборудование энергообъектов, принятых в эксплуатацию, должно находиться в одном из четырех оперативных состояний: работе, резерве, ремонте или консервации.

6.4.2. Вывод энергооборудования, устройств релейной защиты и автоматики, устройств ТАИ, а также оперативно-информационных комплексов и средств диспетчерского и технологического управления (СДТУ) из работы и резерва в ремонт и для испытания, даже по утвержденному плану, должен быть оформлен заявкой, подаваемой согласно перечням на их оперативное управ­ление и оперативное ведение в соответствующую диспетчерскую службу.

Сроки подачи заявок и сообщений об их разрешении должны быть установлены соответствую­щей диспетчерской службой.

Заявки должны быть утверждены техническим руководителем электростанции или сети.

6.4.3. Испытания, в результате которых может существенно измениться режим энергосистемы, ОЭС, ЕЭС России, должны быть проведены по рабочей программе, утвержденной техническим руководителем АО-энерго и согласованной с главным диспетчером ОДУ, ЦДУ ЕЭС России (по оперативной подчиненности).

Рабочие программы других испытаний оборудования энергообъектов должны быть утвержде­ны техническими руководителями энергообъектов.

Рабочая программа испытаний должна быть представлена на утверждение и согласование не позднее чем за 7 дн до их начала.

6.4.4. Заявки делятся на плановые, соответствующие утвержденному плану ремонта и отключе­ний, и срочные для проведения непланового и неотложного ремонта. Срочные заявки разрешается подавать в любое время суток непосредственно диспетчеру, в управлении или ведении которого находится отключаемое оборудование.

Диспетчер имеет право разрешить ремонт лишь на срок в пределах своей смены. Разрешение на более длительный срок должно быть дано соответственно главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) энергообъекта, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

6.4.5. При необходимости немедленного отключения оборудование должно быть отключено оперативным персоналом энергообъекта, где установлено отключаемое оборудование, в соответ­ствии с требованиями производственных инструкций с предварительным, если это возможно, или последующим уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

После останова оборудования оформляется срочная заявка с указанием причин и ориентиро­вочного срока ремонта.

6.4.6. Разрешение на вывод или перевод в капитальный, средний или текущий ремонт основ­ного оборудования энергообъекта, находящегося в ведении или управлении энергообъекта, энер­госистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России, должно быть выдано в установленном порядке по заявке дис­петчерской службой энергообъекта, АО-энерго, ОДУ.

6.4.7. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования и линий электропередачи, а также растопкой котла, пуском турбины и набором на них требуемой нагрузки, должно быть включено в срок ремонта, разрешенного по заявке.

Если по какой-либо причине оборудование не было отключено в намеченный срок, длитель­ность ремонта должна быть сокращена, а дата включения оставаться прежней. Продлить срок ре­монта может только диспетчерская служба энергообъекта, АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России (по оперативной подчиненности).

6.4.8. Несмотря на разрешенную заявку, вывод оборудования из работы и резерва или испытания могут быть выполнены лишь с разрешения начальника смены электростанции или соответ­ствующего диспетчера сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России непосредственно перед вы­водом из работы и резерва оборудования или перед проведением испытаний.

6.4.9. Персонал электростанции или электрических сетей не имеет права без разрешения на­чальника смены электростанций, диспетчера электрических сетей, энергосистемы, ОЭС (ЕЭС Рос­сии) осуществлять отключения, включения, испытания и изменения уставок системной автомати­ки, а также СДТУ, находящихся в ведении или управлении соответствующего диспетчера (началь­ника смены электростанции).

Проверка (испытания) устройств релейной защиты и автоматики, аппаратура которых распо­ложена на двух и болев объектах, должна выполняться одновременно на всех этих объектах.

6.4.10. Начальник смены электростанции, диспетчер электрических сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России при изменениях схем электрических соединений должен проверить и привести в соответствие новому состоянию этих схем настройку защит, системы противоаварийной и режимной автоматики.

6.4.11. Оборудование считается введенным в работу из ремонта после уведомления эксплуати­рующей организацией о завершении ремонтных работ, включения его в сеть и закрытия опера­тивной заявки.

6.4.12. Нарушение режима или повреждение оборудования с выводом его по разрешенной срочной заявке или разрешение на перевод в капитальный, средний или текущий ремонт офор­мляется как нарушение (авария или отказ) в соответствии с "Инструкцией по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем".

 

6.5. Предупреждение и ликвидация технологических нарушений

 

6.5.1. Основными задачами оперативно-диспетчерского управления при ликвидации технологи­ческих нарушений являются:

предотвращение развития нарушений, исключение травмирования персонала и повреждения оборудования, не затронутого технологическим нарушением;

быстрое восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных параметров отпускае­мой потребителям электроэнергии;

создание наиболее надежных послеаварийной схемы и режима работы системы в целом и ее частей;

выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудования и при возможности включение его в работу и восстановление схемы сети.

6.5.2. На каждом диспетчерском пункте АО-энерго, щите управления энергообъекта должны быть местная инструкция по предотвращению и ликвидации технологических нарушений, которая составляется в соответствии с типовой инструкцией и инструкцией вышестоящего органа опера­тивно-диспетчерского управления, и планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях и газовом хозяйстве электростанций и котельных.

Планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях городов и крупных населен­ных пунктов должны быть согласованы с местными органами власти.

Аварийно-диспетчерскими службами городов и энергообъектами должны быть согласованы документы, определяющие их взаимодействие при ликвидации технологических нарушений на энергообъектах.

6.5.3. Распределение функций по ликвидации технологических нарушений между диспетчерами ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, ЦДС, оперативно-диспетчерских служб сетей и оперативно-диспетчерским персоналом электростанций должно быть регламентировано соответствующими инструкциями.

Распределение функций при ликвидации технологических нарушений на связях между ЕЭС России и энергосистемами суверенных государств должно быть регламентировано в отдельных со­глашениях.

6.5.4. Ликвидацией технологических нарушений на электростанции должен руководить началь­ник смены станции.

На подстанциях руководство ликвидацией технологических нарушений должно возлагаться на дежурного подстанции, оперативно-выездную бригаду, мастера или начальника группы подстан­ций в зависимости от типа обслуживания подстанции.

Руководство ликвидацией технологических нарушений в тепловых сетях должно осуществляться диспетчером тепловых сетей. Его указания являются также обязательными доя оперативно-диспетчерского персонала ТЭЦ или других самостоятельно действующих теплоисточников.

Технологические нарушения в электрических сетях, имеющие местное значение и не затраги­вающие режима работы энергосистемы, должны ликвидироваться под руководством диспетчера электрических сетей или диспетчера опорной подстанции в зависимости от района распростране­ния таких нарушений и структуры управления сетями.

Ликвидация технологических нарушений, затрагивающих режим работы одной энергосистемы, должна производиться под руководством диспетчера энергосистемы.

Руководство ликвидацией технологических нарушений, охватывающих несколько энергосис­тем, должно осуществляться диспетчером ОДУ (ЦДУ ЕЭС России).

В случае необходимости оперативные руководители или административные руководители лиц, указанных выше, имеют право поручить руководство ликвидацией технологического нарушения другому лицу или взять руководство на себя, сделав запись в оперативном журнале.

О замене ставится в известность как вышестоящий, так и подчиненный оперативный персонал.

6.5.5. Приемка и сдача смены во время ликвидации технологических нарушений запрещаются.

Пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией технологических нарушений. При затянувшейся ликвидации технологического нару­шения в зависимости от его характера допускается сдача смены с разрешения вышестоящего опе­ративно-диспетчерского персонала.

В тех случаях, когда при ликвидации технологического нарушения операции производятся на оборудовании, не находящемся в оперативном управлении или ведении вышестоящего оператив­но-диспетчерского персонала, сдача смены допускается с разрешения руководящего администра­тивно-технического персонала энергообъекта, на котором произошло технологическое нарушение.

6.5.6. Оперативно-диспетчерский персонал несет полную ответственность за ликвидацию техно­логического нарушения, принимая решения и осуществляя мероприятия по восстановлению нор­мального режима независимо от присутствия лиц из числа административно-технического персо­нала.

6.5.7. Все оперативные переговоры и распоряжения диспетчеров всех уровней диспетчерского управления, а также начальников смен электростанций и дежурных крупных подстанций во время ликвидации технологического нарушения должны записываться на магнитофон.

6.5.8. Для предотвращения нарушения устойчивости работы энергосистемы должны приме­няться системная автоматика отключения нагрузки в энергосистемах, принимающих мощность, и автоматическая разгрузка электростанций в энергосистемах, выдающих мощность. В случае отка­за автоматических устройств персонал должен быть готов к действиям вручную.

 

6.6. Требования к оперативным схемам

 

6.6.1. Схемы электрических соединений ЕЭС России, ОЭС, энергосистем, электрических сетей, электростанций и подстанций, настройка средств РЗА для нормальных и ремонтных режимов должны обеспечивать:

электроснабжение потребителей электроэнергией, качество которой должно соответствовать требованиям государственного стандарта (по договорным обязательствам);

устойчивую работу электрической сети ЕЭС России, ОЭС и энергосистем;

соответствие токов короткого замыкания значениям, допустимым для оборудования;

экономичное распределение потоков активной и реактивной мощности;

локализацию аварий с минимальными потерями как для производителей, так и для потребите­лей электроэнергии.

6.6.2. Схемы СН переменного и постоянного тока электростанций и подстанций должны вы­бираться с учетом обеспечения, их надежности в нормальных, ремонтных и аварийных режимах путем:

секционирования шин;

автоматического ввода резервного питания любой секции шин СН всех напряжении;

распределения источников питания СН по системам и секциям шин с учетом действия уст­ройств АВР и сохранения в работе механизмов СН при исчезновении напряжения на секции. Ис­точники рабочего и резервного питания должны быть присоединены к разным секциям шин рас­пределительного устройства;

распределения механизмов СН по секциям шин из условия минимального нарушения работы электростанции или подстанции в случае выхода из строя любой секции;

обеспечения надежного питания механизмов СН при несинхронной работе шин (частей) электростанции (секционирование шин высокого напряжения, выделение энергоблоков на отдель­ную линию, выполнение схем деления энергосистемы);

обеспечения полного или частичного отделения питания механизмов СН электростанции от энергосистемы при понижении частоты и напряжения до значений, угрожающих их бесперебойной работе, с наименьшей потерей рабочей мощности.

6.6.3. Присоединение посторонних потребители» (поселков и пр.) к шинам распределительных устройств СН электростанций запрещается. Исключение составляют электростанции, на которых генераторы соединены в блоки с трансформаторами, при отсутствии в данной местности распре­делительных сетей.

6.6.4. Нормальные и ремонтные схемы соединений электрической сети, подстанции и электро­станции ежегодно должен утверждать технический руководитель энергообъекта (структурной еди­ницы), а схемы энергосистемы— технический руководитель АО-энерго.

Указанные схемы должны быть согласованы с органом диспетчерского управления, в опера­тивном ведении или оперативном управлении которого находится входящее в них оборудование.

6.6.5. Схемы трубопроводов электростанций должны обеспечивать:

надежное резервирование СН основного оборудования;

минимальные гидравлические потери;

отключение аварийных участков преимущественно посредством приводов с дистанционным управлением;

локализацию аварий с минимальными потерями генерирующей мощности и отключение мини­мальной мощности потребителей.

6.6.6. Схемы сетевых станционных трубопроводов должны обеспечивать возможность локали­зации отдельных участков и предотвращение затопления помещений и оборудования электростан­ций в случае повреждения трубопроводов.

6.6.7. Схемы трубопроводов тепловых сетей должны обеспечивать надежное теплоснабжение потребителей, поддержание заданных параметров в тепловой сети, экономное расходование электроэнергии на транспортировку сетевой воды, а также локализацию и ликвидацию аварий с минимальным отключением потребителей.

 

6.7. Оперативно-диспетчерский персонал

 

6.7.1. К оперативно-диспетчерскому персоналу АО-энерго и энергообъектов относятся:

оперативный персонал — персонал, непосредственно воздействующий на органы управления энергоустановок и осуществляющий управление и обслуживание энергоустановок в смене;

оперативно-ремонтный персонал — ремонтный персонал с правом непосредственного воздей­ствия на органы управления;

оперативные руководители — персонал, осуществляющий оперативное руководство в смене работой закрепленных за ним объектов (энергосистемы, электрических сетей, тепловых сетей, электростанции, энергообъекта) и подчиненного ему персонала.

6.7.2. Оперативно-диспетчерский персонал должен вести безопасный, надежный и экономич­ный режим работы оборудования энергообъекта, энергосистемы, ОЭС в соответствии с производ­ственными и должностными инструкциями и оперативными распоряжениями вышестоящего опе­ративного персонала.

Комплектация оперативно-диспетчерского персонала по численности и квалификации осущест­вляется в соответствии с отраслевыми нормативными документами.

Совмещение рабочих мест оперативно-диспетчерского персонала при его работе в смене не­полным составом может быть разрешено только по письменному указанию технического руково­дителя АО-энерго или энергообъекта.

6.7.3. Оперативно-диспетчерский персонал во время смены несет ответственность за эксплуата­цию оборудования, находящегося в его оперативном управлении или ведении, в соответствии с настоящими Правилами, заводскими и местными инструкциями, ПТБ и другими руководящими документами, а также за безусловное выполнение распоряжений вышестоящего оперативно-дис­петчерского персонала.

6.7.4. При нарушениях режимов работы, повреждении оборудования, а также при возникнове­нии пожара оперативно-диспетчерский персонал должен немедленно принять меры к восстановле­нию нормального режима работы или ликвидации аварийного положения и предотвращению раз­вития технологического нарушения, а также сообщить о происшедшем соответствующему опера­тивно-диспетчерскому и руководящему административно-техническому персоналу по утвержден­ному списку.

6.7.5. Распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала по вопросам, входя­щим в его компетенцию, обязательно к исполнению подчиненным ему оперативно-диспетчерским персоналом.

6.7.6. Оборудование, находящееся в оперативном управлении или оперативном ведении выше­стоящего оперативно-диспетчерского персонала, не может быть включено в работу или .выведено из работы без разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, за исключением случаев явной опасности для людей и оборудования.

6.7.7. Оперативное распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала должно быть четким, кратким.

Выслушав распоряжение, подчиненный оперативно-диспетчерский персонал должен дословно повторить текст распоряжения и получить подтверждение, что распоряжение понято правильно.

Распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала должны выполняться неза­медлительно и точно.

Оперативно-диспетчерский персонал, отдав или получив распоряжение или разрешение, дол­жен записать его в оперативный журнал. При наличии магнитофонной записи объем записи в оперативный журнал определяется соответствующим административно-техническим руководством.

6.7.8. Оперативные переговоры должны вестись технически грамотно. Все энергооборудование, присоединения, устройства релейной и технологической защиты и автоматики должны называться полностью согласно установленным диспетчерским наименованиям. Отступление от технической терминологии и диспетчерских наименований категорически запрещается.

Оперативные переговоры на всех уровнях диспетчерского управления и оперативные перегово­ры начальников смен электростанций и крупных подстанций должны автоматически фиксировать­ся на магнитной ленте.

6.7.9. В распоряжениях по изменению режима работы оборудования электростанции, энерго­системы должны быть указаны необходимое значение изменяемого режимного параметра и время, к которому должно быть достигнуто указанное значение параметра, а также время отдачи распо­ряжения.

6.7.10. Оперативно-диспетчерский персонал, получив распоряжение руководящего администра­тивно-технического персонала по вопросам, входящим в компетенцию вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, должен выполнять его только с согласия последнего.

6.7.11. Ответственность за невыполнение или задержку выполнения распоряжения вышестояще­го оперативно-диспетчерского персонала несут лица, не выполнившие распоряжение, а также ру­ководители, санкционировавшие его невыполнение или задержку.

6.7.12. В случае, если распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала пред­ставляется подчиненному оперативно-диспетчерскому персоналу ошибочным, он должен немед­ленно доложить об этом лицу, давшему распоряжение. При подтверждении распоряжения опера­тивно-диспетчерский персонал обязан выполнить его.

Распоряжения вышестоящего персонала, содержащие нарушения ПТБ, а также распоряжения, которые могут привести к повреждению оборудования, потере питания СН электростанции, под­станции или обесточению потребителей I категории, выполнять запрещается. О своем отказе вы­полнить такое распоряжение оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить вышестоящему оперативно-диспетчерскому персоналу, отдавшему распоряжение, и соответствую­щему административно-техническому руководителю, а также записать в оперативный журнал.

6.7.13. Лица оперативно-диспетчерского персонала, находящиеся в резерве, могут быть привле­чены к выполнению работ по обслуживанию энергоустановки в рамках должностной инструкции и только с разрешения соответствующего руководящего оперативно-диспетчерского персонала, находящегося в смене с записью в соответствующих документах.

6.7.14. Замена одного лица из числа оперативно-диспетчерского персонала другим до начала смены в случае необходимости допускается с разрешения соответствующего административно-технического персонала, подписавшего график, и с уведомлением вышестоящего оперативно-диспет­черского персонала.

Работа в течение двух смен подряд запрещается.

6.7.15. Каждый работник из числа оперативно-диспетчерского персонала, заступая на рабочее место, должен принять смену от предыдущего работника, а после окончания работы сдать смену следующему по графику работнику.

Уход с дежурства без сдачи смены запрещается.

6.7.16. При приемке смены работник из числа оперативно-диспетчерского персонала должен:

ознакомиться с состоянием, схемой и режимом работы энергоустановок, находящихся в его оперативном управлении и ведении, в объеме, определяемом соответствующими инструкциями;

получить сведения от сдавшего смену об оборудовании, за которым необходимо вести особо тщательное наблюдение для предупреждения нарушений в работе, и об оборудовании, находя­щемся в резерве и ремонте;

выяснить, какие работы выполняются по заявкам, нарядам и распоряжениям на закрепленном за ним участке;

проверить и принять инструмент, материалы, ключи от помещений, оперативную документа­цию и документацию рабочего места;

ознакомиться со всеми записями и распоряжениями за время, прошедшее с его предыдущего дежурства;

принять рапорт от подчиненного персонала и доложить непосредственному начальнику по смене о вступлении в дежурство и недостатках, выявленных при приемке смены;

оформить приемку-сдачу смены записью в журнале или ведомости за его подписью и подпи­сью сдающего смену.

6.7.17. Оперативно-диспетчерский персонал должен периодически в соответствии с местной ин­струкцией опробовать действие устройств автоматики, сигнализации, средств связи и телемехани­ки (СДТУ), а также проверять правильность показаний часов на рабочем месте и т.д.

6.7.18. Оперативно-диспетчерский персонал должен по утвержденным графикам осуществлять переход с рабочего оборудования на резервное, производить опробование и профилактические ос­мотры оборудования.

6.7.19. Оперативные и административно-технические руководители имеют право снять с рабо­чего места подчиненный ему оперативно-диспетчерский персонал, не выполняющий свои обязан­ности, и произвести соответствующую замену или перераспределение обязанностей в смене. При этом делается запись в оперативном журнале или выпускается письменное распоряжение и уве­домляется по соподчиненности персонал соответствующих уровней оперативно-диспетчерского управления.

6.7.20. Оперативно-диспетчерский персонал по разрешению вышестоящего оперативно-диспет­черского персонала может кратковременно привлекаться к ремонтным работам и испытаниям с освобождением на это время от исполнения обязанностей на рабочем месте и записью в опера­тивном журнале. При этом должны быть соблюдены требования ПТБ.

 

6.8. Переключения в электрических установках

 

6.8.1. Все изменения в схемах электрических соединений электрических сетей и электроустано­вок энергообъектов и АО-энерго и в цепях устройств РЗА, выполненные при производстве переключений, а также места установки заземлений должны быть отражены на оперативной схеме или мнемосхеме (схеме-макете) по окончании переключений.

6.8.2. Сложные переключения, а также все переключения (кроме одиночных) на электроуста­новках, не оборудованных блокировочными устройствами или имеющих неисправные блокиро­вочные устройства, должны выполняться по программам, бланкам переключений.

К сложным относятся переключения, требующие строгой последовательности операций с ком­мутационными аппаратами, заземляющими разъединителями и устройствами релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики.

Перечни сложных переключении, утверждаемые техническими руководителями соответствую­щих АО-энерго и энергообъектов, должны храниться на диспетчерских пунктах АО-энерго и энер­гообъектов, центральных (главных) щитах управления электрических станций и подстанций.

Перечни сложных переключений должны пересматриваться при изменении схемы, состава обо­рудования, устройств защиты и автоматики.

6.8.3. Для повторяющихся сложных переключений должны быть использованы типовые про­граммы, бланки переключений.

При ликвидации технологических нарушений или для их предотвращения разрешается произ­водить переключения без бланков переключений с последующей записью в оперативном журнале.

6.8.4. В программах и бланках переключений, которые являются оперативными документами, должны быть установлены порядок и последовательность операций при проведении переключений в схемах электрических соединений электроустановок и цепях РЗА.

Бланки переключений (типовые бланки) должен использовать оперативно-диспетчерский пер­сонал, непосредственно выполняющий переключения.

Программы переключений (типовые программы) должны применять оперативные руководите­ли при производстве переключений в электроустановках разных уровней управления и разных энергообъектов.

Степень детализации программ должна соответствовать уровню диспетчерского управления.

Лицам, непосредственно выполняющим переключения, разрешается применять программы переключений соответствующего диспетчера, дополненные бланками переключений.

Типовые программы и бланки переключений должны быть скорректированы при изменениях в главной схеме электрических соединений электроустановок, связанных с вводом нового обору­дования, заменой или частичным демонтажем устаревшего оборудования, реконструкцией распре­делительных устройств, а также при включении новых или изменениях в установленных устрой­ствах РЗА.

6.8.5. При планируемых изменениях схемы и режимов работы ЕЭС России, ОЭС, энергосисте­мы и изменениях в устройствах РЗА производственными службами ОДУ и АО-энерго, в управле­нии которых находится оборудование и устройства РЗА, должны быть заранее внесены необхо­димые изменения и дополнения в типовые программы и бланки переключений на соответствующих уровнях оперативного управления.

6.8.6. Все переключения на электростанциях и подстанциях должны выполняться в соответствии с инструкциями по производству переключений.

6.8.7. Переключения на электрооборудовании и в устройствах РЗА, находящихся в оперативном управлении вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, должны производиться по распоряжению, а находящихся в его ведении — с его разрешения.

Переключения без распоряжения и разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского пер­сонала, но с последующим его уведомлением разрешается выполнять в случаях, не терпящих отлагательства (несчастный случай, стихийное бедствие, пожар, авария).

При пожаре и ликвидации аварии оперативно-диспетчерский персонал должен действовать в соответствии с местными инструкциями и оперативным планом пожаротушения.

6.8.8. В распоряжении о переключениях должна быть указана последовательность операции в схеме электроустановки и цепях РЗА с необходимой степенью детализации, определяемой выше­стоящим оперативно-диспетчерским персоналом.

Исполнителю переключений должно быть одновременно выдано не более одного задания на проведение оперативных переключений, содержащего операции одного целевого назначения.

6.8.9. Сложные переключения должны выполнять, как правило, два лица, из которых одно яв­ляется контролирующим.

При выполнении переключений двумя лицами контролирующим, как правило, должен быть старший по должности. Ответственность за правильность переключений возлагается на оба лица, производящих переключения.

При наличии в смене одного лица из числа оперативно-диспетчерского персонала контролиру­ющим лицом может быть работник из административно-технического персонала, знающий схему данной электроустановки, правила производства переключений и допущенный к выполнению переключений распоряжением по энергообъекту.

При сложных переключениях допускается привлекать для операций в цепях РЗА третьего че­ловека из персонала служб РЗА. Этот работник, предварительно ознакомленный с бланком пере­ключения и подписавший его, должен выполнять каждую операцию по распоряжению лица, вы­полняющего переключения.

Все остальные переключения при наличии работоспособного блокировочного устройства могут быть выполнены единолично независимо от состава смены.

6.8.10. При исчезновении напряжения на электроустановке оперативно-диспетчерский персонал должен быть готов к его подаче без предупреждения.

6.8.11. Отключение и включение под напряжение и в работу присоединения, имеющего в своей цепи выключатель, должно производиться выключателем.

Разрешается отключение и включение отделителями, разъединителями, разъемными контакта­ми соединений КРУ (КРУН):

нейтралей силовых трансформаторов 110-220 кВ; заземляющих дугогасящих реакторов 6-35 кВ при отсутствии в сети замыкания на землю;

намагничивающего тока сотовых трансформаторов 6-500 кВ;

зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных линий электропередачи;

зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоединений с соблюдением требований нормативно-технических документов.

В кольцевых сетях 6-10 кВ разрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо при разности напряжении на разомкнутых контактах разъедини­телей не более 5 %.

Допускается отключение и включение трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже нагрузочного тока до 15 А.

Допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного одним выключателем или цепочкой из нескольких выключателей других присоединении системы шин (схема четырехугольника, полуторная и т.п.), если отключение вы­ключателя может привести к его разрушению и обесточению подстанции.

Допустимые значения отключаемых и включаемых разъединителями токов должны быть опре­делены нормативно-техническими документами. Порядок и условия выполнения операций для различных электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями.

6.8.12. Оперативно-диспетчерскому персоналу, непосредственно выполняющему переключения, самовольно выводить из работы блокировки безопасности запрещается.

Деблокирование разрешается только после проверки на месте отключенного положения вы­ключателя и выяснения причины отказа блокировки по разрешению и под руководством лиц, уполномоченных на это письменным указанием по энергообъекту.

В случае необходимости деблокирования составляется бланк переключений с внесением в него операций по деблокированию.

 

6.9. Переключения в тепловых схемах

электростанций и тепловых сетей

 

6.9.1. Все переключения в тепловых схемах должны выполняться в соответствии с местными инструкциями по эксплуатации и отражаться в оперативной документации.

6.9.2. В случаях, не предусмотренных инструкциями, а также при участии двух и более смеж­ных подразделений или энергообьектов переключения должны выполняться по программе.

Сложные переключения, описанные в инструкциях, также должны выполняться по программе.

6.9.3. К сложным относятся переключения:

в тепловых схемах со сложными связями;

длительные по времени;

на объектах большой протяженности;

редко выполняемые.

К редко выполняемым переключениям могут быть отнесены:

ввод основного оборудования после монтажа и реконструкции;

гидравлическое испытание оборудования и тепловых сетей;

изменения в схемах паропроводов свежего и отборного пара и питательных трубопроводов;

специальные испытания оборудования;

проверка и испытания новых нетрадиционных способов эксплуатации оборудования и т.п.

Степень сложности переключений и необходимость составления программы для их выполнения определяется техническим руководителем энергообъекта в зависимости от особенностей условий работы.

6.9.4. На каждом энергообъекте должен быть разработан перечень сложных переключений, утвержденный техническим руководителем. Перечень должен корректироваться с учетом ввода, реконструкции или демонтажа оборудования, изменения технологических схем и схем технологичес­ких защит и автоматики и т.п. Перечень должен пересматриваться 1 раз в 3 года. Копии перечня должны находиться на рабочем месте оперативно-диспетчерского персонала цеха и энергообъекта.

6.9.5. Техническим руководителем энергообъекта должен быть утвержден список лиц из адми­нистративно-технического персонала, имеющих право контролировать выполнение переключении, проводимых по программам. Список должен быть скорректирован при изменении состава персо­нала. Копии списка должны находиться на рабочем месте оперативно-диспетчерского персонала цеха и энергообъекта.

6.9.6. В программе выполнения переключений должны быть указаны:

цель выполнения переключений;

объект переключений;

перечень мероприятий по подготовке к выполнению переключений;

условия выполнения переключений;

плановое время начала и окончания переключений, которое может уточняться в оперативном порядке;

в случае необходимости — схема объекта переключений (наименования и нумерация элементов объекта на схеме должны полностью соответствовать наименованиям н нумерации, принятым на объекте);

порядок и последовательность выполнения операций с указанием положения запорных и регу­лирующих органов и элементов цепей технологических защит и автоматики;

оперативно-диспетчерский персонал, выполняющий переключения;

персонал, привлеченный к участию в переключениях;

оперативно-диспетчерский персонал, руководящий выполнением переключений;

в случае участия в переключениях двух и более подразделений энергообъекта — лицо админи­стративно-технического персонала, осуществляющее общее руководство;

в случае участия в переключениях двух и более энергообъектов — лица из числа администра­тивно-технического персонала, ответственные за выполнение переключений на каждом энерго­объекте, и лицо из числа административно-технического персонала, осуществляющее общее руко­водство проведением переключений;

обязанности и ответственность лиц, указанных в программе;

перечень мероприятий по обеспечению безопасности проведения работ;

действия персонала при возникновении аварийной ситуации или положения, угрожающего жизни людей и целостности оборудования.

6.9.7. Программа утверждается техническим руководителем энергообъекта, а при выходе дей­ствия программы за рамки одного энергообъекта — техническими руководителями участвующих в программе энергообъектов.

6.9.8. Для повторяющихся переключений, указанных в п. 6.9.3 настоящих Правил, на энерго­объектах должны применяться заранее составленные типовые программы.

Типовые программы должны пересматриваться 1 раз в 3 года и корректироваться с вводом, реконструкцией или демонтажем оборудования, изменением технологических схем и схем техно­логических защит и автоматики.

6.9.9. Программа переключений и типовые программы переключений применяются оператив­но-диспетчерским персоналом и являются оперативными документами при выполнении переклю­чений.

6.9.10. При наличии на объекте мнемосхемы все изменения отражаются па пей после оконча­ния переключений.

6.9.11. Программы переключений должны храниться наравне с другой оперативной докумен­тацией.

 

6.10. Автоматизированные системы

диспетчерского управления

 

6.10.1. Диспетчерский пункт электрической сети, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России дол­жен быть оснащен автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ).

6.10.2. Автоматизированные системы диспетчерского управления должны обеспечивать решение задач оперативно-диспетчерского управления энергопроизводством и могут функционировать как самостоятельные системы или подсистемы АСУ АО-энерго и энергообъектов.

6.10.3. На базе АСДУ и АСУ ТП в соответствии с задачами каждого иерархического уровня управления должны выполняться:

долгосрочное и краткосрочное планирование режимов ЕЭС России, ОЭС и энергосистем;

оперативное управление нормальными режимами работы энергосистем, электростанций, энер­гоблоков и подстанций;

контроль нагрузки электростанций и потребляемой мощности энергосистем и энергообъектов;

ретроспективный анализ аварийных ситуаций;

хранение ретроспективной информации с необходимой дискретностью о режиме работы управ­ляемого объекта и ее вывод на печатающее устройство по требованию диспетчера;

контроль оперативных переключений;

автоматизированное ведение оперативной документации.

Полный перечень и объемы решаемых задач и способы их решения должны быть определены проектами исходя из требований надежности управления и технико-экономических показателей.

6.10.4. В состав комплекса технических средств АСДУ должны входить:

средства диспетчерского и технологического управления в совокупности с АСУ ТП (датчики информации, устройства телемеханики и передачи информации, каналы связи);

средства обработки и отображения информации: ЭВМ оперативных информационно-управля­ющих комплексов и вычислительных комплексов, устройства печати, дисплеи, цифровые и анало­говые приборы и др.;

устройства связи с объектом управления;

вспомогательные системы (гарантированного электропитания, кондиционирования воздуха, противопожарные).

6.10.5. Все устройства и комплекс программно-технических средств АСДУ должны быть в ис­правном состоянии и постоянно находиться в работе. Изменения первичных схем сети должны своевременно вноситься в документацию для отображения на диспетчерских щитах и дисплеях.

Вывод в ремонт отдельных элементов АСДУ должен производиться по оперативной заявке с разрешения диспетчера, в ведении которого они находятся.

6.10.6. Исправность систем электропитания должна периодически проверяться по графику, ут­вержденному техническим руководителем, главным диспетчером или начальником диспетчерской службы АО-энерго, энергообъекта.

6.10.7. Помещения, в которых располагаются элементы АСДУ, должны отвечать требованиям технических условий на оборудование и технические средства, а способ выполнения цепей ввода и вывода информации, защитные заземления и заземления экранов информационных цепей долж­ны обеспечивать помехозащищенность систем.

6.10.8. Устройства АСДУ должны проходить периодические поверки в соответствии с действу­ющими нормативными документами.

6.10.9. На оборудовании АСДУ, коммутационной аппаратуре должны быть надписи, указы­вающие оперативное назначение и положение.

 

6.11. Средства диспетчерского

и технологического управления

 

6.11.1. Диспетчерские управления, энергосистемы, электростанции, электрические и тепловые сети, электрические подстанции должны быть оснащены средствами СДТУ в соответствии с "Нор­мами технологического проектирования диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем", "Руководящими указаниями по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах" и другими действующими нормативно-техническими до­кументами. Эксплуатация СДТУ должна обеспечивать постоянное их функционирование и готов­ность к действию при установленном качестве передачи информации в нормальных и аварийных режимах энергосистем.

6.11.2. Ведомственные диспетчерские пункты электрифицированных железных дорог, газо- и нефтепроводов, промышленных предприятий должны иметь необходимые средства связи и теле­механики с диспетчерскими пунктами энергосистем в объеме, согласованном с этими энергосисте­мами. Информация с абонентских подстанций напряжением 35 кВ и выше должна передаваться в зависимости от конкретных условий как на ведомственные диспетчерские пункты, так и на диспетчерские пункты энергосистем. Объемы и направления передаваемой информации с абонентских подстанций должны быть согласованы с АО-энерго.

6.11.3. Аппаратура СДТУ, установленная на диспетчерских пунктах АО-энерго, энергообъек­тов, должна быть закреплена за службами телемеханики и связи или службами (предприятиями) СДТУ соответствующего уровня управления. Аппаратура связи и телемеханики высшего уровня управления, установленная на объектах низшего уровня управления, должна эксплуатироваться персоналом, обслуживающим СДТУ данного энергообъекта.

6.11.4. Эксплуатация оборудования высокого напряжения высокочастотных каналов телефон­ной связи и. телемеханики по линиям электропередачи (конденсаторы связи, реакторы высокочас­тотных заградителей, заземляющие ножи, устройства антенной связи, проходные изоляторы, раз­рядники элементов настройки и фильтров присоединения) должна осуществляться персоналом, об­служивающим установки высокого напряжения.

6.11.5. Техническое обслуживание и поверка датчиков (преобразователей) телеизмерений, включаемых в цепи вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения, должны произво­диться персоналом соответствующих служб РЗА (ЭТЛ) и метрологического обеспечения.

6.11.6. Перечень устройств и оборудования, обслуживаемых производственными подразделе­ниями СДТУ, с указанием границ обслуживания, должен быть утвержден соответственно руковод­ством ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, АО-энерго и энергообъекта. Взаимоотношения между службами, границы обслуживания СДТУ должны быть указаны в положениях о службах СДТУ, составленных для конкретных ОДУ, АО-энерго, энергообъектов на основе действующих нормативно-технических документов.

6.11.7. Техническая эксплуатация магистральных кабельных линий связи должна быть органи­зована в соответствии с "Правилами технической эксплуатации магистральной и внутризоновых первичных сетей ЕАСС".

6.11.8. Оперативное и техническое обслуживание СДТУ должно быть обеспечено:

центральными узлами средств управления (ЦУСУ) ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, АО-энерго;

местными узлами средств управления (МУСУ) электрических сетей и электростанций;

лабораториями, входящими в состав служб (энергообъектов) СДТУ.

В целях обеспечения бесперебойной работы СДТУ на центральных и местных узлах средств управления, как правило, должно быть организовано круглосуточное дежурство оперативно-дис­петчерского персонала; ЦУСУ и МУСУ должны быть оснащены вводно-коммутационными, изме­рительными и проверочными устройствами, обеспечены инструментом, материалами, запасными частями. Автотранспорт, закрепленный за службами СДТУ, приравнивается по режиму работы к оперативно-диспетчерскому и выделяется без предварительной заявки.

6.11.9. Средства диспетчерского и технологического управления должны быть обеспечены га­рантированным электропитанием в соответствии с действующими нормативно-техническими до­кументами.

6.11.10. Сетевые предприятия, службы и участки СДТУ должны иметь и вести эксплуатацион­но-технические документы в соответствии с типовыми положениями о службах СДТУ.

6.11.11. Ввод в работу и эксплуатация вновь построенных и реконструированных радиорелей­ных линий и средств радиосвязи (УКВ и КБ радиостанций) должны быть организованы в соот­ветствии с действующими нормативно-техническими документами.

6.11.12. Структура и качественные показатели производственных телефонных сетей всех уров­ней должны соответствовать действующим нормативно-техническим документам по системам автоматизированной производственной телефонной связи РАО "ЕЭС России" и Минсвязи РФ.

6.11.13. Устройства проводной связи должны быть защищены от опасных и мешающих влия­ний электроустановок высокого напряжения в соответствии с действующими нормативно-техни­ческими документами.

6.11.14. Порядок и периодичность измерений уровня мешающих воздействий и помех, а также порядок действия персонала узлов связи при превышении допустимых значений мешающих влия­ний или помех должны быть установлены местными инструкциями.

6.11.15. Измеренные значения, напряженности поля радиопомех, создаваемых ВЛ и электричес­кими подстанциями, должны соответствовать "Общесоюзным нормам допускаемых индустриаль­ных радиопомех".

6.11.16. На линиях электропередачи, по которым организованы высокочастотные каналы связи и телемеханики, при работах, требующих наложения заземления, должны применяться переносные заземляющие высокочастотные заградители.

6.11.17. Вывод из работы средств диспетчерской связи и систем телемеханики должен быть оформлен оперативной заявкой.

6.11.18. Устройства телеуправления должны исключать возможность ложного отключения (включения) управляемого оборудования при повреждении любого одного элемента этих уст­ройств. На сборках зажимов устройств и панелей телемеханики зажимы, случайное соединение ко­торых может вызвать отключение или включение оборудования, не должны располагаться рядом.

6.11.19. Способ выполнения и режим эксплуатации электрических цепей от датчиков (преобра­зователей) телеизмерений и телесигнализации до устройств приема и обработки информации должны исключать помехи, приводящие к искажению этой информации.

6.11.20. Сопротивление изоляции электрически связанных цепей устройств телемеханики со­вместно с их внешними связями (за исключением связей с ЭВМ и аппаратурой каналов телемеха­ники) относительно корпуса аппарата (земли), а также между цепями, электрически не связанными между собой, должно измеряться мегаомметром 250-500 В и быть не ниже 0,5 МОм. При проверке изоляции цепей устройств телемеханики, содержащих полупроводниковые элементы, должны быть приняты меры к предотвращению их повреждения. В устройствах с заземленным нулевым прово­дом перед проверкой изоляции этот провод должен быть отсоединен от земли. Сопротивление изоляции выходных цепей телеуправления и цепей питания напряжением 220 В Должно измеряться мегаомметром 1000-2500 В и быть не ниже 10 МОм.

6.11.21. Для вывода из работы выходных цепей телеуправления на электростанциях, подстан­циях и диспетчерских пунктах должны применяться специальные общие ключи или отключающие устройства. Отключение цепей телеуправления и телесигнализации отдельных присоединений должно производиться на разъемных зажимах либо на индивидуальных отключающих устройст­вах. Все операции с общими ключами телеуправления и индивидуальными отключающими устройствами в цепях телеуправления и телесигнализации разрешается выполнять только по указа­нию или с ведома диспетчера.

6.11.22. На лицевой и оборотной сторонах устройств, панелей и пультов СДТУ должны быть надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями, а на ус­тановленной на них аппаратуре— надписи или маркировка. Провода внешних цепей устройств телемеханики должны иметь маркировку, соответствующую исполнительным схемам.

6.11.23. Персонал производственных подразделений, обслуживающий СДТУ, должен периоди­чески осматривать аппаратуру в соответствии с производственными инструкциями, обращая осо­бое внимание на правильность положения переключающих устройств и состояние сигнализации неисправностей.

6.11.24. Полные и частичные проверки и ремонт СДТУ должны выполняться по утвержденно­му графику, согласованному с диспетчерской службой и вышестоящей службой СДТУ.

6.11.25. Все неисправности и неправильные действия СДТУ должны немедленно устраняться, учитываться и анализироваться в установленном порядке.

В случае неправильного действия устройств, их повреждения или отклонения параметров от нормированных показателей должны проводиться дополнительная проверка и устранение указан­ных нарушений с уведомлением диспетчера и вышестоящей службы СДТУ.