ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
Книга 307, Раздел 6, Глава 1
ЗАДАЧИ И ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ
6.1.1. В НДЦ, РДЦ, энергокомпаниях и их структурных подразделе-
ниях должно быть организовано круглосуточное оперативно-диспетчер-
ское управление, задачами которого являются:
- обеспечение устойчивости ОЭС Украины и входящих в нее энерго-
систем;
- разработка и ведение режимов работы электростанций, сетей,
энергосистем, обеспечивающих бесперебойное энергоснабжение потребите-
лей;
- выполнение требований к качеству электрической и тепловой энер-
гии;
- обеспечение экономичной работы энергосистем и рационального ис-
пользования энергоресурсов при соблюдении установленных режимов энер-
госнабжения;
- предотвращение и ликвидация аварий и других технологических на-
рушений при производстве, преобразовании, передаче и распределении
электрической и тепловой энергии.
(Изм. N 2).
6.1.2. На каждом энергопредприятии должно быть организовано круг-
лосуточное управление оборудованием, задачами которого являются:
ведение требуемого режима работы;
производство переключений, пусков и остановов;
локализация аварийных нарушений и восстановление режима работы;
подготовка к производству ремонтных работ.
6.1.3. Диспетчерское управление должно быть организовано по ие-
рархической структуре, предусматривающей распределение функций опера-
тивного контроля и управления между отдельными уровнями, а также под-
чиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.
6.1.4. Функции диспетчерского управления должны выполнять:
- в Объединенной энергосистеме Украины - Национальный диспетчер-
ский центр электроэнергетики Украины (НДЦ);
- в энергосистемах - региональные диспетчерские центры (РДЦ); в
электрических сетях - диспетчерские службы энергоснабжающих компаний,
электрических сетей, оперативно- диспетчерские группы районов элек-
трических сетей (ОДГ);
на электростанциях - оперативный персонал электростанции.
(Изм. N 2).
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 дежурного диспетчера должны нахо-
диться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства
релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной авто-
матики, средства диспетчерского и технологического управления, опера-
ции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативно-
го персонала и согласованных изменений на нескольких объектах.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны произво-
диться под руководством дежурного диспетчера.
6.1.7. В оперативном ведении дежурного диспетчера должны нахо-
диться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства
релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной авто-
матики, средства диспетчерского и технологического управления, опера-
тивно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на
располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в це-
лом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной ав-
томатики.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны произво-
диться с разрешения дежурного диспетчера.
6.1.8. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование и
устройства электростанций и сетей должны быть распределены по уров-
ням диспетчерского управления.
Перечни линий электропередачи, теплопроводов, оборудования и ус-
тройств, находящихся в оперативном управлении или оперативном веде-
нии дежурного диспетчера организации или предприятия, должны быть
составлены с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчер-
ского управления и утверждены техническим руководителем этой органи-
зации или предприятия.
6.1.9. Взаимоотношения персонала различных уровней диспетчерско-
го управления должны быть регламентированы соответствующими типовыми
положениями и местными инструкциями, согласованными и утвержденными в
установленном порядке.
6.1.10. Оперативно-диспетчерское управление должно осущес-
твляться 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 РДЦ и структурных подразделениях энергокомпаний
обслуживаемой им зоны должны быть разработаны инструкции по диспет-
черскому управлению, ведению оперативных переговоров и записей,
производству переключений и ликвидации аварийных режимов с учетом
специфики и структурных особенностей энергосистемы (Изм. N 2).
Все оперативно-диспетчерские переговоры, оперативно-диспетчер-
ская документация на всех уровнях диспетчерского управления должны
вестись с применением единой общепринятой терминологии, типовых рас-
поряжений, сообщений и записей.
Книга 307, Раздел 6, Глава 2
ПЛАНИРОВАНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ
6.2.1. При планировании режима должны быть обеспечены:
сбалансированность графиков потребления и нагрузки электростан-
ций, теплоисточников, энергосистем, ОЭС Украины с учетом энергоресур-
сов, состояния оборудования, пропускной способности электрических
связей;
эффективность принципов управления режимом и функционирования
систем противоаварийной и режимной автоматики;
надежность и экономичность производства и передачи электрической
энергии и тепла;
выполнение годовых графиков ремонтов основного оборудования энер-
гопредприятий.
(Изм. N 2).
6.2.2. Планирование режима должно осуществляться на основе:
данных суточных ведомостей и статистических данных энергосистем,
ОЭС Украины за предыдущие дни и периоды;
прогноза нагрузки энергосистем, ОЭС Украины на планируемый период;
результатов контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и
уровней напряжения в электрических сетях энергосистем, ОЭС Украины,
которые должны проводиться 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.
(Изм. N 2).
6.2.3. Долгосрочное планирование режима ОЭС Украины, энергосисте-
мы и энергопредприятия должно осуществляться для характерных перио-
дов года (годовой максимум нагрузок, летнее время, период паводка,
отопительный период и т. п.) (Изм. N 2).
Долгосрочное планирование должно предусматривать:
составление годовых, квартальных, месячных балансов энергии и ба-
ланса мощности на часы максимума нагрузок;
составление сезонных балансов располагаемой мощности теплоисточ-
ников и присоединений тепловой нагрузки;
определение и выдачу значений максимума электрической нагрузки и
потребления электрической энергии и тепла, располагаемой мощности
электростанций и теплоисточников с учетом заданного коэффициента эф-
фективности использования установленной мощности и наличия энергоре-
сурсов по месяцам года;
разработку планов использования гидроресурсов гидроэлектростанций;
составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудо-
вания электростанций, тепловых сетей и котельных, подстанций и линий
электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;
разработку схем соединений электростанций, электрических и тепло-
вых 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 авто-
матики;
расчеты и определение максимально и аварийно допустимых значений
перетоков мощности с учетом нормативных запасов устойчивости по ли-
ниям 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 проти-
воаварийной и режимной автоматики;
расчеты технико-экономических характеристик электростанций, теп-
лоисточников, электрических и тепловых сетей для оптимального веде-
ния режима;
уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режи-
ма и использованию средств противоаварийной и режимной автоматики;
определение потребности в новых устройствах автоматики.
6.2.4 Краткосрочное планирование режима ОЭС Украины, электростан-
ций, электрических сетей, тепловых сетей с теплоисточниками должно
производиться с упреждением от суток до недели и предусматривать:
- прогноз суточной электрической нагрузки ОЭС Украины и зон об-
служивания РДЦ (энергосистем);
- прогноз суточной тепловой нагрузки электростанций и котельных,
а также расход теплоносителя в тепловых сетях;
- оптимальное распределение электрической нагрузки ОЭС Украины
между электростанциями и отдельными энергоустановками с учетом требо-
ваний Энергорынка;
- задание суточных графиков нагрузки ОЭС Украины, электростанций,
межгосударственных перетоков;
- решение по заявкам на вывод в ремонт и включение в работу гене-
рирующего и сетевого оборудования с учетом мероприятий по ведению ре-
жима, изменению параметров настройки противоаварийной и режимной ав-
томатики.
(Изм. N 2).
6.2.5. Суточные графики активной нагрузки и резерва мощности ОЭС
Украины и электростанций, а также графики межгосударственных перето-
ков должны быть выданы соответствующему диспетчеру (НДЦ, РДЦ) после
их утверждения главным диспетчером НДЦ (Изм. N 2).
Графики работы отдельных энергоустановок должны быть утверждены
главным инженером (старшим начальником смены) электростанции.
Графики нагрузки гидроэлектростанций должны учитывать потребнос-
ти смежных отраслей народного хозяйства (судоходства, орошения, рыб-
ного хозяйства, водоснабжения и т. п. ) в соответствии с действующи-
ми межведомственными документами.
График тепловой нагрузки для каждой ТЭЦ и других теплоисточников
должен быть составлен диспетчерской службой теплосети и утвержден
главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) Теплосети.
6.2.6. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного
оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и др.) электростан-
ций на предстоящий год должны быть составлены на основании нормати-
вов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласо-
ваны с НДЦ и утверждены в установленном порядке.
Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допус-
кается в исключительных случаях по согласованию с НДЦ с утверждением
изменений в установленном порядке.
(Изм. N 2).
6.2.7. Годовые графики ремонта линий электропередачи и оборудова-
ния подстанций, устройств системной автоматики и связи, оборудования
тепловых сетей и теплоисточников должны быть утверждены главным дис-
петчером НДЦ, РДЦ, главным инженером электрокомпании, энергокомпании
или их структурных подразделений в зависимости от уровня оперативно-
го подчинения (Изм. N 2).
Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит к ог-
раничению горячего водоснабжения в межотопительный период, должны
быть согласованы с местными органами управления.
6.2.8. НДЦ должен ежегодно задавать РДЦ, а РДЦ - энергокомпаниям
объем и диапазоны уставок устройств автоматической частотной разгруз-
ки (АЧР) и частотного АПВ (ЧАПВ).
Диспетчерские службы РДЦ, энергокомпаний с учетом указаний НДЦ
должны определять:
объем, уставки и размещение устройств АЧР с учетом местных балан-
сов мощности, а также объем и уставки устройств ЧАПВ;
уставки автоматического пуска агрегатов гидравлических и гидроак-
кумулирующих электростанций (ГАЭС) и газотурбинных установок при сни-
жении частоты; автоматического перевода гидроагрегатов, работающих в
режиме синхронного компенсатора, в генераторный режим, а также пере-
вода агрегатов ГАЭС из насосного режима в турбинный.
Перечень потребителей, подключенных к устройствами АЧР, должен
быть утвержден главным инженером энергокомпании.
(Изм. N 2).
6.2.9. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматике от-
ключения нагрузки (САОН), и использование автоматики по условиям ава-
рийных режимов ОЭС Украины, энергосистем должны определяться НДЦ, РДЦ.
Условия подключения потребителей к САОН должны быть установлены
органами Энергонадзора.
(Изм. N 2).
6.2.10. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельным
очередям устройств АЧР и к САОН, должно измеряться 2 раза в год (в
июне и декабре) каждый час одних рабочих суток.
6.2.11. В каждом РДЦ, энергоснабжающей компании на основе зада-
ний НДЦ должны ежегодно разрабатываться и утверждаться графики огра-
