Описание: Описание: Описание: http://www.cct.com.ua/images/avk-5.jpgЛицензионная АВК-5 ред. 3.4.1. от производителя (7200 грн. с НДС на 2 П.К.).
Бесплатно установка, обучение, обновление, консультации, обслуживание.

(044)331-63-18   (050)330-54-00   (068)201-77-62   (093)902-93-85

 авк3 авк5 авк-5 официальный сайт предоставляет обновление скачать бесплатно на авк3 авк5 авк-5 официальный производитель Созидатель  авк3 авк5 авк-5 3.2.0 ключ таблетка crack авк3 авк5 авк-5 3.1.5 ключ  авк3 авк5 авк-5 3.1.6 ключ  авк3 авк5 авк-5 группа поддержки  авк3 авк5 авк-5 скачать бесплатно  авк3 авк5 авк-5 3.1.0 скачать бесплатно  авк3 авк5 авк-5 3.1.1 скачать бесплатно   авк3 авк5 авк-5 3.1.5 скачать бесплатно  авк3 авк5 авк-5 3.1.6 скачать бесплатно

 

АВК-5 лицензионная (редакция 3.4.1. с 20.06.2019)
7200 грн. с НДС на 2 компьютера + обновление (1 год)
2160 грн. с НДС на 1 компьютер (дополнительное р. м.) 
3210 грн. с НДС обновление, второй год 
АВК-5 бесплатно установка, обучение, обновление.
АВК-5 установка "под ключ" в день оплаты.
АВК-5 обновление скачать бесплатно без регистрации 1 год
Обновление АВК-5 ред. 3.4.
2. бесплатно. подробнее...

 

 

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ

ПОСТАНОВА

від 21 червня 2019 року N 1120

м. Київ

Про затвердження Змін до Кодексу системи передачі

Відповідно до законів України "Про ринок електричної енергії" та "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг" Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, постановляє:

1. Затвердити Зміни до Кодексу системи передачі, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року N 309, що додаються.

2. Ця постанова набирає чинності з дня, наступного за днем її опублікування, в офіційному друкованому виданні - газеті "Урядовий кур'єр".

 

Голова НКРЕКП

О. Кривенко

 

ЗАТВЕРДЖЕНО
Постанова Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг
21 червня 2019 року N 1120

Зміни до Кодексу системи передачі

I. У розділі I:

1. У главі 1:

1) у пункті 1.4:

після абзацу п'ятнадцятого доповнити новим абзацом шістнадцятим такого змісту:

"випробування електроустановок постачальника допоміжних послуг (ПДП) (потенційних ПДП) - випробування, що проводиться з метою підтвердження відповідності кількісних та якісних технічних характеристик роботи обладнання ПДП (потенційних ПДП) вимогам цього Кодексу та інших нормативно-технічних документів щодо надання відповідних допоміжних послуг;".

У зв'язку з цим абзаци шістнадцятий - сто двадцять дев'ятий вважати відповідно абзацами сімнадцятим - сто тридцятим;

в абзацах сороковому та сорок четвертому слово "експлуатаційної" замінити словом "операційної";

після абзацу шістдесят сьомого доповнити новим абзацом шістдесят восьмим такого змісту:

"орган з оцінки відповідності вимогам Кодексу системи передачі (орган з оцінки відповідності) - підприємство, установа, організація чи їх структурний підрозділ, що здійснює діяльність з перевірки відповідності електроустановок Користувачів системи передачі/розподілу вимогам цього Кодексу, у тому числі шляхом проведення відповідних випробувань;".

У зв'язку з цим абзаци шістдесят восьмий - сто тридцятий вважати відповідно абзацами шістдесят дев'ятим - сто тридцять першим;

в абзаці сімдесят першому слово "експлуатаційної" замінити словом "операційної";

після абзацу сімдесят першого доповнити новим абзацом сімдесят другим такого змісту:

"перевірка ПДП (потенційного ПДП) - процес підтвердження відповідності ПДП (потенційного ПДП) та його електроустановок технічним та організаційним вимогам цього Кодексу та інших нормативних документів у частині спроможності до надання допоміжних послуг;".

У зв'язку з цим абзаци сімдесят другий - сто тридцять перший вважати відповідно абзацами сімдесят третім - сто тридцять другим;

в абзаці вісімдесят першому слово "погашення" замінити словами "системної аварії";

в абзаці вісімдесят другому слова "регулювання області" замінити словами "області регулювання";

в абзаці дев'яносто п'ятому слова "експлуатаційної" та "погашення" замінити відповідно словами "операційної" та "системної аварії";

абзац сто третій викласти в такій редакції:

"сертифікат відповідності - документ, виданий органом з оцінки відповідності вимогам цього Кодексу для устаткування, що використовується генеруючою одиницею, електроустановкою споживача, розподільною електричною мережею, об'єктом енергоспоживання або системою ПСВН. У сертифікаті відповідності визначається сфера його дії на національному рівні. Для цілей заміни окремих частин процесу контролю відповідності сертифікат відповідності обладнання може містити моделі, що були перевірені на основі фактичних результатів випробувань;";

в абзаці сто двадцять першому слова "та складовою частиною завдання на проектування" виключити;

2) у пункті 1.7:

після абзацу сьомого доповнити новим абзацом восьмим такого змісту:

"АПВ - автоматичне повторне включення;".

У зв'язку з цим абзаци восьмий - тридцять дев'ятий вважати відповідно абзацами дев'ятим - сороковим;

в абзаці одинадцятому слова "регулювання області" замінити словами "області регулювання";

після абзацу двадцять третього доповнити новим абзацом двадцять четвертим такого змісту:

"ПДП - постачальник допоміжних послуг;".

У зв'язку з цим абзаци двадцять четвертий - сороковий вважати відповідно абзацами двадцять п'ятим - сорок першим;

доповнити новим абзацом такого змісту:

"ЧАПВ - частотне автоматичне повторне включення.".

2. У главі 4:

1) у пункті 4.5 слова та знак "та/або" замінити словом "та";

2) пункт 4.6 викласти в такій редакції:

"4.6. ОСП реєструє надані пропозиції, узагальнює їх та розробляє проект змін і доповнень до цього Кодексу та подає його на розгляд і затвердження Регулятору.";

3) пункти 4.7 та 4.8 виключити.

У зв'язку з цим пункт 4.9 вважати пунктом 4.7.

II. У розділі II:

1. У главі 2:

1) пункт 2.2 виключити.

У зв'язку з цим пункти 2.3 - 2.12 вважати відповідно пунктами 2.2 - 2.11;

2) у пункті 2.5 цифри "15" замінити цифрами "10";

3) абзац третій пункту 2.10 викласти в такій редакції:

"Допустимі діапазони значень критеріїв оцінки визначаються ОСП в методології виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей з урахуванням Правил про безпеку постачання електричної енергії, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 27 серпня 2018 року N 448, зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 19 вересня 2018 року за N 1076/32528.".

2. У пункті 5.4 глави 5 цифру та слово "2 місяців" замінити цифрами та словами "20 робочих днів".

III. У розділі III:

1. Главу 1 доповнити новим пунктом такого змісту:

"1.10. У випадках, визначених Кодексом систем розподілу, затвердженим постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року N 310, для врахування пропускної спроможності мережі ОСП ОСР має направити технічні умови на погодження до ОСП.

ОСП в термін не більше ніж 10 робочих днів від дати звернення ОСР має надати письмовий висновок/рекомендації щодо виконання технічних заходів (кожним оператором у своїх мережах) для забезпечення належної та сталої роботи об'єктів електроенергетики в ОЕС та/або у відповідних її частинах.".

2. Абзац третій підпункту 2.4.4 пункту 2.4 глави 2 розділу III після слова "трифазних" доповнити словами "КЗ та".

3. В абзаці третьому підпункту 8 пункту 4.6 глави 4 слово "які" замінити словом "яким", слово "вимогам" виключити.

4. В абзаці шостому підпункту 3 пункту 5.1 глави 5 слово "надання" замінити словами "отримання від".

5. У главі 6:

1) підпункт 2 підпункту 6.2.2 пункту 6.2 виключити.

У зв'язку з цим підпункти 3 - 6 вважати відповідно підпунктами 2 - 5;

2) у пункті 6.9:

в абзаці першому підпункту 6.9.2 слова "повинні бути вказані ОСП" замінити словами "повинні бути визначені ОСП та розміщені на власному веб-сайті в мережі Інтернет";

у підпункті 6.9.3 слова "повного та адекватного" замінити словами "оформленого належним чином";

3) у пункті 6.11:

у підпункті 6.11.4 слова "точки приєднання" замінити словами "до межі його балансової належності";

підпункт 6.11.5 після слів "точки приєднання" доповнити словами "до межі його балансової належності".

IV. У розділі IV:

1. У главі 8:

1) в абзаці четвертому пункту 8.5 слова та знаки "організацій (акредитованих організацій у випадку випробувань на виконання технологічних вимог до допоміжних послуг)" замінити словами "органу з оцінки відповідності";

2) пункт 8.6 викласти в такій редакції:

"8.6. Відповідальним виконавцем системних випробувань на об'єкті Користувача системи може бути орган з оцінки відповідності, обраний Користувачем системи.";

3) пункт 8.23 викласти в такій редакції:

"8.23. У разі проведення випробування з метою перевірки відповідності електроустановок Користувачів (ПДП, потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг технічний звіт також має містити висновок щодо підтвердженої даними випробування оцінки можливості надання допоміжних послуг, їх обсягу та якісних характеристик. Системні випробування з метою перевірки відповідності електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг викладені у Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу.".

2. Доповнити новою главою такого змісту:

"10. Організаційно-технічні та кваліфікаційні вимоги до органів з оцінки відповідності

10.1. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути незалежними від втручання та не бути представниками зацікавлених осіб.

До переліку зацікавлених осіб належать: персонал Замовника, Користувача, ПДП/потенційного ПДП (у випадку проведення випробування електроустановок щодо надання ДП), особи, з якими у персоналу є родинний зв'язок, або підприємство, що є ПДП (потенційним ПДП), організації, що прямо або опосередковано залучені до виконання робіт з проектування, виготовлення, монтажу, налаштування систем автоматичного управління основного обладнання у ПДП (потенційного ПДП), перевірка якого здійснюється.

Орган з оцінки відповідності та його персонал (адміністративний персонал та персонал, який безпосередньо виконує випробування) не мають права бути юридично чи організаційно прямо або опосередковано (через членів сім'ї або осіб, з якими є родинний зв'язок) пов'язаними з підприємством чи персоналом, які прямо або опосередковано відносяться, чи є афілійованими до постачальника ДП (потенційного ПДП).

10.2. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути професійно спроможними проводити всі етапи випробування електроустановок відповідно до вимог цього Кодексу.

Орган з оцінки відповідності повинен мати персонал, який має:

спеціальну вищу технічну освіту у галузі знань електричної інженерії;

досвід роботи з випробування основного обладнання, що використовується для регулювання частоти та потужності, напруги та реактивної потужності, автономного пуску та систем його управління.

10.3. Орган з оцінки відповідності та його персонал не має права здійснювати випробування обладнання електроустановок, стосовно яких орган з оцінки відповідності здійснював роботи з проектування, виготовлення, монтажу, налаштування обладнання ПДП (потенційного ПДП).".

V. У розділі V:

1. У главі 2:

1) в абзаці четвертому пункту 2.6 слово "похибка" замінити словом "помилка";

2) у пункті 2.7 слова "аналіз аварійних ситуацій" замінити словами "оцінку операційної безпеки".

2. У главі 8:

1) у пункті 8.1:

в абзаці третьому підпункту 8.1.6 слова "регулювання області" замінити словами "області регулювання";

підпункт 8.1.8 викласти в такій редакції:

"8.1.8. ОСП має право за необхідності укладати з іншими ОСП своєї синхронної області договори, що стосуються міждержавної торгівлі резервами потужності, та/або з іншими суб'єктами господарювання договори з врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків.";

2) у підпункті 8.3.8 пункту 8.3:

в абзаці першому слова "регулювання області" замінити словами "області регулювання";

в абзаці другому слова "області регулювання розраховується у МВт" замінити словом "розраховується";

3) у пункті 8.4:

у підпункті 8.4.2:

в абзаці четвертому підпункту 7 слова та символи "та ГКД "Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги" виключити;

абзац перший підпункту 23 викласти в такій редакції:

"23) величина необхідного сумарного нормованого первинного резерву для області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС" залежить від режиму її роботи з енергосистемами інших країн, які впливають на величину прийнятого в синхронній області сумарного резерву первинного регулювання і коефіцієнта розподілу Сi для області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС":";

абзаци третій та четвертий підпункту 24 викласти в такій редакції:

"у режимі паралельної роботи з ENTSO-E та відокремлено від енергооб'єднання країн СНД та Балтії прийняті величини первісних зобов'язань із первинного резерву для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення асамблеї ENTSO-E та публікуються на офіційному веб-сайті ОСП в мережі Інтернет;

у режимі паралельної роботи з енергооб'єднанням країн СНД і Балтії та відокремлено від ENTSO-E прийняті величини первісних зобов'язань із первинного резерву для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення КОТК та публікуються на офіційному веб-сайті ОСП в мережі Інтернет.";

у підпункті 8.4.3:

у підпункті 8 слова та знаки "області регулювання G (помилка регулювання області АСЕ). Помилка області регулювання G у МВт" замінити словами та знаками "регулювання області G (АСЕ). Помилка регулювання області G";

підпункт 13 викласти в такій редакції:

"13) резерв вторинного регулювання для області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС"/блока регулювання/синхронної області на завантаження і розвантаження виділених електростанцій для вторинного регулювання має створюватися і постійно підтримуватися для забезпечення цілей, зазначених у підпункті 1 цього підпункту;";

у підпункті 14:

абзац перший викласти в такій редакції:

"14) величина необхідного РВЧ в області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС"/блоці регулювання/синхронній області має бути достатньою для компенсації:";

абзац четвертий викласти в такій редакції:

"найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання (критерій надійності N-1) в області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС"/блоці регулювання/синхронній області;";

у підпункті 15:

абзац перший викласти в такій редакції:

"15) РВЧ може складатися з резервів, що активуються в автоматичному (аРВЧ) та ручному (рРВЧ) режимах. Величина мінімального аРВЧ R визначається за формулою";

в абзаці восьмому слова "вторинного резерву" замінити скороченням "РВЧ";

доповнити новими абзацами такого змісту:

"Для області регулювання "острів Бурштинської ТЕС":

принцип визначення РВЧ відповідає вимогам Каталогу заходів для включення на паралельну роботу південно-західної частини української енергосистеми, області регулювання "острову Бурштинської ТЕС" з CENTREL/UCPTE та дорівнює потужності найбільш потужного працюючого блока;

аРВЧ повинен становити ±10 % від покриття області регулювання "острів Бурштинської ТЕС".

Величина рРВЧ для області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС" розраховується як різниця між розрахунковою величиною РВЧ та розрахованою величиною аРВЧ.";

підпункт 16 викласти в такій редакції:

"16) розрахункова величина РВЧ визначається виходячи з необхідності компенсації найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання та має становити:

для області регулювання ОЕС України:

на завантаження - 1000 МВт;

на розвантаження - 500 МВт;

для області регулювання "острів Бурштинської ТЕС":

на завантаження - обсяг резерву визначається відповідно до алгоритму, визначеного у підпункті 15 цього підпункту;

на розвантаження - 100 МВт.

В ОЕС України РВЧ орієнтовно має розміщатися в окремі періоди не менше ніж на 30 генеруючих одиницях;";

у підпункті 17:

абзац перший викласти в такій редакції:

"17) в області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС" вибір одиниць постачання РВЧ, визначення для них діапазонів вторинного регулювання та РВЧ на завантаження і розвантаження здійснюється ОСП відповідно до Правил ринку.";

в абзаці другому слова та знаки "ГКД "Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги"," виключити;

в абзаці третьому підпункту 20 слово "аварійного" замінити словом "аварійне";

підпункт 7 підпункту 8.4.4 викласти в такій редакції:

"7) для ОЕС України розрахунковий резерв заміщення на основі статистичних даних про фактичні небаланси для області регулювання ОЕС України за попередні 10 років має складати:

на завантаження - не менше 1000 МВт;

на розвантаження - не менше 500 МВт;

для області регулювання "острів Бурштинської ТЕС":

на завантаження - обсяг резерву визначається аналогічно до алгоритму, визначеного у підпункті 15 підпункту 8.4.3 цієї глави;

на розвантаження - 100 МВт;";

4) у підпункті 9.5.6 пункту 9.5 глави 9 скорочення "АРВ" замінити скороченням "АРЗ".

VI. У розділі VI:

1. У пункті 1.2 глави 1 слова "та здійснюватися на відповідний період" замінити знаком та словами ", здійснюватися на відповідний період та включати".

2. У пункті 5.3 глави 5:

1) у абзаці четвертому слова "технологічні витрати" замінити словами "технологічних витратах";

2) абзац шостий викласти в такій редакції:

"прогнозних технологічних витратах електричної енергії при її передачі магістральними та міждержавними електричними мережами, розрахункових обсягах передачі електричної енергії мережами ОСП;".

VII. У пунктах 3.3 та 3.4 глави 3 розділу VII слово "формами" замінити словом "категоріями".

VIII. У главі 8 розділу VIII:

1. Пункт 8.7 викласти в такій редакції:

"8.7. Відновлення режиму роботи енергосистеми України після системної аварії має здійснюватися відповідно до Плану відновлення роботи ОЕС України після системної аварії / Плану відновлення роботи "острова Бурштинської ТЕС" після системної аварії (далі - План відновлення), який є складовою частиною Плану захисту енергосистеми.".

2. Підпункти 8.9 та 8.10 викласти в такій редакції:

"8.9. План відновлення має передбачати найбільш імовірні прогнозні варіанти ліквідації системної аварії в ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС", у тому числі на тлі негативного впливу явищ природного та техногенного характеру.

8.10. Відновлення роботи ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС" має бути гнучким і передбачати альтернативні шляхи ліквідації системної аварії, а також обов'язкове резервування (дублювання) обладнання, що задіяне в ліквідації системної аварії.".

IX. У розділі IX:

1. Главу 1 викласти у такій редакції:

"1. Загальні положення

1.1. Основним завданням ОСП є управління режимом роботи ОЕС України для забезпечення її надійної і стійкої роботи в усіх режимах. Одним із критеріїв режиму роботи енергосистеми є частота електричного струму і напруга, які залежать від балансів активної і, відповідно, реактивної потужностей в енергосистемі. Для забезпечення сталої і надійної роботи ОЕС України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів ОСП придбаває/використовує відповідні допоміжні послуги. ДП з регулювання частоти та потужності, а також напруги та реактивної потужності призначені для упередження виникнення аварійних режимів і, відповідно, упередження спрацювання протиаварійної автоматики і являють собою відповідний процес.

1.2. Користувачі системи передачі/розподілу можуть надавати ОСП допоміжні послуги, перелік яких визначений у Правилах ринку.

1.3. Вимоги до електроенергетичного обладнання, необхідного для забезпечення належного надання:

допоміжних послуг з надання резервів підтримання частоти (первинне регулювання), автоматичного і ручного відновлення частоти (вторинне регулювання) та резервів заміщення (третинне регулювання) - визначені у главі 8 розділу V цього Кодексу;

допоміжної послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономний пуск) - визначені у підпункті 2 пункту 2.7 глави 2 розділу III цього Кодексу;

допоміжної послуги з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, яка передбачає компенсацію реактивної потужності синхронним генератором з метою підтримання заданих ОСП рівнів напруги в контрольованих вузлах ОЕС України в режимі, коли виробництво активної потужності не здійснюється. Діапазони максимальної реактивної потужності, яка може бути використана для регулювання напруги, визначаються за результатами випробувань у процесі перевірки ПДП.

1.4. Новозбудовані генеруючі одиниці типу C та D, а також генеруючі одиниці, що пройшли реконструкцію або технічне переоснащення, мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, автоматичних і ручних РВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК).

1.5. ГЕС та ГАЕС, приєднана потужність яких більша 200 МВт, що мають технічну спроможність регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК для області регулювання ОЕС України, повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК.

1.6. Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов'язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України/області регулювання "острів Бурштинської ТЕС" після особливої системної аварії, затвердженому ОСП.

1.7. Правилами ринку визначаються умови оплати ДП, відбору постачальників ДП, умови моніторингу надання ДП та санкції за ненадання або неякісне надання ДП.

1.8. Потенційні ПДП повинні пройти перевірку та продемонструвати ОСП, що електроустановки їх об'єктів, за допомогою яких надаються ДП, відповідають технічним вимогам до ДП, що встановлені цим Кодексом, шляхом успішного проходження випробувань одиниць / груп надання ДП з отриманням відповідного свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.

1.9. Випробування повинні проходити всі електроустановки ПДП, за допомогою яких надаються або планується надання ДП.

1.10. Випробування проводяться відповідно до Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу та який містить, зокрема:

порядок перевірки ПДП (потенційного ПДП);

порядок проведення випробувань одиниць/груп надання ДП;

взаємовідносини, права та обов'язки учасників процесу перевірки та випробувань;

вимоги щодо періодичності підтвердження відповідності вимогам цього Кодексу щодо надання ДП;

процедуру оскарження результатів перевірки та випробувань електроустановок ПДП.

1.11. Для електроустановок, що проходять випробування, необхідні для приєднання до мереж системи передачі/розподілу, дозволяється одночасне проведення випробувань електроустановок, що належать ПДП (потенційному ПДП), щодо надання ДП за умови дотримання вимог цього розділу та Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг.

1.12. Реєстрація ОСП ПДП після успішного проходження процесу перевірки та укладення договорів про ДП між ОСП та ПДП здійснюється відповідно до Правил ринку.".

2. Глави 2 - 4 виключити.

У зв'язку з цим главу 5 вважати главою 2.

X. У пункті 6.3 глави 6 розділу X:

1. Підпункт 6.3.3 доповнити новими абзацами такого змісту:

"генеруючих одиницях із встановленою потужністю 1 МВт та більше.

Кожен ОСР повинен надавати ОСП інформацію щодо підписання (розірвання) договорів про приєднання генеруючих одиниць типу B, C, D до електричних мереж ОСР не пізніше 5 робочих днів з моменту вчинення їх реєстрації.".

2. Підпункти 6.3.6 та 6.3.7 викласти в такій редакції:

"6.3.6. Кожний ОСР повинен щомісяця надавати ОСП, з розподілом за джерелами первинної енергії, перелік та сумарну генеруючу потужність усіх генеруючих одиниць типу A (з приведенням потужності до напруги 35 кВ та вище підстанцій ОСР відповідно до нормальної схеми мережі), які відповідають вимогам глави 2 розділу III цього Кодексу, і найкращу оцінку сумарної генеруючої потужності генеруючих одиниць типу A, які не відповідають вимогам глави 2 розділу III цього Кодексу, що приєднані до його системи розподілу, разом з відповідною інформацією щодо їхньої частотної характеристики.

6.3.7. Кожний ОСР повинен у реальному масштабі часу надавати ОСП інформацію, пов'язану з областю спостереження, включаючи таке:

фактична топологія підстанції;

активна і реактивна потужність через комірку лінії;

активна і реактивна потужність через комірку трансформатора;

вливання активної і реактивної потужності через комірку генеруючого об'єкта;

положення відгалужень трансформаторів, приєднаних до передавальної мережі;

напруги на системах шин;

реактивна потужність через комірки реакторів і конденсаторів;

сукупне вироблення в області спостереження ОСР з розподілом за джерелами первинної енергії (для генеруючих одиниць типу A та B);

вироблення в області спостереження ОСР з розподілом за джерелами первинної енергії по кожній генеруючій одиниці типу C та D;

сукупне споживання в області спостереження ОСР.".

XI. У розділі XI:

1. У главі 1:

1) абзац другий пункту 1.2 після слів "Типові форми договорів" доповнити словами "про надання послуг";

2) пункт 1.3 викласти в такій редакції:

"1.3. Доступ до системи передачі надається Користувачу лише на підставі укладеного договору про надання послуг з передачі електричної енергії.

Діяльність на ринку електричної енергії без укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у випадках, передбачених цим Кодексом, не допускається.";

3) після пункту 1.3 доповнити новим пунктом 1.4 такого змісту:

"1.4. Ініціатором укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та договору про надання послуг з передачі електричної енергії може виступати будь-яка сторона.".

У зв'язку з цим пункт 1.4 вважати пунктом 1.5.

2. У главі 2:

1) у пункті 2.4 слова та знаки "передавальної мережі та розподільних мереж або мереж споживачів приєднаних до передавальної мережі (тривалістю більше хвилини)" замінити словами та знаками "мережі системи передачі та мереж систем розподілу або мереж споживачів, приєднаних до системи передачі (тривалістю більше хвилини),";

2) у пунктах 2.6 та 2.7 слова "передавальної мережі та розподільних мереж або мереж споживачів приєднаних до передавальної мережі" замінити словами та знаками "мережі системи передачі та мереж систем розподілу або мереж споживачів, приєднаних до системи передачі,";

3) у пункті 2.8 слова та знаки "передавальній мережі, зокрема щодо вимірювання таких показників:" замінити словами та знаками "мережах системи передачі, зокрема щодо вимірювання таких показників: частоти,";

4) в абзаці четвертому пункту 2.9 слово "сайті" замінити словами "власному веб-сайті", після слова "системі" доповнити словом "передачі";

5) в абзаці другому пункту 2.14 слово "мережі" виключити;

6) у пункті 2.16:

в абзаці другому слово "надзвичайних" виключити;

абзац третій виключити.

У зв'язку з цим абзац четвертий вважати абзацом третім;

7) у пункті 2.18:

в абзаці першому знак та слова ", і подає ці заходи на затвердження Регулятору" виключити;

абзац другий виключити;

8) в абзаці третьому пункту 2.19 слова "надавати Регулятору та" виключити.

3. У главі 3:

1) абзац третій підпункту 3 пункту 3.2 доповнити словами та знаками "та/або договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління";

2) у пункті 3.3 слово "розподілу" замінити словом "передачі", слово "час" замінити словами та знаком "орієнтовний час,";

3) пункт 3.5 доповнити словами "та з урахуванням вимог Правил роздрібного ринку";

4) пункти 3.8 - 3.11 викласти в такій редакції:

"3.8. До звернення електропостачальника додається копія повідомлення споживача про припинення електроживлення, направлене електропостачальником.

3.9. ОСП перевіряє можливість схеми приєднання споживача до системи передачі забезпечити таке припинення без відключення та/або обмеження електропостачання іншим споживачам, а також умови обмеження/відключення електропостачання споживача, якщо він входить до переліку захищених споживачів відповідно до Порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 27 грудня 2018 року N 1209.

3.10. Після виконання зазначених перевірок ОСП не пізніше ніж за 5 робочих днів письмово повідомляє споживача щодо припинення його електроживлення за зверненням електропостачальника, дату і час виконання цієї операції, а також попереджає споживача про заходи, яких він має вжити для забезпечення безпечного припинення електроживлення.

Припинення електроживлення споживача відбувається з дотриманням вимог розділу VII Правил роздрібного ринку електричної енергії, затверджених постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року N 312.

3.11. Споживач зобов'язаний вжити заходів для забезпечення безпечного припинення електроживлення та письмово повідомити про це ОСП, а також забезпечити присутність посадових осіб, відповідальних за безпечну експлуатацію струмоприймачів на об'єкті припинення електроживлення, та безперешкодний доступ уповноважених представників ОСП, електропостачальника і представників інших організацій за заявкою ОСП у час, визначений у повідомленні ОСП.

Відсутність письмового повідомлення ОСП від Споживача про вжиття відповідних заходів не є підставою для зупинення процедури припинення електроживлення цього Споживача.";

5) пункт 3.13 викласти в такій редакції:

"3.13. Після виконання процедур, зазначених у пунктах 3.7 - 3.10 цієї глави, ОСП здійснює припинення електроживлення споживача шляхом приведення в дію відповідних комутаційних апаратів або від'єднання струмоприймачів споживача від системи передачі.";

6) пункт 3.18 викласти в такій редакції:

"3.18. У разі несплати або неповної оплати за послуги з передачі електричної енергії та/або послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у строки, визначені договором про надання послуг з передачі електричної енергії та/або договором про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, ОСП не пізніше ніж за 10 робочих днів надсилає Користувачу або вручає особисто попередження про припинення передачі електричної енергії.".

4. У главі 4:

1) пункт 4.2 викласти в такій редакції:

"4.2. ОСП зобов'язаний відновити електроживлення споживача за зверненням електропостачальника, який надавав звернення на припинення електроживлення цьому споживачеві, або за зверненням іншого електропостачальника за умови надання ним документів, що підтверджують усунення споживачем порушень, або за зверненням споживача у випадку купівлі ним електричної енергії для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку за умови укладення ним договору про врегулювання небалансів відповідно до Правил ринку.";

2) у пункті 4.3:

в абзацах першому та другому слово "електропостачальника" замінити словами та знаком "електропостачальника/споживача";

в абзаці четвертому слова "і часу" виключити;

3) пункт 4.4 виключити.

У зв'язку з цим пункти 4.5 - 4.11 вважати відповідно пунктами 4.4 - 4.10;

4) пункт 4.4 викласти в такій редакції:

"4.4. ОСП протягом одного робочого дня опрацьовує звернення щодо відновлення електроживлення споживача з точки зору поточного балансу потужності в ОЕС України та гарантій безпеки постачання електричної енергії іншим споживачам і письмово повідомляє споживача про прийняття до виконання звернення щодо відновлення його електроживлення, дату і час виконання цієї операції (з обґрунтуванням, якщо дата відрізняється від зазначеної в повідомленні електропостачальника/споживача), а також попереджає споживача про заходи, яких той має вжити для забезпечення безпечного відновлення електроживлення.

ОСП також повинен поінформувати відповідного ОСР та/або іншого Користувача щодо відновлення електроживлення споживача, якщо до мереж такого споживача приєднані мережі ОСР та/або мережі інших Користувачів.";

5) у пункті 4.5 слово "дублюються" замінити словом "надаються";

6) пункт 4.6 викласти в такій редакції:

"4.6. Споживач зобов'язаний вжити заходів для забезпечення безпечного відновлення електроживлення та письмово повідомити про це ОСП, а також забезпечити присутність посадових осіб, відповідальних за безпечну експлуатацію струмоприймачів, на об'єкті відновлення електроживлення у час, визначений у повідомленні ОСП.";

7) у пункті 4.7 цифри та знаки "4.5 - 4.7" замінити цифрами та знаками "4.4 - 4.6".

5. У главі 5:

1) у пункті 5.1:

в абзаці першому слово "системою" замінити словами "електричними мережами системи";

в абзаці другому слово "системою" замінити словами "електричними мережами Оператора системи";

2) у пункті 5.2 слова "електропостачальникам, ОСР та споживачам" замінити словом "Користувачам";

3) у пункті 5.3:

в абзаці першому слово "двостороннього" виключити;

4) абзац перший пункту 5.4 викласти в такій редакції:

"5.4. ОСП укладає договір про надання послуг з передачі електричної енергії з Користувачем до набуття ним статусу учасника ринку електричної енергії відповідно до Правил ринку, а у випадку постачання електричної енергії електропостачальником споживачу, приєднаному до мереж системи передачі, - відповідно до Правил роздрібного ринку.";

5) в абзаці другому пункту 5.5 слова "є публічним і має оприлюднюватись" замінити словом "оприлюднюється";

6) пункти 5.7 та 5.8 викласти в такій редакції:

"5.7. Для отримання проекту договору про надання послуг з передачі електричної енергії Користувач, зазначений у пункті 5.3 цієї глави, звертається до ОСП з відповідною заявою із зазначенням реквізитів Користувача та інформації щодо обраного ним ППКО, до якої додаються:

підтвердження повноважень особи на укладення договору (витяг з установчого документа про повноваження керівника (для юридичних осіб), копію довіреності, виданої в установленому порядку тощо);

перелік точок комерційного обліку (EIC-кодів) Користувача в електронному вигляді.

Бланк заяви повинен бути розміщений на веб-сайті ОСП.

Документи, надані в електронному вигляді, мають бути завірені електронно-цифровим підписом. Засоби передачі даних визначаються за згодою сторін.

5.8. ОСП протягом 10 робочих днів від дня отримання заяви та необхідної для укладення договору інформації надає Користувачу два примірники підписаного зі свого боку договору про надання послуг з передачі електричної енергії.

За згодою сторін примірники договору про надання послуг з передачі електричної енергії можуть бути направлені Користувачу в електронному вигляді, підписані електронно-цифровим підписом уповноваженого представника ОСП.";

7) пункт 5.9 доповнити новим абзацом такого змісту:

"При направленні договору в електронному вигляді Користувач підписує договір електронно-цифровим підписом у строки, визначені законодавством України, та повертає один примірник на адресу ОСП.";

8) пункти 5.10 та 5.11 виключити.

6. У главі 6:

1) у пункті 6.3 слово "після" замінити словами та знаком "до/під час", а після слів "ринку електричної енергії" доповнити словами "відповідно до Правил ринку";

2) в абзаці другому пункту 6.4 слова "є публічним і має оприлюднюватись" замінити словом "оприлюднюється";

3) пункти 6.6 - 6.8 викласти в такій редакції:

"6.6. Для укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління Користувач, зазначений у пункті 6.2 цієї глави, має надати ОСП такі документи:

заяву про укладення договору із зазначенням реквізитів Користувача та даних обраного ним ППКО;

копію документа про підтвердження повноважень особи на укладення договору (витяг з установчого документа про повноваження керівника (для юридичних осіб), копію довіреності, виданої в установленому порядку тощо);

копію документа, що підтверджує право власності чи користування на об'єкт диспетчеризації (за виключенням ОСР);

перелік точок комерційного обліку (EIC-кодів) Користувача в електронному вигляді;

акт розмежування балансової належності електричних мереж та експлуатаційної відповідальності Сторін;

схему з'єднань обладнання об'єкта диспетчеризації.

Документи можуть бути надані в електронному вигляді. У такому випадку документи мають бути завірені електронно-цифровим підписом. Засоби передачі даних визначаються за згодою сторін.

6.7. ОСП протягом 10 робочих днів від дня отримання заяви надає Користувачу два примірники підписаного зі свого боку договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

За згодою сторін примірники договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління можуть бути направлені Користувачу в електронному вигляді, підписані електронно-цифровим підписом уповноваженого представника ОСП.

6.8. Користувач підписує договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у строки, визначені законодавством України, та повертає один примірник ОСП.

При направленні договору в електронному вигляді Користувач підписує договір електронно-цифровим підписом у строки, визначені законодавством України, та повертає один примірник на адресу ОСП.";

4) пункт 6.10 викласти в такій редакції:

"6.10. ОСП не має права відмовити Користувачу в укладенні договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у разі виконання ним вимог цього Кодексу.".

XII. Пункти 1 - 3 додатка 1 (тип А) та пункти 1 - 4 додатка 1 (тип Б) замінити відповідно пунктами 1 - 5 такого змісту:

"1. Ситуаційний план та викопіювання з топографо-геодезичного плану в масштабі 1:2000 із зазначенням місця розташування об'єкта (об'єктів) Замовника, земельної ділянки Замовника або прогнозованої точки приєднання (для об'єктів, які приєднуються до електричних мереж уперше).

2. Копія документа на право власності, який підтверджує право власності чи користування цим об'єктом, або, за відсутності об'єкта, право власності чи користування земельною ділянкою. У разі відсутності кадастрового номера у свідоцтві на право власності на земельну ділянку - викопіювання з топографо-геодезичного плану або плану забудови території із зазначенням місця розташування земельної ділянки.

3. Копія витягу з Реєстру платників єдиного податку або копію свідоцтва платника податку на додану вартість.

4. Копія паспорта або належним чином оформлена довіреність чи інший документ на право укладати та підписувати договір про приєднання.

5. ТЕО (за наявності).".

XIII. У додатку 5:

1. У пункті 1.5 розділу 1 слова "безпосередньо приєднаним до системи передачі" замінити словами "обладнання якого знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП".

2. У розділі 2:

1) назву після слова "Ціна" доповнити словом "Договору";

2) пункт 2.1 доповнити новим абзацом такого змісту:

"На вартість Послуги нараховується податок на додану вартість відповідно до законодавства України.";

3) пункт 2.2 викласти в такій редакції:

"2.2. Обсяг наданої Послуги визначається:

для виробників - як обсяг відпущеної електроенергії;

для операторів систем розподілу - як сума обсягу розподіленої електричної енергії, обсягу купівлі електричної енергії для компенсації технологічних витрат електричної енергії на її розподіл електричними мережами ОСР та обсягу електричної енергії для господарчих потреб ОСР;

для споживачів - як обсяг спожитої електричної енергії.

Обсяг виробленої/розподіленої/спожитої електричної енергії надається постачальником послуг комерційного обліку або Користувачем, якщо він виконує роль ППКО.";

4) пункт 2.4 доповнити новим абзацом такого змісту:

"Плановий обсяг Послуги на розрахунковий період визначається на основі наданих Користувачем і погоджених ОСП повідомлень щодо планового обсягу передачі електроенергії на розрахунковий період.";

5) у пункті 2.7 слова "Оплата рахунків" замінити словами "Оплата послуги";

6) пункт 2.8 викласти в такій редакції:

"2.8. За відсутності заборгованості надлишок коштів, що надійшли протягом розрахункового періоду, зараховується в рахунок оплати наступного розрахункового періоду. За наявності заборгованості кошти зараховуються першочергово в оплату заборгованості минулих періодів з найдавнішим терміном її виникнення. При повній сплаті заборгованості минулих періодів надлишок коштів зараховується в оплату штрафних санкцій.".

3. У розділі 3:

1) у пункті 3.1:

у підпункті 3.1.2 слова "структури управління цими системами" замінити словами "структури диспетчерського управління";

підпункт 3.1.5 після слова "Здійснювати" доповнити словом "диспетчерське";

у підпункті 3.1.6 слова "електростанцій та" замінити словами "об'єктів електроенергетики у складі";

підпункт 3.1.8 доповнити знаком і словами ", який є додатком до цього Договору";

2) у пункті 3.2:

у підпункті 3.2.3:

абзац перший викласти в такій редакції:

"3.2.3. Забезпечити наявність обладнання зв'язку для передачі в режимі реального часу з належним захистом таких сигналів:";

доповнити після абзацу першого новим абзацом другим такого змісту:

"від генеруючого об'єкта до диспетчерських пунктів Виконавця:".

У зв'язку з цим абзаци другий - двадцятий вважати відповідно абзацами третім - двадцять першим;

абзац дев'ятнадцятий викласти в такій редакції:

"від кожного об'єкта енергоспоживання, який знаходиться в оперативному підпорядкуванні Виконавця, такої інформації:";

у підпункті 3.2.4 після слова "підписаними" доповнити словами "зі свого боку";

у підпункті 3.2.5 слово "диспетчеризації" замінити словом "електроенергетики";

в абзаці третьому підпункту 3.2.11 слово "диспетчеризації" замінити словом "електроенергетики";

підпункт 3.2.12 викласти в такій редакції:

"3.2.12. Попередньо узгоджувати з Виконавцем розпорядження керівників Користувача з питань, що стосуються експлуатації об'єктів диспетчеризації, засобів обліку електричної енергії та іншого обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні Виконавця.";

у підпункті 3.2.16 слова, цифру та знак "як єдиний документ - Додатком 2 до цього Договору" виключити;

підпункт 3.2.17 викласти в такій редакції:

"3.2.17. Надавати на погодження Виконавцю нормальні схеми з'єднань обладнання об'єктів електроенергетики (електричних станцій, електричних підстанцій, електричних мереж) Користувача щороку станом на 01 січня в термін до 15 січня поточного року, а також після виконання реконструкції чи модернізації об'єктів електроенергетики до введення їх в експлуатацію.".

4. У розділі 4:

1) у пункті 4.4 знаки, слово та цифру "(Додаток 4)" виключити;

2) у пункті 4.7 після слова "зберігаються" доповнити словом "Сторонами" та цифру "5" замінити цифрою "3".

5. Пункт 6.2 розділу 6 виключити.

У зв'язку з цим пункти 6.3 - 6.11 вважати відповідно пунктами 6.2 - 6.10.

6. У пункті 8.10 розділу 8 слова "та скріплені печатками" виключити.

7. Підпункт 3 пункту 9.2 розділу 9 викласти в такій редакції:

"3) після закінчення терміну дії або у разі розірвання цього Договору.".

8. Пункт 10.2 розділу 10 викласти в такій редакції:

"10.2. Виконавець щокварталу оформлює акт звірки розрахунків наданої Послуги відповідно до форми, наведеної в додатку 5 до цього Договору, та надсилає його Користувачу. Користувач у триденний термін має повернути Виконавцю підписаний зі свого боку акт звірки розрахунків наданої Послуги.

За окремим запитом Користувача оформлюється відповідний акт звірки розрахунків наданої Послуги.".

9. У розділі 13:

1) у пункті 13.1 слова "та скріплюються печатками" виключити;

2) пункт 13.3 викласти в такій редакції:

"13.3. Додатками до цього Договору є:

перелік точок комерційного обліку, зареєстрованих за Користувачем (додаток 1);

схема з'єднань обладнання об'єкта диспетчеризації та перелік електротехнічного обладнання (додаток 2);

акт розмежування балансової належності електричних мереж та експлуатаційної відповідальності Сторін (додаток 3);

акт надання Послуги (додаток 4);

акт звірки розрахунків (додаток 5);

Положення про взаємодію ОСП та Виробника при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні (додаток 6);

Положення про взаємодію ОСП та ОСР при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні (додаток 7);

Положення про взаємодію ОСП та Споживача при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні (додаток 8);

Положення про оперативно-технологічні відносини між Виконавцем (Суб'єкт ієрархічної структури диспетчерського управління об'єктом Користувача) та Користувачем під час їх взаємодії в системі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління (додаток 9);

Порядок розрахунку втрат електричної енергії (додаток 10 (додається за необхідності)).".

10. Доповнити трьома новими додатками 6 - 8, що додаються.

У зв'язку з цим додатки 8 та 9 вважати відповідно додатками 9 та 10.

XIV. У додатку 6:

1. Назву додатка викласти в такій редакції:

"Типовий договір про надання послуг з передачі електричної енергії".

2. У преамбулі знак та слова ", що є учасником ринку" виключити.

3. Пункт 1.1 розділу 1 викласти в такій редакції:

"1.1. За цим Договором ОСП зобов'язується надавати послугу з передачі електричної енергії (далі - Послуга), а Користувач зобов'язується здійснювати оплату за Послугу відповідно до умов цього Договору.".

4. Пункт 2.2 розділу 2 викласти в такій редакції:

"2.2. Під час виконання умов цього Договору, а також вирішення всіх питань, що не обумовлені цим Договором, Сторони зобов'язуються керуватися законодавством України.".

5. Пункт 3.1 розділу 3 викласти в такій редакції:

"3.1. Ціна Договору визначається згідно з діючим на момент надання Послуги тарифом на послуги з передачі електричної енергії, встановленим Регулятором, та оприлюднюється ОСП на власному веб-сайті в мережі Інтернет.".

6. Підпункт 2 пункту 4.1 розділу 4 викласти в такій редакції:

"2) визначення фактичного обсягу Послуги у розрахунковому місяці здійснюється:

для ОСР на підставі даних щодо обсягів технологічних витрат електричної енергії на її розподіл електричними мережами ОСР;

для електропостачальників на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії споживачами електропостачальника;

для споживачів електричної енергії, які мають намір купувати електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку, незалежно від точки приєднання на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії цими споживачами;

для споживачів електричної енергії, які приєднані до мереж ОСП, незалежно від способу купівлі електричної енергії (в електропостачальника за Правилами роздрібного ринку чи за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку) на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії цими споживачами;

для виробників електричної енергії на підставі даних щодо обсягів електричної енергії, необхідної для забезпечення власних потреб електричних станцій, на яких відсутня генерація.

З цією метою використовуються дані обліку Адміністратора комерційного обліку.".

7. Абзац перший пункту 5.1 розділу 5 викласти в такій редакції:

"5.1. Планова та фактична вартість Послуги (грн) за цим Договором визначається шляхом множення планового та фактичного обсягу Послуги (МВт·год) за розрахунковий період на тариф, встановлений Регулятором (грн/МВт·год).".

8. У розділі 6:

1) пункт 6.2 викласти в такій редакції:

"6.2. Користувач здійснює поетапну попередню оплату планової вартості Послуги ОСП таким чином:

1 платіж - до 17:00 другого банківського дня розрахункового місяця у розмірі не менше 1/5 від планової вартості Послуги, визначеної згідно з розділом 5 цього Договору. Подальша оплата може здійснюватися щоденно або шляхом сплати 1/5 від планової вартості Послуг, яка визначена згідно з розділом 5, у кожен з наступних періодів:

2 платіж - з 06 до 10 числа розрахункового місяця;

3 платіж - з 11 до 15 числа розрахункового місяця;

4 платіж - з 16 до 20 числа розрахункового місяця;

5 платіж - з 21 до 25 числа розрахункового місяця.

При цьому розмір оплати у вказані періоди повинен бути не меншим планової вартості Послуг, яка визначена згідно з розділом 5, на 5 днів наперед.";

2) у пункті 6.5 слова "моменту та на підставі отримання" замінити словами "дати отримання та на підставі";

3) у пункті 6.6 слово "послуги" замінити словом "Послуги".

9. Пункти 7.1 та 7.2 розділу 7 викласти в такій редакції:

"7.1. ОСП має право:

1) отримувати від Користувача своєчасну оплату за Послугу;

2) обмежувати, припиняти, знижувати надійність надання Послуги та відключати від системи передачі у випадках, визначених розділом 8 цього Договору та Кодексом системи передачі;

3) отримувати від Користувача своєчасну оплату за перевищення Замовником обсягів використання дозволеної потужності, визначеної відповідним договором та технічними умовами на приєднання.

7.2. Користувач має право:

1) отримувати від ОСП Послугу з дотриманням установлених показників якості надання цих Послуг відповідно до глави 2 розділу XI Кодексу системи передачі;

2) вимагати компенсацію у випадку недотримання показників якості надання Послуги відповідно до умов пунктів 2.13, 2.15 та 2.16 розділу XI Кодексу системи передачі;

3) відповідно до частини першої статті 57 Закону України "Про ринок електричної енергії" звертатися до ОСП щодо відключення/відновлення електроживлення споживача у випадках, визначених Правилами роздрібного ринку.".

10. У розділі 8:

1) абзац шостий пункту 8.2 викласти в такій редакції:

"після закінчення терміну дії або у разі розірвання цього Договору;";

2) у пункті 8.7 слово "постачання" замінити словами "роздрібного ринку".

11. Пункти 9.2 та 9.3 розділу 9 викласти в такій редакції:

"9.2. ОСП зобов'язується:

1) забезпечувати надання Послуги з дотриманням установлених показників якості надання цих Послуг відповідно до глави 2 розділу XI Кодексу системи передачі;

2) складати та надавати Користувачу акти, рахунки, повідомлення у терміни та у порядку, що визначені в розділах 6 та 10 цього Договору;

3) повідомляти Користувача про зміну тарифу на передачу електричної енергії у терміни та у порядку, що визначені в розділі 6 цього Договору;

4) повідомляти Користувача про наміри застосування обмеження або припинення надання Послуги відповідно до розділу 8 цього Договору;

5) відповідно до пункту 3.13 глави 3 розділу XI Кодексу системи передачі припинити електроживлення Споживача, лінії електропередачі якого приєднані до системи передачі, за зверненням електропостачальника (Користувача) у разі порушення Споживачем своїх договірних зобов'язань перед електропостачальником (Користувачем). Припинення та відновлення електроживлення Споживача за зверненням електропостачальника (Користувача) здійснюється у порядку, визначеному у главах 3 та 4 розділу XI Кодексу системи передачі;

6) здійснювати відшкодування (компенсацію) Користувачу у випадках, передбачених Кодексом системи передачі;

7) у випадку зміни банківських реквізитів повідомити про зміну протягом 3 робочих днів з дня їх зміни.

9.3. Користувач зобов'язується:

1) подавати ОСП планові обсяги передачі електричної енергії та обсяги планової резервованої потужності за затвердженими ОСП формами у терміни та у порядку, що визначені в розділах 6 та 10 цього Договору;

2) повертати ОСП підписані зі свого боку акти у терміни та у порядку, що визначені в розділах 6 та 10 цього Договору;

3) здійснювати вчасно та у повному обсязі оплату за Послугу на умовах, визначених цим Договором;

4) надавати інформацію, зазначену в пункті 8.2 глави 8 розділу II Кодексу системи передачі.".

12. У розділі 10:

1) у пункті 10.2 слова "екземпляр", "умотивованим" замінити відповідно словами "примірник", "вмотивованим";

2) у пункті 10.3 слова "послуги з передачі електричної енергії" замінити словом "Послуги";

3) у пункті 10.4:

абзац другий викласти в такій редакції:

"Рахунки, акти приймання-передачі, акти звірки розрахунків, повідомлення вважаються отриманими Стороною:";

абзац четвертий викласти в такій редакції:

"у день особистого вручення, що підтверджується підписом одержувача та/або реєстрацією вхідної кореспонденції, або третій календарний день від дати отримання поштовим відділенням зв'язку, в якому обслуговується одержувач (у разі направлення поштою рекомендованим листом).".

13. Пункт 14.2 розділу 14 викласти в такій редакції:

"14.2. Цей Договір може бути розірваний за ініціативою будь-якої зі Сторін у порядку, визначеному законодавством України, у тому числі у разі зміни власника/Користувача об'єкта.".

14. У розділі 15:

1) пункт 15.3 доповнити новим абзацом такого змісту:

"У разі підписання договору в електронній формі Сторони визнають, що електронний документ (сформований, підписаний з використанням електронного цифрового підпису) є ідентичним за змістом та реквізитами з документом у паперовому вигляді, кожен з документів є оригіналом і має однакову юридичну силу.";

2) у пункті 15.4 слова "однієї зі" виключити;

3) доповнити новими пунктами такого змісту:

"15.5. На підтвердження електронних документів, підписаних електронним цифровим підписом, Сторони зобов'язані за вимогою однієї зі Сторін надавати одна одній оригінали цих документів у паперовому вигляді.

15.6. У разі закінчення терміну дії електронного цифрового підпису або відсутності можливості отримання/відправлення електронних документів Сторони зобов'язані отримувати/відправляти документи в паперовому вигляді.".

15. Пункт 16.2 розділу 16 викласти в такій редакції:

"16.2. Перелік додатків до цього Договору, які є його невід'ємними частинами:

перелік точок комерційного обліку, зареєстрованих за Користувачем (додаток 1);

акт приймання-передачі Послуги (додаток 2);

акт звірки розрахунків за Послугу (додаток 3);

порядок участі Користувача (Споживача) у графіках обмеження споживання та графіках відключення (додаток 4);

картка зразків підписів уповноважених осіб Користувача, ОСП (додаток 5) (додається за необхідності).".

XV. Доповнити додатком 7, що додається.

 

Директор Департаменту із регулювання
відносин у сфері енергетики

А. Гудаченко

 

Додаток 7
до Кодексу системи передачі

Порядок
перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг

I. Порядок перевірки ПДП

1. Загальні положення

1.1. Цей Порядок визначає процедуру та умови перевірки ПДП (потенційного ПДП) та електроустановок, які використовуються (плануються до використання) ним для надання ДП оператору системи передачі, з метою підтвердження їх відповідності вимогам Кодексу системи передачі (далі - КСП) та інших нормативних документів щодо:

резервів підтримки частоти (РПЧ);

автоматичних резервів відновлення частоти (аРВЧ);

ручних резервів відновлення частоти (рРВЧ);

резервів заміщення (РЗ);

регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора;

відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску).

Учасниками процесу перевірки ПДП або потенційного ПДП (далі - Перевірка ПДП) є ОСП, ОСР у випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу, ПДП (потенційні ПДП) та орган з оцінки відповідності.

2. Права та обов'язки ОСП у процесі перевірки ПДП

2.1. ОСП зобов'язаний:

1) оприлюднювати на власному веб-сайті вимоги до програм випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП) за кожним видом ДП;

2) приймати рішення щодо погодження:

програм випробувань;

дати проведення випробувань;

звітів випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП);

3) брати участь у випробуваннях електроустановок ПДП (потенційних ПДП);

4) розглядати апеляції з питань Перевірки ПДП (потенційного ПДП);

5) оприлюднювати актуальний реєстр ПДП, які пройшли перевірку;

6) організовувати контроль відповідності ПДП, які пройшли перевірку, вимогам КСП та інших нормативних документів.

2.2. ОСП має право:

1) ініціювати проведення позачергових випробувань електроустановок ПДП у випадках, визначених цим Порядком;

2) вимагати від учасників процесу Перевірки ПДП виконання своїх зобов'язань, що випливають з цього Порядку;

3) запитувати у ПДП (потенційного ПДП) документи, що підтверджують відповідність органу з оцінки відповідності вимогам КСП;

4) з метою інформування учасників ринку вести реєстр органів з оцінки відповідності;

5) залучати до процесу перевірки та випробувань консультантів, що мають успішний досвід проведення перевірок у сфері ДП в ENTSO-E.

3. Права та обов'язки ПДП (потенційних ПДП)

3.1. ПДП (потенційний ПДП) зобов'язаний:

1) забезпечувати проведення випробувань електроустановок ПДП відповідно до глав 8 - 9 розділу IV КСП та цього Порядку;

2) забезпечувати відповідність електроустановок технічним вимогам КСП;

3) проводити контроль перевірених показників, їх стабільності, реєстрацію та збереження результатів контролю;

4) невідкладно інформувати ОСП щодо внесення змін до технічної документації, конструкції електроустановок, що пройшли перевірку, та до технологічних процесів, пов'язаних з наданням ДП;

5) передбачати в договорі, що укладається з органом з оцінки відповідності, зобов'язання щодо дотримання ним вимог, визначених у КСП та цьому Порядку;

6) забезпечувати доступ уповноважених представників ОСП до електроустановок ПДП у процесі проведення контролю відповідності ПДП, які пройшли перевірку, вимогам КСП та інших нормативних документів.

3.2. ПДП (потенційний ПДП) має право:

1) ініціювати проведення перевірки та випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

2) вільно обирати орган з оцінки відповідності;

3) звертатися до ОСП за роз'ясненнями з питань Перевірки ПДП;

4) оскаржувати рішення ОСП щодо Перевірки ПДП.

4. Етапи проведення перевірки ПДП

4.1. Основними етапами проведення Перевірки ПДП є:

1) ініціювання проведення Перевірки ПДП;

2) проведення організаційних та підготовчих робіт, передбачених главами 8 та 9 розділу IV КСП та цим Порядком;

3) підготовка та узгодження між учасниками процесу Перевірки ПДП програми випробувань та термінів (дати початку та завершення) проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

4) проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

5) підготовка органом з оцінки відповідності технічного звіту про результати проведеного випробування;

6) затвердження ПДП (потенційним ПДП) технічного звіту про результати проведеного випробування;

7) підготовка та надання, з метою погодження, до ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування, який має містити висновок щодо підтвердженої випробуваннями електроустановок ПДП оцінки спроможності надання допоміжних послуг, їх обсягу та якісних характеристик.

5. Алгоритм перевірки ПДП

5.1. ПДП (потенційний ПДП) ініціює процес Перевірки ПДП не пізніше ніж за 30 календарних днів до запланованої дати проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) шляхом подання запиту до ОСП, у якому має бути зазначено:

вид ДП;

інформацію щодо органу з оцінки відповідності, який проводитиме випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

технічні відомості про обладнання ПДП (потенційного ПДП);

заплановану дату проведення випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП).

5.2. ПДП (потенційний ПДП) направляє ОСП програму випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП), складену відповідно до вимог глав 8 та 9 розділу IV КСП та цього Порядку, після погодження дати випробувань протягом 5 робочих днів.

5.3. ОСП приймає рішення щодо погодження програми випробування електроустановок ПДП та повідомляє про це ПДП (потенційного ПДП) протягом 10 робочих днів з дати її отримання від ПДП (потенційного ПДП). У випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу ОСП повинен узгодити своє рішення з відповідним ОСР.

У випадку якщо програма випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) не відповідає вимогам цього Порядку, ОСП повідомляє ПДП (потенційного ПДП) про відхилення програми з обґрунтуванням причин відхилення. Потенційний ПДП має усунути вказані недоліки та повторно направити ОСП програму випробувань не пізніше ніж за 10 робочих днів до дати випробувань. Після повторного розгляду програми випробувань ОСП приймає рішення щодо погодження/непогодження такої програми. У разі незадовільного рішення ОСП повідомляє ПДП (потенційного ПДП) про відхилення програми та скасування дати проведення випробувань електроустановок ПДП.

5.4. Орган з оцінки відповідності проводить випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП) за участі ПДП (потенційного ПДП), ОСП та ОСР у випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу за погодженою з ОСП програмою випробувань. Присутність представників ОСП при проведенні випробувань є обов'язковою.

5.5. Після проведення випробування електроустановки ПДП (потенційного ПДП) орган з оцінки відповідності складає протокол випробувань. Протокол випробувань має бути затверджений ПДП (потенційним ПДП).

5.6. На підставі затвердженого протоколу випробувань орган з оцінки відповідності розробляє та надає ПДП (потенційному ПДП) технічний звіт про результати проведеного випробування, що має бути направлений ПДП (потенційним ПДП) на погодження ОСП.

5.7. У випадку якщо технічний звіт про результати проведеного випробування та протокол випробувань встановлює відповідність електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам КСП та інших нормативно-технічних документів, ОСП погоджує його та повідомляє про це ПДП протягом 10 робочих днів з дати отримання технічного звіту від ПДП (потенційного ПДП).

5.8. Орган з оцінки відповідності на основі погодженого ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування приймає рішення щодо відповідності електроустановки ПДП (потенційного ПДП) вимогам КСП щодо надання ДП та надає ПДП Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП, яке має бути погоджено ОСП.

5.9. На основі погодженого з ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування для перевірки відповідності електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам до аРВЧ ПДП також може отримати Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП щодо надання ДП з рРВЧ та/або РЗ в обсягах, визначених за результатами випробувань.

6. Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП

6.1. Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП має містити:

EIC-код учасника ринку;

EIC-код області регулювання, де розташовані електроустановки ПДП (потенційного ПДП);

EIC-код одиниці надання допоміжної послуги;

вид ДП, на яку видане свідоцтво;

підтверджений за результатами випробувань об'єм резерву потужності (для РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ);

підтверджений діапазон регулювання реактивної потужності (для послуги регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК);

час активації та об'єм резерву потужності, що може бути затребувана під час активації послуги із відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску);

дату видачі свідоцтва;

термін дії свідоцтва;

найменування органу з оцінки відповідності, що видав свідоцтво.

6.2. Додатком до свідоцтва про відповідність вимогам до ДП має бути технічний звіт про результати проведеного випробування.

7. Термін дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП

7.1. Термін дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП складає 5 років.

7.2. Дострокове завершення терміну дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП відбувається в таких випадках:

технічні вимоги щодо надання ДП змінилися;

результати моніторингу засвідчують, що за останні 6 календарних місяців 3 рази не була надана відповідна ДП;

було проведено реконструкцію/переоснащення електроустановок ПДП;

неусунення ПДП невідповідностей електроустановок у терміни (строки), визначені ОСП.

8. Процедура оскарження результатів Перевірки ПДП

8.1. ПДП (потенційний ПДП) має право на оскарження рішення ОСП щодо непогодження технічного звіту про результати випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) шляхом звернення до ОСП. ОСП повинен розглянути таке звернення у строк, що не перевищує 10 робочих днів з дати отримання звернення від ПДП (потенційного ПДП).

У разі незгоди з рішенням ОСП ПДП (потенційний ПДП) має право звернутися до Регулятора.

9. Організація контролю

9.1. ОСП організовує контроль роботи електроустановок ПДП, за допомогою яких надаються ДП, шляхом проведення перевірок та отримання інформації про електроустановки ПДП, виконання ПДП своїх зобов'язань у частині надання ДП та відповідності КСП. Контроль виконується протягом терміну дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.

9.2. Критерієм для визначення необхідності у проведенні перевірок є зіставлення даних, отриманих за результатами випробувань, та результатів моніторингу.

9.3. При виявленні невідповідностей електроустановок, за допомогою яких надаються ДП, вимогам КСП ОСП повідомляє ПДП щодо виявлених невідповідностей та термінів їх усунення.

II. Порядок проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП)

1. Загальні положення

1.1. Перед проведенням випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП) перевіряється наявність у ПДП (потенційного ПДП) необхідного обладнання, програмного забезпечення та професійної кваліфікації щодо таких аспектів:

1) початковий стан електроустановок, за допомогою яких планується надання ДП: забезпечено готовність до випробування та необмеженої роботи в умовах проведення випробування зі звичайними уставками обмежувачів та захистів;

2) схема регулювання: належна схема керування повинна бути активована для регулятора частоти обертання та інших відповідних регуляторів (для ТЕС - енергоблок перебуватиме в режимі "котел відслідковує турбіну" або "скоординованого регулювання");

3) подача сигналу на вимірювання швидкості: характеристика сигналу швидкості у регулятора повинна бути визначена, а відповідний генератор сигналу повинен бути доступний перед випробуванням. Для нового регулятора та/або станційної системи SCADA можливе введення необхідних випробувальних сигналів у регулятор частоти обертання та здійснення реєстрації за допомогою програмно-технічного інтерфейсу. Якщо така опція доступна, потрібно віддавати перевагу їй, а не подачі апаратного сигналу. Краще вводити імітаційний сигнал частоти - як у контур регулювання швидкості, так і в контур активної потужності. Якщо це неможливо, сигнал вводиться в контур регулювання активної потужності, а реальна частота системи реєструється. Умови випробувань повинні бути вказані в кожній програмі випробувань, орієнтованій на конкретну одиницю надання ДП;

4) реєстратор даних: записи випробувань мають бути заархівовані блочною системою SCADA, якщо ця система задовольняє очікування часової роздільної здатності, визначені нижче. Якщо ж ні, для збору випробувальних даних буде використовуватися зовнішній пристрій, який має такі можливості:

запис 16 сигналів, що мають точність вимірювання 0,001 в. о.;

мінімальний час вибірки 100 мс (10 зразків на секунду) часова роздільна здатність для кожного сигналу.

Якщо для реєстрації даних необхідний зовнішній пристрій, усі відповідні детальні параметри пристрою мають визначатись у методиці проведення випробувань конкретного енергоблока;

5) аварійне зупинення випробування: програмний параметр або апаратний перемикач, який вимикає підсумовування поданих сигналів заданої форми у разі аварії;

6) визначення вимірювальних сигналів: сигнали, які реєструватимуться під час випробувань на кожній одиниці надання ДП, мають докладно визначатися у програмах випробувань, орієнтованих на конкретну одиницю надання ДП. Точки вимірювання аналогових сигналів мають бути визначені разом з їхніми характеристиками (напруга/струм, діапазон сигналу). Для систем SCADA з можливістю реєстрації даних, сумісної з вимогами, мають бути визначені лише необхідні сигнали, тому ПДП може визначити належну реєстрацію даних у системі SCADA.

1.2. Випробування повинні виконуватися в координації з ОСП та оперативним персоналом, що експлуатує одиницю надання ДП, щоб уникнути будь-яких небажаних регулювальних дій. В усіх випробуваннях, пов'язаних з регулюванням частоти та активної потужності, має здійснюватися реєстрація наведених у таблиці 1 типових сигналів (у залежності від типу одиниці надання ДП) із відповідною часовою роздільною здатністю.

Таблиця 1

Назва сигналу

Роздільна здатність (не менше)

уставка частоти

100 мс

виміряне значення частоти/виміряне значення частоти обертання валу турбіни

100 мс

активна вихідна потужність одиниці надання ДП, що бере участь у первинному регулюванні

100 мс

положення регулюючих клапанів турбіни

100 мс

тиск гострої пари перед турбіною*

1 с

температура свіжої пари*

1 с

витрата палива*

1 с

ручна уставка активної потужності

100 мс

дистанційна уставка активної потужності (від ЦР САРЧП)

1 с

температура пари проміжного перегріву*

1 с

команди керування регулюючими клапанами турбіни*

100 мс

тиск у камері згоряння *

1 с

рівень у барабані*

1 с

тиск у конденсаторі*

1 с

напір нетто (для гідроагрегатів)*

1 с

Примітка. Наявність або відсутність пунктів, відмічених *, залежить від технічних характеристик одиниці надання ДП, яка випробовується.

У разі відсутності сигналу по витраті палива необхідно використовувати сигнал, що характеризує зміну витрати палива (наприклад, частота обертання пиложивильників).

1.3. Перед випробуваннями гідроагрегатів необхідно зафіксувати напір нетто.

1.4. Електроустановки ПДП (потенційного ПДП) мають бути оснащені системою моніторингу, що відповідає вимогам глави 5 розділу IX КСП та Порядку моніторингу виконання постачальниками допоміжних послуг зобов'язань з надання допоміжних послуг, визначеного Правилами ринку (далі - Порядок моніторингу).

Перед проведенням випробувань перевіряється оснащеність електроустановок ПДП (потенційного ПДП) відповідними системами моніторингу надання ДП.

З цією метою ПДП (потенційний ПДП) повинен підтвердити:

наявність відповідного програмно-технічного комплексу, за допомогою якого забезпечується моніторинг надання ДП;

можливість фіксації всіх необхідних сигналів;

забезпечення точності вимірювання та дискретності всіх сигналів;

забезпечення виконання технічних вимог щодо організації каналів обміну інформацією між ОСП та ПДП;

забезпечення збереження інформації щодо моніторингу ДП.

2. Порядок проведення випробувань первинного регулювання частоти

2.1. Для всіх випробувань подача сигналу має здійснюватися у вимірюваний сигнал частоти або уставку частоти - у залежності від можливостей регулятора частоти обертання, як показано на рисунку 1.

  

Рисунок 1. Приклад подачі сигналу регулятора

2.2. Випробування регулювання базового навантаження має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.

2.3. Методика випробування регулювання базового навантаження передбачає, що:

1) одиниця надання ДП повинна перебувати в режимі регулювання навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад);

2) зона нечутливості частоти збільшується до високих значень, щоб не порушувати вихідну потужність;

3) спостерігати, чи є вихідна потужність одиниці надання ДП постійною впродовж 1 години (може бути скорегований за необхідності);

4) вимірюються всі визначені сигнали.

2.4. Для спостереження за чутливістю системи регулювання при випробуванні чутливості первинного регулювання частоти необхідно задавати малі відхилення частоти, як показано на рисунку 2. При цьому:

1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється посередині діапазону регулювання та розраховується за формулою

  

,

де Pmin - мінімальне навантаження (технічний мінімум), що може нести одиниця надання ДП тривалий час,

Pmax - максимальне навантаження (встановлена потужність), що може нести одиниця надання ДП тривалий час;

2) відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю;

3) значення статизму встановлюватимуться в діапазоні 4 - 6 % (за замовчуванням для випробувань повинно бути 5 %);

4) сигнал, визначений на рисунку 2, подається як сигнал вимірювання частоти кроками по ±10 мГц і ±20 мГц;

5) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано менше 5 хвилин).

  

Рисунок 2. Малі сигнали відхилення частоти

2.5. Перевірка достовірності уставок РПЧ.

Перевірка достовірності уставок РПЧ виконується з метою підтвердження відповідності характеристик налаштування регулятора потужності (статизм і нечутливість до частоти на основі ступінчатих змін вимірюваної частоти), для чого задаються різні відхилення частоти для електроустановки надання ДП як показано на рисунку 3. При цьому:

1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється приблизно посередині діапазону регулювання;

2) відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю;

3) значення статизму встановлено в діапазоні 4 - 8 %. Випробування повторюється для 2 різних значень статизму. Випробувальні значення статизму під час випробування залежать від номінальної потужності одиниці надання ДП і максимальних ступенів частоти (усього - 200 мГц або 100 мГц). Точні значення мають бути вказані в кожній програмі випробувань для конкретної одиниці надання ДП;

4) реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;

5) сигнал, визначений на рисунку 3, подається як сигнал вимірювання (у цілому ±200 мГц, з кроками 50 мГц);

6) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендується 5 - 7 хвилин).

  

Рисунок 3. Малі сигнали відхилення частоти

2.6. Для спостереження характеристики первинного регулювання при перевірці працездатності первинного регулювання частоти для одиниці надання ДП необхідно задавати ступінчасті відхилення частоти, які є достатньо великими для активації всього резерву первинного регулювання, як показано на рисунку 4.

2.7. Методика випробування працездатності первинного регулювання передбачає, що:

1) випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів навантаження регулювання:

Рmin + РРПЧ та Рmax - РРПЧ.

Відповідний режим регулювання - активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною 0 мГц;

2) значення статизму встановлюється в діапазоні 4 - 8 % (вибирається на основі резервної потужності енергоблока);

3) реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;

4) сигнал, визначений на рисунку 4, подається як сигнал вимірювання частоти величиною ±200 мГц (буде перераховано для різних налаштувань статизму та обсягу основного резерву електростанції) такими кроками:

для режиму високого навантаження буде перевірена активація резерву на завантаження;

для режиму низького навантаження буде перевірена активація резерву на розвантаження;

5) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється упродовж 15 хвилин (кожний імітаційний сигнал частоти буде підтримуватися мінімум 15 хвилин);

6) вимірюються всі визначені сигнали.

  

Рисунок 4. Подача сигналу частоти для випробування характеристик первинного регулювання у вимірювану частоту в разі мінімальної потужності

2.8. Випробування вважається проведеним успішно за умови видачі не менше 100 % РПЧ на завантаження/розвантаження за час не більше 30 сек. Під час навантаження/розвантаження допускається перерегулювання за умови, якщо воно не перевищує 1 % Рном та коливання потужності мають затухаючий характер.

  

Рисунок 5. Процес активації РПЧ на завантаження для генерації і розвантаження для споживання (система накопичення може працювати як в режимі видачі, так і в режимі споживання електричної енергії)

  

Рисунок 6. Процес активації РПЧ на розвантаження для генерації і навантаження для споживання (система накопичення може працювати як в режимі видачі, так і в режимі споживання електричної енергії)

3. Порядок проведення випробування вторинного регулювання частоти

3.1. Перевірка базового навантаження аРВЧ.

Це випробування має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.

Для проведення випробування:

електроустановка одиниці надання ДП повинна перебувати в режимі підтримки заданого навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад);

зона нечутливості частоти збільшується до значень, що не порушуватимуть вихідну потужність (рекомендовано 500 мГц);

вихідна потужність електроустановки одиниці надання ДП має бути постійною впродовж 1 години (за необхідності може бути скореговано).

3.2. Методика випробування вторинного регулювання частоти передбачає, що:

1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється приблизно посередині діапазону регулювання та розраховується за формулою

  

;

2) відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною високому значенню (рекомендовано 500 мГц), щоб уникнути впливу змін частоти в мережі через контур первинного регулювання;

3) уставка активної потужності змінюється кроками ±1 % і ±2 % (відносно номінальної потужності одиниці надання ДП);

4) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано максимум 5 хвилин);

5) випробування може здійснюватися зі SCADA шляхом імітації уставки;

6) вимірюються всі визначені сигнали.

3.3. Перевірка достовірності уставок аРВЧ виконується з метою підтвердження зміни активної потужності у відповідності до заданих уставок через ступінчасті зміни в сигналі ЦР САРЧП.

3.4. Методика перевірки достовірності уставок аРВЧ передбачає, що:

1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється приблизно посередині діапазону регулювання та розраховується за формулою

  

;

2) відповідний режим регулювання - активний, а зона нечутливості до частоти встановлена рівною нулю з метою з'ясування того, що одиниця надання ДП працює в обох режимах - вторинного і первинного регулювання;

3) реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;

4) уставка активної потужності буде збільшена і зменшена в чотири кроки в позитивному і негативному напрямі. На кожному кроці вихідна потужність буде змінена на 25 % від повного резерву одиниці надання ДП, як показано на рисунку 7;

5) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано менше 5 хвилин);

6) випробування може виконуватися зі SCADA шляхом імітації уставки потужності;

7) вимірюються всі визначені сигнали.

  

Рисунок 7. Сигнал АРП для перевірки петлі гістерезису вторинного регулювання як відсоток від повної резервної потужності одиниці надання ДП

3.5. Для спостереження характеристики вторинного регулювання при перевірці працездатності вторинного регулювання частоти для одиниці надання ДП задаються ступінчасті відхилення уставки потужності, які є достатньо великими для активації всього резерву вторинного регулювання.

3.6. Методика випробування аРВЧ передбачає, що:

1) випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів регулювання навантаження:

Рmin + РаРВЧ та Рmax - РаРВЧ.

У випадку перевірки спільної активації РПЧ та аРВЧ необхідно встановити зону нечутливості по частоті рівною нулю, а статизм 8 або 10 %. Резервну потужність одиниці надання ДП (Pрез) буде обчислено за цього статизму і номінальної потужності одиниці надання ДП.

2) відповідний режим регулювання - активний, зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю, а статизм може бути встановлений на рівні 8 або 10 % для перевірки максимуму вторинного резерву. Ррез буде обчислено за цього статизму і номінальної потужності одиниці надання ДП;

3) уставка потужності змінюється диспетчером ОСП, щоб активувати всю величину аРВЧ покроково на завантаження та розвантаження;

4) для режиму високого навантаження буде перевірена висхідна активація резерву;

5) для режиму низького навантаження буде перевірена низхідна активація резерву;

6) щоб визначити затримку зв'язку, фіктивна змінна додається до виміряних значень і змінюється в момент подачі ступінчастого відхилення диспетчером ОСП. Це вимагає постійного зв'язку з диспетчером ОСП;

7) випробування може виконуватися зі станційної системи SCADA шляхом імітації уставки одиниці надання ДП;

8) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється упродовж 5 - 15 хвилин у залежності від часу стабілізації кожної одиниці надання ДП;

9) вимірюються всі визначені сигнали.

4. Порядок випробування рРВЧ та/або РЗ

4.1. Метою випробувань рРВЧ та/або РЗ є перевірка здатності електроустановки одиниці надання ДП щодо забезпечення рРВЧ та/або РЗ за час введення в дію, визначений КСП.

Для проведення випробування:

електроустановка одиниці надання ДП повинна перебувати в режимі підтримки заданого максимального навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад). Для цього зона нечутливості частоти збільшується до значень, що не порушуватимуть вихідну потужність (рекомендовано 500 мГц), або використовується інший доступний спосіб виведення електроустановки одиниці надання ДП з роботи в режимі слідкування за частотою;

вихідна потужність електроустановки надання ДП має бути постійною впродовж 1 години (за необхідності може бути скореговано).

4.2. Методика випробування рРВЧ та/або РЗ передбачає, що:

1) диспетчером ОСП видається тестова диспетчерська команда на активацію рРВЧ та/або РЗ для випробуваної одиниці надання ДП і після цього реєструється видача активної потужності. Диспетчерська команда містить дату та час активації, напрям, зміну потужності та тривалість (або дату та час повернення до попереднього режиму);

2) одиниця надання ДП повинна видати прогнозований рівень потужності протягом 15 хвилин для рРВЧ та 30 хвилин для РЗ з моменту команди на активацію, продемонструвати утримання стабільного рівня потужності під час заданого періоду постачання і повернення до початкового рівня видачі потужності після завершення періоду постачання. Випробування проводяться один раз на завантаження і один раз на розвантаження потужності;

3) вимірюються всі визначені сигнали.

Складається два графіка потужності P-t, один для завантаження і один для розвантаження, на основі зареєстрованих значень видачі та зміни активної потужності.

5. Порядок випробування регулювання напруги та реактивної потужності для генераторів у режимі синхронного компенсатора

5.1. Підтвердження здатності генераторів надавати ДП із регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора здійснюється шляхом надання до ОСП технічної документації заводів- виробників відповідного обладнання із закладеними в такій документації технічними характеристиками. Відповідну технічну документацію ПДП (потенційний ПДП) зобов'язаний надати ОСП протягом 20 робочих днів із дня отримання відповідного запиту від ОСП.

Метою випробувань регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора є перевірка здатності одиниці надання ДП надання послуги з регулювання напруги та визначення максимальних обсягів реактивної потужності.

При перевірці регулювання напруги в режимі синхронного компенсатора на вузлі записується таке:

1) задана напруга Uz;

2) напруга вузла Up;

3) активна потужність генератора PG;

4) реактивна потужність генератора QG;

5) напруга генератора UG;

6) вимірювані величини записуються за допомогою реєстраційного пристрою з періодом запису t = 1 секунда.

5.2. Перевірка максимального та мінімального значення реактивної потужності одиниці надання ДП в режимі СК.

Методика випробування:

1) ОСП видає команду ПДП на видачу максимальної реактивної потужності протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП виробляє максимальну реактивну потужність протягом години;

2) ОСП видає команду ПДП на споживання максимальної реактивної потужності протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП споживає максимальну реактивну потужність протягом години;

3) вимірюються всі сигнали, визначені в пункті 5.1 цієї глави.

5.3. Методика випробування здатності регулювання напруги передбачає, що:

1) на початку випробування напруга встановлюється на початковому значенні;

2) ОСП надає покроково команди ПДП на регулювання (зміну) напруги протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП виконує команду;

3) вимірюються всі сигнали, визначені в пункті 5.1 цієї глави.

За результатами вимірювань визначають:

графік і час стабілізації напруги у вузлі,

аперіодичний графік,

час стабілізації t0 - tu £ 5 хв,

точність стабілізації напруги у вузлі,

діапазон регулювання реактивної потужності відповідного генератора (Qmax і Qmin).

Графіки повинні бути зроблені на основі виміряних значень величин UG, PG, UP, QG.

Результати повинні бути оброблені з періодом запису t = 1 секунда.

6. Порядок проведення випробування здатності забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій

6.1. Метою таких випробувань є перевірка здатності одиниці надання ДП забезпечити надання послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій у разі виникнення такої системної аварії з реєстрацією таких параметрів:

1) напруга генератора UG;

2) напруга власних потреб одиниці надання ДП Uвп;

3) частота обертання одиниці надання ДП fG;

4) час надання та виконання команд;

5) вимірювані величини записуються за допомогою реєстраційного пристрою з періодом запису t = 1 секунда.

6.2. Методика випробування здатності забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій передбачає, що:

1) одиниця надання ДП, що випробовується, повинна бути зупинена;

2) автономні джерела живлення (дизельні генератори тощо), які будуть використовуватись під час проведення випробувань, повинні бути вимкнені;

3) перевіряються на працездатність основні та резервні засоби зв'язку;

4) необхідно забезпечити відключення живлення власних потреб одиниці надання ДП, що випробовується;

5) після підтвердження інформації про відсутність напруги на шинах власних потреб одиниці надання ДП виконується запуск автономного джерела живлення;

6) виконується живлення шин власних потреб одиниці надання ДП, що випробовується, від автономного джерела живлення, виконується запуск одиниці надання ДП;

7) процедура повторюється тричі;

8) після третього успішного запуску одиниця надання ДП має забезпечити живлення власних потреб, після чого автономне джерело живлення має бути вимкнене;

9) одиниця надання ДП має працювати протягом години з номінальною напругою та частотою;

10) вимірюються всі визначені сигнали.

 

Додаток 6
до Типового договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління

ЗАТВЕРДЖУЮ
Керівник ОСП
_________________ /П. І. Б./
"___" ____________ 20__ р.

ЗАТВЕРДЖУЮ
Керівник Виробника
_______________ /П. І. Б./
"___" ____________ 20__ р.

ПОЛОЖЕННЯ
про взаємодію ОСП та Виробника при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні

1. Загальні положення

1.1. Це Положення є невід'ємною частиною договору між ОСП та Виробником про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління від "___" ____________ 20__ року N _______.

1.2. Це Положення встановлює порядок оперативно-технологічних відносин між ОСП (відповідним регіональним диспетчерським центром (РДЦ), відповідною регіональною енергосистемою) та Виробником (електростанцією Виробника) в частині ОДУ (диспетчерського (оперативно-технологічного) управління) режимами роботи електростанцій Виробника, експлуатації обладнання, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, обчислювальної техніки.

1.3. У цьому Положенні терміни та скорочення вживаються у значеннях, наведених у Кодексі системи передачі.

1.4. Після підписання цього Положення керівниками ОСП та Виробника його направляють у відповідні РДЦ та на електростанції Виробника згідно з діючою структурою ОДУ.

2. Організація ОДУ режимом роботи електростанцій

2.1. Організацію ОДУ режимом роботи електростанцій Виробника у складі ОЕС України (відокремленої частини ОЕС України) здійснюють згідно зі структурою ОДУ, визначеною ОСП відповідно до Кодексу системи передачі.

2.2. Основними принципами функціонування ОДУ режимом роботи електростанцій Виробника у складі ОЕС України (відокремленої частини ОЕС України) є:

1) ОДУ режимом роботи електростанцій у реальному часі здійснює зміна чергового диспетчера (ЧД) ОСП через ЧД РДЦ або через начальника зміни (НЗ) Виробника;

2) керівний оперативний персонал у зміні - НЗ, безпосередньо підпорядкований ЧД ОСП. Керівний оперативний персонал у зміні електростанції - НЗ електростанції, в оперативному відношенні підпорядкований ЧД РДЦ, у зоні оперативно-диспетчерського управління якого розміщується електростанція (згідно зі структурою ОДУ ОЕС України). Для електростанцій Виробника (оператора великих ГЕС/ГАЕС) - НЗ електростанції, підпорядкований НЗ Виробника;

3) диспетчер ОСП видає розпорядження оперативному персоналу електростанції через диспетчера РДЦ. Диспетчер РДЦ видає розпорядження НЗ електростанції, а за його відсутності - НЗ електроцеху. За відсутності прямих каналів зв'язку чи їх тимчасової непрацездатності диспетчер РДЦ видає розпорядження НЗ електростанції через оперативний персонал інших підприємств (ОСР, інших електростанцій), у яких наявний зв'язок з електростанцією Виробника. Розпорядження диспетчера ОСП (РДЦ) оперативний персонал РДЦ (електростанції) повинен виконувати невідкладно.

Якщо розпорядження суперечать вимогам технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока (обладнання) електростанції, НЗ електростанції повідомляє про це диспетчера РДЦ, а останній - диспетчера ОСП.

При цьому оперативний персонал АЕС суворо дотримується вимог технічного регламенту з режиму роботи реакторної установки, включаючи можливе розвантаження та повну зупинку енергоблока без будь-яких попередніх узгоджень з диспетчером РДЦ.

Оперативний персонал електростанції несе повну відповідальність за виконання розпоряджень диспетчера РДЦ, а диспетчери ОСП і РДЦ - за обґрунтованість своїх розпоряджень.

При аварійних ситуаціях в ОЕС України ЧД ОСП може дати команду з грифом "аварійно" на завантаження електростанції безпосередньо ЧД РДЦ з наступним повідомленням про це НЗ Виробника (оператора великих ГЕС/ГАЕС).

Під грифом "аварійно" ЧД РДЦ подається команда на зміну навантаження електростанції в межах регулювального діапазону, яку необхідно виконати негайно, незалежно від поточного режиму роботи. Її подання пов'язане з ліквідацією аварійної ситуації в ОЕС України або її частини (регіону). Після ліквідації аварійної ситуації проводиться оптимізація режиму роботи електростанції з урахуванням післяаварійного режиму в ОЕС України або її окремої частини (регіону).

ЧД РДЦ має право за режимом роботи регіону змінити навантаження конкретної електростанції в порушення заявленого добового графіка з метою врегулювання системних обмежень (уникнення або ліквідації аварійної ситуації) в підпорядкованому регіоні з наступним повідомленням ЧД ОСП;

4) якщо НЗ електростанції чи НЗ електроцеху електростанції (НЗ Виробника (оператора великих ГЕС/ГАЕС)) розпорядження диспетчера ОСП чи диспетчера РДЦ здається помилковим, то він зобов'язаний зробити обґрунтоване заперечення, але у випадку повторного підтвердження розпорядження диспетчером повинен виконати його. У будь-якому випадку НЗ АЕС (головний інженер АЕС) зобов'язані прийняти рішення щодо розпорядження диспетчера ОСП чи диспетчера РДЦ виходячи з режиму роботи АЕС та окремого обладнання і безумовного виконання вимог норм і правил з ядерної і радіаційної безпеки, технологічного регламенту, інструкцій, правил технічної експлуатації та інших експлуатаційних документів;

5) розпорядження диспетчера ОСП (РДЦ), що являють загрозу для життя людей, а також розпорядження, які можуть призвести до пошкодження обладнання, втрати живлення власних потреб електростанції, виконувати заборонено. Про свою відмову виконати таке розпорядження оперативний персонал електростанції зобов'язаний негайно повідомити диспетчера, який віддав це розпорядження, а також доповісти головному інженеру електростанції (технічному директору) і зробити відповідний запис в оперативному журналі;

6) у разі виникнення на електростанції ситуації, яка вимагає негайного розвантаження або відключення обладнання (загроза життю людей, пошкодження обладнання, відмова, аварія), воно повинно бути розвантажене або відключене оперативним персоналом згідно з вимогами інструкцій з попереднім, якщо це можливо, і обов'язковим наступним повідомленням про це оперативно-диспетчерського персоналу вищого рівня диспетчерського управління. Після відключення і зупинки обладнання оформлюється аварійна заявка із зазначенням причини і орієнтовного терміну ремонту;

7) розпорядження керівників Виробника персоналу електростанції з питань, що стосуються експлуатації пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, які знаходяться в оперативному підпорядкуванні диспетчера ОСП (РДЦ), потрібно попередньо узгоджувати з керівним персоналом ОСП або РДЦ згідно з переліком обладнання електростанції щодо способу диспетчерського управління, складеним відповідно до пункту 2.3.1 цього Положення;

8) НЗ електростанції зобов'язаний негайно повідомляти диспетчера РДЦ, а диспетчер РДЦ - диспетчера ОСП про відключення ЛЕП та обладнання, спрацювання РЗ, лінійної автоматики та ПА, параметри аварійного режиму для визначення місць пошкодження на ЛЕП, порушення нормальної роботи обладнання та пристроїв, які знаходяться в оперативному управлінні чи віданні диспетчера ОСП (РДЦ), а також про порушення режиму роботи основного і допоміжного генеруючого обладнання електростанції, які призвели чи можуть призвести до зниження її навантаження або порушення вимог безпечної експлуатації обладнання.

У подальшому подання уточнюючої інформації про всі порушення в роботі устаткування здійснюється згідно з Регламентом оперативних повідомлень щодо порушень у роботі підприємств паливно-енергетичного комплексу України;

9) диспетчер РДЦ повинен негайно повідомляти НЗ електростанції про технологічні порушення в основній мережі відповідного регіону ОЕС України, внаслідок яких, за умови забезпечення стійкості, персонал електростанції повинен за командою диспетчера або самостійно знизити генеруючу потужність електростанції згідно з вимогами інструкцій.

У випадку технологічних порушень, що сталися за межами відповідного регіону ОЕС України, які обмежують видачу потужності електростанції, термінову інформацію диспетчеру РДЦ надає диспетчер ОСП.

2.3. До основних функцій ОСП, РДЦ належать:

контроль режиму роботи електростанцій у складі ОЕС України;

управління устаткуванням, обладнанням, пристроями РЗ і ПА, ЗДТУ, що встановлені на електростанціях та знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП, РДЦ;

попередження та ліквідація технологічних порушень у схемі видачі потужності та на обладнанні, що знаходиться в оперативному управлінні ЧД ОСП, РДЦ;

проведення оперативних перемикань в електричних установках електростанцій, на обладнанні, що знаходиться в оперативному управлінні диспетчера ОСП або РДЦ, згідно з інструкціями та положеннями, розробленими ОСП та РДЦ і направленими на електростанції, виконання вимог яких обов'язкове для керівного оперативного персоналу електростанцій;

контроль за виконанням заявлених графіків навантаження електростанцій Виробника;

керівництво діями безпосередньо підпорядкованого оперативного персоналу під час виконання операцій на обладнанні, що знаходиться в оперативному управлінні ЧД РДЦ;

контроль за станом основного обладнання і пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ;

своєчасне надання НЗ електростанції інформації про стан і режими роботи обладнання електромереж напругою 110 кВ і вище, що впливають на надійність роботи електростанції Виробника в ОЕС України;

координація дій безпосередньо підпорядкованого оперативного персоналу при виконанні перемикань на обладнанні та пристроях РЗ та ПА, телемеханіки, ЗДТУ, що знаходяться в оперативному управлінні ЧД РДЦ;

погодження програм введення в дію нового та існуючого обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ, управління пуском (включенням) його в роботу відповідно до вимог чинних інструктивних документів;

взаємодія у разі технічного переоснащення, заміни і введення нового обладнання, управління, моніторингу пристроїв РЗ та ПА, ЗДТУ, які передаються в оперативне управління чи відання ЧД РДЦ;

загальне керівництво ліквідацією технологічних порушень режимів експлуатації обладнання електростанцій, що знаходиться в оперативному віданні ЧД РДЦ;

щорічне подання Виробнику станом на 01 січня списків оперативного персоналу РДЦ, який має право вести оперативні переговори, виконувати перемикання, приймати та передавати інформацію статистичного характеру відповідно до інструкцій, своєчасне повідомлення про всі зміни у складі цього персоналу;

щорічне подання Виробнику станом на 01 січня списків персоналу РДЦ, який регулярно має право виконувати роботи в електроустановках електростанцій Виробника, із переліком наданих йому прав згідно з Правилами безпечної експлуатації електроустановок;

щорічне надання Виробнику станом на 01 січня нормальної схеми електричних з'єднань відповідних регіонів ОЕС України, а також надання інших схем та матеріалів, необхідних для нормальної роботи електростанцій Виробника та ОЕС України;

участь представників РДЦ (за згодою) у роботі комісії Виробника з розслідування технологічних порушень обладнання електростанцій;

погодження нормальних та ремонтних схем електростанцій Виробника в частині обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні диспетчера ОСП чи РДЦ;

проведення роботи з оперативним персоналом електростанцій Виробника відповідно до чинних нормативних документів;

перевірка стану ОДУ Виробника щодо забезпечення сталості і надійності роботи ОЕС України;

проведення єдиної технічної політики в частині питань надійного та сталого функціонування ОЕС України, регламентованої нормативно-правовими актами і нормативно-технічними документами центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та ОСП, у тому числі при вирішенні питань ОДУ.

2.4. До основних функцій Виробника з питань ОДУ належать:

цілодобове оперативно-диспетчерське управління та ліквідація технологічних порушень на обладнанні електростанцій, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні НЗ електростанції, НЗ Виробника (оператора великих ГЕС/ГАЕС), а також на обладнанні в підпорядкуванні ЧД РДЦ, перемикання на якому проводиться через НЗ Виробника (оператора великих ГЕС/ГАЕС);

забезпечення виконання заявленого добового графіка навантаження, обсягів відпуску електричної енергії по кожній електростанції. Підтримання збалансованого режиму роботи електростанції на підставі заявлених добових графіків та виконання диспетчерських команд ЧД ОСП щодо зміни навантажень у добовому графіку та обсягів відпуску електричної енергії відповідно до Правил ринку. При одержанні команди від ЧД ОСП (РДЦ) на зниження (підвищення) навантаження до мінімальної (максимальної) величини НЗ електростанцій повинні знизити потужність до мінімально допустимого (або підвищити до максимально допустимого) в межах технічно можливого навантаження генеруючої одиниці;

контроль та дотримання обмежень на режим роботи електростанцій, які встановлюються Міжвідомчою комісією при Державному агентстві водних ресурсів України (для ГЕС, ГАЕС);

підтримка діапазону регулювання при роботі системи автоматичного регулювання частоти та активної потужності (САРЧП ОЕС України) в межах технічних можливостей обладнання щодо надання відповідних допоміжних послуг, яке здійснюється передачею команд станційним системам управління (ССУ) "OVATION" на зміну потужності на обладнанні, яке залучається до участі в регулюванні САРЧП;

подання інформації про всі порушення в роботі обладнання електростанцій Виробника, про всі аварійні відключення основного та допоміжного обладнання електростанцій, яке знижує наявну потужність, про спрацювання захистів та автоматики на обладнанні, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ, а також згідно з Регламентом оперативних повідомлень щодо порушень у роботі підприємств паливно-енергетичного комплексу України, затвердженим наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України. Надання на запит ЧД РДЦ оперативної інформації про стан і режими роботи обладнання електростанцій Виробника;

щорічне подання до РДЦ станом на 01 січня нормальних схем електричних з'єднань електростанцій Виробника, даних про реконструкцію, зміну стану або умов роботи обладнання, пристроїв РЗ та ПА, ЗДТУ, телемеханіки, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ;

подання до ОСП, РДЦ заявок на виведення в ремонт обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП, РДЦ;

подання до РДЦ на погодження програм введення в дію нового та існуючого обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ, відповідно до вимог Положення про порядок проведення випробувань устаткування, пристроїв РЗА та ПА, що знаходяться в експлуатації або вперше вводяться в роботу на об'єктах електроенергетики ОЕС України, що розробляється ОСП;

щорічне подання до РДЦ станом на 01 січня списків оперативного персоналу Виробника, який має право вести оперативні переговори, виконувати перемикання, приймати та передавати інформацію статистичного характеру відповідно до інструкцій ОСП, РДЦ, своєчасне повідомлення ОСП, РДЦ про всі зміни у складі цього персоналу;

включення до складу комісії Виробника з розслідування технологічних порушень у роботі обладнання представників РДЦ (за згодою);

надання до РДЦ інформації про всі реконструкції, зміни стану чи умов роботи основного устаткування, пристроїв РЗ та ПА, телемеханіки, засобів зв'язку, введення нового обладнання електростанцій, що знаходиться в керуванні чи віданні ЧД РДЦ;

надання до РДЦ, за необхідності, на узгодження ремонтних схем електростанцій щодо устаткування, що знаходиться в оперативному керуванні чи віданні ЧД РДЦ.

Незалежно від наявності дозволеної заявки виведення з роботи та введення в роботу устаткування електростанцій, що знаходиться в оперативному керуванні або відданні ЧД ОСП, РДЦ, може виконуватися тільки з дозволу ЧД ОСП, РДЦ безпосередньо перед виведенням чи введенням устаткування.

При виникненні аварійного режиму в ОЕС України, пов'язаного із забезпеченням стійкості або живучості ОЕС України, команди ЧД ОСП, РДЦ з грифом "аварійно" виконуються оперативним персоналом Виробника незважаючи на можливе порушення режиму роботи водосховищ, заданого Міжвідомчою комісією при Державній агенції водних ресурсів України (для ГЕС, ГАЕС). При цьому не повинні порушуватись Правила експлуатації водосховищ Дніпровського каскаду. Рівневі режими спрацювання (накопичення) водосховищ, добові коливання верхнього i нижнього б'єфів, обмеження по швидкості добового спрацювання встановлюються на Міжвідомчій комісії при Державному агентстві водних ресурсів України.

3. Порядок розроблення та введення в дію оперативної документації з ОДУ режимом роботи електростанцій Виробника у складі ОЕС України (відокремленої частини ОЕС України)

3.1. Для кожної електростанції Виробника ОСП розробляє і передає відповідному РДЦ перелік електротехнічного обладнання, турбогенераторів, котлів, реакторів АЕС, основного та допоміжного обладнання енергоблоків (включно з системами управління та регулювання), зупинка (відключення) якого знижує наявну або підвищує мінімальну потужність електростанції, перелік енергоблоків (генераторів), підключених до режимної автоматики регулювання перетоків активної потужності, автоматики виділення блоків на власні потреби, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, АСДУ, які знаходяться в оперативному управлінні чи віданні диспетчера ОСП. РДЦ доповнюють вищезазначений перелік обладнанням, яке знаходиться в оперативному управлінні чи віданні диспетчера РДЦ, і після затвердження його головним диспетчером РДЦ направляють на електростанцію. З урахуванням переліку, одержаного від РДЦ, на електростанції складають і затверджують технічним керівником свій перелік обладнання, який є єдиним документом, що встановлює оперативну підпорядкованість обладнання електростанції відповідно до рівня ОДУ для роботи електростанції у складі ОЕС України.

3.2. РДЦ надсилає на електростанції Виробника комплект необхідних інструкцій і положень щодо ОДУ роботою електростанції у складі ОЕС України (РДЦ) і забезпечує їх своєчасний перегляд та коригування.

Перелік цих інструкцій і положень міститься у додатку 2 до цього Положення.

3.3. Електростанції Виробника щорічно надсилають до РДЦ на погодження нормальні схеми з'єднань обладнання електростанції, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні диспетчера РДЦ.

3.4. Електростанції Виробника надають до РДЦ:

комплект інструкцій і регламентів роботи основного обладнання електростанцій і забезпечують їх своєчасний перегляд та коригування;

паспортні дані, технічні характеристики системи регулювання турбін (СРТ) і програмно-технологічного комплексу (ПТК) СРТ, АРЗ і систем збудження генераторів, безпосередньо генераторів, необхідні для розрахунків струмів короткого замикання і стійкості;

експериментально зняті часові характеристики зміни потужності турбін у режимах "ІР" та "ІР+ОП" у разі подачі команд ПА на ПТК СРТ на розвантаження енергоблоків.

Перелік цих інструкцій і регламентів роботи міститься у додатку 3 до цього Положення.

4. Взаємодія електростанцій Виробника та ОСП з підготовки керівного оперативного персоналу електростанцій та диспетчерів РДЦ

4.1. Перед допуском до дублювання на робочому місці вперше підготовлені НЗ електростанції і НЗ електроцеху повинні проходити в РДЦ ознайомлення з режимом роботи регіону ОЕС України і співбесіду з керівниками РДЦ з питань оперативного управління обладнанням електростанції, що знаходиться в оперативному управлінні чи віданні диспетчера РДЦ. Результати співбесіди оформлюють протоколом, складеним у довільній формі, в якому відзначають професійну готовність (неготовність) кандидата на посаду НЗ електростанції або електроцеху до співпраці з диспетчером РДЦ.

4.2. Диспетчери РДЦ і ОСП можуть ознайомитись з особливостями роботи електростанцій Виробника відповідно до програми, складеної керівниками РДЦ чи центральної диспетчерської служби ОСП на підставі листа, надісланого технічному керівнику електростанції. Персонал електростанції забезпечує необхідні умови для ознайомлення (оформлення допуску на електростанцію за наявності в диспетчера ОСП (РДЦ) необхідних документів, виділення для консультацій кваліфікованих фахівців).

5. Функції ОСП та Виробника щодо забезпечення надійної паралельної роботи електростанцій у складі ОЕС України

5.1. ОСП виконує такі функції:

контролює режим роботи електростанцій з виконанням вимог технологічних регламентів безпечної експлуатації енергоблоків, наданих електростанціями;

щодобово визначає існуючі системні обмеження для роботи енергоблоків електростанцій, які заявлені Виробником як такі, що планують знаходитися в роботі, про що повідомляє Виробника та за необхідності попереджає про потенційну можливість надання команд на зменшення їх навантаження для забезпечення надійного режиму роботи основної мережі ОЕС України відповідно до Правил ринку;

розраховує максимально допустиму активну та реактивну потужність і задає уставки ПА для автоматичного розвантаження електростанцій за умовами збереження стійкості;

видає завдання та обробляє дані контрольних вимірювань у визначених обсягах;

погоджує технічні завдання на розробку передпроектної та проектної документації щодо зміни потужності, реконструкції схеми видачі потужності електростанції, а також погоджує виконані проекти;

розробляє програми випробувань (перевірок) та експлуатаційну документацію, погоджує їх з Виробником;

здійснює технічне обслуговування нового обладнання та апаратури в терміни, погоджені з Виробником;

визначає прогнозовані річні, квартальні, місячні обсяги виробництва електричної енергії на електростанціях і потужності на годину максимального навантаження;

погоджує технічні рішення щодо впровадження автоматики частотного виділення енергоблоків на збалансоване навантаження для забезпечення живлення власних потреб електростанції;

приймає рішення за заявками на узгоджене виведення в ремонт (резерв) або введення в роботу та заміну основного і допоміжного устаткування з урахуванням заходів щодо ведення режиму, зміни параметрів налаштування пристроїв РЗ і ПА, АСДУ, ЗДТУ;

розробляє і подає до електростанцій інструкції з ОДУ режимом роботи ОЕС України;

взаємодіє з Виробником у разі технічного переоснащення, заміни і введення нового обладнання, управління, моніторингу пристроїв РЗ та ПА і ЗДТУ, що передаються в управління чи відання відповідного РДЦ;

аналізує інформацію щодо оперативного прогнозування виробництва електричної енергії електростанціями Виробника на наступну добу, надану Виробником відповідно до вимог Кодексу системи передачі;

здійснює приймання-передачу фактичних щодобових погодинних даних щодо показників фізичного балансу надходження електричної енергії в мережу ОСР;

розглядає і погоджує річні та місячні графіки ремонту обладнання, готує і забезпечує ремонтні схеми для виконання відключення обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ.

5.2. Терміни, форми подання та обсяг даних, необхідних ОСП для виконання функцій відповідно до пункту 3.1 глави 3 цього Положення, визначаються для електростанцій Виробника відповідним РДЦ згідно з вимогами Кодексу системи передачі.

5.3. У частині планування та ведення режиму роботи електростанцій Виробник виконує такі функції:

забезпечує виконання заходів, необхідних для надійної паралельної роботи своїх електричних станцій у складі ОЕС України;

за запитом ОСП надає інформацію, необхідну для ведення режимів ОЕС України: максимальні та мінімальні навантаження енергоблоків ТЕС, які можливі згідно з технічним станом; дані про встановлену та наявну потужність енергоблоків; мінімально допустимий склад блочного обладнання, який забезпечує живучість станції; швидкості зміни навантаження енергоблоків та інші дані, що можуть бути затребувані для ведення режимів ОЕС України;

забезпечує участь електростанцій Виробника в регулюванні частоти та потужності відповідно до вимог Кодексу системи передачі та Правил ринку;

подає в обов'язковому порядку до ОСП для кожного розрахункового періоду наступної доби (період тривалістю 60 хв, який починається в момент початку кожної відлікової години доби і закінчується в момент початку наступної години, не включаючи її) значення максимальної та мінімальної робочих потужностей на всі енергоблоки, які знаходяться в роботі і резерві;

організовує забезпечення електростанцій резервами відповідного твердого (рідкого) палива на ТЕС за типом та в обсягах, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію політики в електроенергетичному комплексі;

надає на погодження до ОСП технічні завдання на розробку передпроектної документації та завдання на проектування, а також розроблені передпроектні та проектні рішення щодо нового будівництва, реконструкції і технічного переоснащення основного обладнання електростанцій, пристроїв РЗ і ПА, телемеханіки та зв'язку, у тому числі при зміні потужності та реконструкції схеми видачі потужності станції;

погоджує обсяги, терміни й умови технічного переоснащення чи надає мотивовані відмови або альтернативні пропозиції;

погоджує технічні умови на поставку обладнання та апаратури, бере участь у всіх етапах робіт з їх технічного переоснащення, заміни чи введення в дію;

забезпечує одержання документації за контрактом, її переклад українською мовою (у разі застосування обладнання чи апаратури імпортного виробництва) і своєчасну передачу відповідним підрозділам ОСП (РДЦ) і проектним організаціям;

включає під час комплектації груп для навчання на фірмах-постачальниках обладнання та апаратури до їх складу спеціалістів ОСП (РДЦ), які будуть забезпечувати вибір уставок та узгодження принципових схем, узгодження інструкцій з експлуатації цього обладнання та апаратури;

залучає представників ОСП до участі в технічних нарадах з представниками фірм-постачальників обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні чи віданні диспетчера ОСП (РДЦ);

розробляє програми випробувань (перевірок) обладнання, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні диспетчера ОСП (РДЦ), і направляє на погодження у відповідні підрозділи ОСП;

забезпечує одержання для підрозділів РЗ та ПА від постачальників чи розробляє методичні вказівки з вибору уставок пристроїв РЗ та ПА імпортного виробництва, погоджує їх з підрозділами РЗ та ПА першого рівня і надає до РДЦ;

надає матеріали контрольного вимірювання в режимні дні у встановлені ОСП (РДЦ) терміни;

розробляє програми випробувань (перевірок) та експлуатаційну документацію, погоджує їх з РДЦ;

приймає в експлуатацію нове обладнання та апаратуру за участю представників РДЦ;

здійснює технічне обслуговування нового обладнання та апаратури в терміни, погоджені з РДЦ.

6. Планування ремонтів основного обладнання, устаткування, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ електростанцій Виробника, які знаходяться в оперативному підпорядкуванні диспетчера ОСП (РДЦ)

6.1. Виведення з роботи генеруючого обладнання електростанцій, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП (РДЦ), для переведення його у стан консервації або зняття з експлуатації здійснюється за умови належного надання відповідної інформації та даних Виробником у процесі підготовки ОСП щорічного Звіту з оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей згідно з вимогами Кодексу системи передачі.

6.2. Планування ремонтів основного обладнання електростанцій, ЛЕП, обладнання ПС і технічного обслуговування пристроїв РЗ і ПА проводять з урахуванням планів ремонту блоків електростанцій.

6.3. Виробник також складає і подає у визначені терміни на затвердження в РДЦ річні, місячні та тижневі плани ремонту автотрансформаторів (АТ) і шунтуючих реакторів електростанцій, підстанційного обладнання приєднань ЛЕП, а також річні та місячні плани ремонту пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ та ОСП. Планування ремонтів пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ проводять з максимальним урахуванням планів ремонтів ЛЕП та устаткування електростанцій.

6.4. Виробник має подавати РДЦ свої пропозиції про виведення з роботи обладнання електростанції, яке знаходиться в оперативному підпорядкуванні РДЦ, до 01 червня поточного року для підготовки річного плану-графіка виведення з роботи обладнання на наступний календарний рік.

6.5. Якщо виведення з роботи обладнання повинно мати фіксовану дату початку та/або фіксовану дату закінчення, що зумовлюється, але не обмежується, взаємодією з іншими користувачами системи передачі (виробниками, ОСР, споживачами), або внаслідок конкретних технологічних процесів, або з причини конкретних робіт із технічного обслуговування, то ці дані мають вказуватися у пропозиції про виведення з роботи обладнання. Пропозиції підлягають аналізу та консультаційному процесу між РДЦ (ОСП) та Виробником, який подає пропозицію, а також залученими Користувачами та після їх узгодження вносяться до річного плану-графіка виведення з роботи обладнання як фіксовані.

6.6. РДЦ розглядають подані електростанціями плани ремонту, вносять необхідні зміни з огляду на забезпечення надійного режиму роботи РДЦ і подають на затвердження в ОСП плани ремонту обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП. ОСП розглядає подані РДЦ плани ремонтів з огляду на забезпечення надійності режиму роботи ОЕС України і після внесення необхідних змін затверджує їх.

6.7. При формуванні річних планів-графіків виведення з роботи обладнання магістральних мереж першочергово враховуються плани-графіки ремонтів генеруючого обладнання Виробника.

6.8. Під час підготовки річних планів-графіків виведення з роботи обладнання РДЦ (ОСП) повинен намагатися задовольнити вимоги, які містяться в одержаних від Виробника пропозиціях. Якщо пропозицію про вивід з роботи обладнання неможливо задовольнити, РДЦ (ОСП) має запропонувати варіанти коригування планів-графіків.

6.9. До 01 серпня поточного року ОСП повинен підготувати та надати Виробнику перший проект річного плану-графіка виведення з роботи обладнання на наступний календарний рік.

6.10. Виробник має право повідомити ОСП про свої обґрунтовані заперечення щодо першого проекту річного плану-графіка виведення з роботи їх обладнання на наступний календарний рік не пізніше ніж до 01 вересня поточного року.

6.11. У разі наявності заперечень щодо наданих Виробником початкових проектів річних планів-графіків РДЦ (ОСП) проводить обговорення зі сторонами, які надали свої заперечення, та іншими заінтересованими Користувачами з метою їх узгодження.

6.12. Річні плани-графіки виведення з роботи обладнання на наступний календарний рік затверджуються Головним диспетчером ОСП до 01 жовтня поточного року.

6.13. До 15 жовтня кожного календарного року РДЦ доводить до відома Виробника річний план-графік виведення з роботи обладнання, який стосується об'єктів диспетчеризації Виробника та об'єктів системи передачі, та їх вплив із зазначенням величини обмежень на видачу потужності Виробника.

6.14. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання на кожний рік набирають чинності з 01 січня відповідного року.

6.15. Виробник зобов'язаний дотримуватися затверджених планів-графіків виведення з роботи обладнання.

6.16. Внесення змін до затвердженого річного плану-графіка виведення з роботи обладнання після 15 жовтня здійснюється лише з причин порушення безпеки постачання або операційної безпеки, або безпеки експлуатаційного персоналу, або аварійного пошкодження обладнання Виробника, або громадської безпеки в такому порядку:

за рішенням ОСП - якщо відповідне виведення з роботи обладнання обмежується лише обладнанням, яке знаходиться в оперативному управлінні ОСП (РДЦ) та виведення цього обладнання не потребує зміни плану-графіка для інших сторін;

за згодою між ОСП та заінтересованими Користувачами - якщо обладнання знаходиться в оперативному управлінні ОСП (РДЦ), але виведення цього обладнання потребує зміни плану-графіка для інших сторін, або якщо обладнання знаходиться в оперативному віданні ОСП (РДЦ).

6.17. Прийняті ОСП зміни відображаються в місячному плані-графіку виведення з роботи обладнання.

6.18. Якщо ОСП не може досягти згоди з Виробником стосовно розробки або зміни річного плану-графіка виведення з роботи обладнання, ОСП приймає остаточне рішення виходячи з операційної безпеки та інформує про це Виробника. У разі письмового запиту Виробника стосовно цього питання ОСП надає обґрунтування щодо прийняття такого рішення.

6.19. До 10 числа кожного місяця, що передує плановому, Виробник надає РДЦ місячні плани-графіки, що підтверджують виведення з роботи обладнання відповідно до затвердженого річного плану-графіка з урахуванням прийнятих змін.

6.20. Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання мають надаватися Виробником письмово. Такі дані мають містити таку інформацію:

реквізити сторони, яка подає місячний план-графік виведення з роботи обладнання;

планові виведення з роботи обладнання, які включені до річного плану-графіка;

виведення з роботи обладнання, яке не включене до річного плану-графіка з відповідним обґрунтуванням;

пояснення щодо причин зміни річного плану-графіка, якщо такі зміни мають місце.

6.21. РДЦ направляють (зі своїми зауваженнями) на узгодження до ОСП зведені по регіону дані щодо ремонтів основного обладнання електростанцій, що впливає на їх наявну потужність і знаходиться в оперативному віданні диспетчера ОСП. Після розгляду та погодження місячні графіки ремонтів ОСП направляє до РДЦ та Виробнику.

6.22. До 20 числа місяця, що передує плановому, РДЦ має сповістити Виробника, а до 25 числа місяця - письмово повідомити про частини затвердженого місячного плану-графіка, які стосуються виведення з роботи обладнання об'єктів диспетчеризації Виробника та об'єктів системи передачі та їх вплив із зазначенням величини обмежень на видачу потужності Виробника.

6.23. Затверджені місячні плани-графіки корегуванню не підлягають. Зміни до них ураховуються в оперативному порядку шляхом подання оперативної заявки.

6.24. Терміни, форми подання та обсяг даних, необхідних для складання річних і місячних планів ремонту для електростанцій Виробника, визначає ОСП.

6.25. Виведення в ремонт та технічне обслуговування устаткування електростанцій, підстанційного обладнання приєднань ЛЕП, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, які знаходяться в оперативному підпорядкуванні диспетчера ОСП (РДЦ), навіть за затвердженими планами потрібно оформлювати оперативними заявками.

6.26. До РДЦ заявки подаються через електронну систему передачі заявок (передача заявок факсом або електронною поштою дозволяється як виняток, у разі неможливості передачі заявок через електронну систему з технічних причин).

Порядок подання заявок на виконання ремонтів обладнання та прийняття рішень щодо них проводять згідно з вимогами, викладеними РДЦ в Інструкції про порядок виведення в ремонт об'єктів диспетчеризації електричних станцій та електричних мереж, що розробляється ОСП та направляється на електростанції.

7. Експлуатація пристроїв РЗ і ПА, встановлених на електростанціях Виробника

7.1. Експлуатація пристроїв РЗ і ПА має відповідати вимогам ГКД 34.20.507 "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила", Правил улаштування електроустановок, інших нормативних документів, а також експлуатаційних і протиаварійних циркулярів.

7.2. Персонал електростанцій Виробника в частині експлуатації пристроїв РЗ і ПА перебуває в оперативному управлінні або віданні ОСП (РДЦ) і взаємодіє з ними під час вирішення питань експлуатації обладнання.

7.3. Основним принципом визначення взаємовідносин між ОСП та Виробником з питань експлуатації пристроїв РЗ і ПА є поділ первинного обладнання і пристроїв РЗ та ПА на групи залежно від оперативного управління та відання.

7.4. Основною функцією РДЦ у взаємовідносинах з електростанціями Виробника є визначення і вибір принципів або узгодження виконання, типів схем, уставок і характеристик пристроїв РЗ та ПА, що перебувають в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ, а також узгодження принципів виконання, типів схем, уставок і характеристик тих пристроїв РЗ та ПА групи 3, що перебувають в оперативному віданні ЧД РДЦ, але вибір уставок і схем здійснює Виробник (перелік цих пристроїв РЗ та ПА складає РДЦ).

7.5. Періодичність і обсяги профілактичних перевірок обладнання, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ встановлюють відповідно до вимог нормативних документів та інструкцій ОСП. ОСП (РДЦ) проводить контроль за виконанням річних планів-графіків технічного обслуговування пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ).

7.6. У частині пристроїв РЗ і ПА на підставі матеріалів, отриманих від Виробника (електростанцій Виробника), ОСП (РДЦ) виконує такі функції:

1) проводить систематичний облік і аналіз роботи пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ), готує пропозиції з розроблення протиаварійних заходів, складає і розсилає інформаційні листи;

2) стежить за оснащенням електрообладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ), пристроями РЗ і ПА, вибірково бере участь у випробуваннях, дає пропозиції з доопрацювання цих пристроїв;

3) погоджує графіки технічного обслуговування пристроїв РЗ і ПА та інструкції з експлуатації і виконавчі схеми пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ);

4) надає вказівки з принципів експлуатації, типів, схем, характеристик пристроїв РЗ і ПА, установлених на електростанціях Виробника і які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ);

5) затверджує переліки пристроїв РЗ і ПА, для яких структурні і принципові схеми, уставки (параметри налаштувань) і характеристики визначає ОСП;

6) виконує необхідні розрахунки, визначає принципи виконання, уставки спрацьовування і характеристики налаштувань пристроїв РЗ і ПА (у тому числі АЛАР), які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ);

7) відповідно до оперативної підпорядкованості до введення в роботу генеруючого обладнання електростанцій, яке вводять уперше, чи обладнання електричних мереж на основі проектних рішень і наданих вихідних даних виконує розрахунки стійкості паралельної роботи електростанцій, струмів короткого замикання, асинхронних режимів і визначає уставки налаштування ПА для нормальної і ремонтної схем зв'язків електростанції з енергосистемою, налаштування пристроїв АЛАР, уставки пристроїв РЗ і лінійної автоматики. Уставки видаються електростанції у встановленому порядку та уточнюються після одержання від Виробника (електростанцій Виробника) результатів натурних випробувань характеристик налаштування пристроїв РЗ і ПА;

8) надання Виробнику (електростанції Виробника):

висновків за результатами аналізу проектів технічного переоснащення і реконструкції пристроїв РЗ та ПА стосовно обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні ЧД РДЦ,

переліку пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному управлінні персоналу електростанції Виробника, вибір уставок та схем яких виконує або погоджує РДЦ,

відомостей і розрахунків, необхідних для визначення місць пошкодження ЛЕП напругою 110 кВ та вище, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ,

переліків протиаварійних заходів у разі відмови пристроїв РЗ та ПА на обладнанні, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ,

осцилограм аварійних осцилографів та реєстраторів аварійних подій (за запитом Виробника),

даних щодо обмежень режимів роботи електричних мереж напругою 110 кВ та вище, необхідних для забезпечення надійної та селективної роботи пристроїв РЗ та ПА,

інформаційних матеріалів, циркулярних листів, керівних документів з питань РЗ та ПА, розроблених РДЦ;

9) контроль за виконанням Виробником (електростанціями Виробника) вказівок ОСП (РДЦ), вимог розпорядчих документів, графіків технічного обслуговування пристроїв РЗА та ПА, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП (РДЦ);

10) перевірки технічного стану пристроїв РЗ та ПА на об'єктах з обладнанням, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ;

11) участь у розслідуванні технологічних порушень на об'єктах Виробника (електростанцій Виробника) внаслідок порушення роботи пристроїв РЗ та ПА системного значення (за згодою);

12) методичне керівництво роботою з удосконалення конструкції пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП(РДЦ).

7.7. У частині експлуатації пристроїв РЗ і ПА Виробник (електростанція Виробника) виконує такі функції:

надає ОСП електричні характеристики основного електротехнічного обладнання, параметри налаштування, принципові виконавчі схеми пристроїв РЗ і ПА, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ), місячні та річні звіти про роботу зазначених пристроїв РЗ і ПА згідно зі встановленими ОСП формами, оперативну інформацію про їхнє функціонування під час порушення режимів роботи обладнання, а також іншу інформацію на запит ОСП (РДЦ);

параметри обладнання, необхідні для вибору уставок пристроїв РЗ та ПА (стосовно нового обладнання та того, що вводиться в дію після реконструкції, - за 3 місяці до введення в дію);

розробляє та узгоджує з ОСП будь-які зміни схем, уставок і характеристик налаштування пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні чи віданні диспетчера ОСП (РДЦ), і з проектною організацією у частині схемних рішень та оформляє заявками у встановленому порядку;

складає графіки ремонтів, технічного обслуговування і заміни обладнання і пристроїв РЗ і ПА. У цьому разі терміни перевірок пристроїв РЗ і ПА мають збігатися з вимкненням відповідного силового обладнання (енергоблоки, автотрансформатори, ЛЕП тощо) і режимами видачі потужності електростанції. Коригування термінів і обсягів перевірок (у зв'язку зі зміною режимів роботи обладнання, незапланованою завантаженістю персоналу тощо) оформлюється ОСП на запит електростанції Виробника до 25 числа місяця, який передує місяцю запланованої перевірки;

у третьому кварталі року, який передує планованому, складає графіки заміни застарілого обладнання й апаратури, пристроїв РЗ і ПА, які погоджуються ОСП з урахуванням затвердженої ОСП програми поетапного технічного переоснащення і реконструкції пристроїв РЗ і ПА. Під час технічного переоснащення і реконструкції пристроїв РЗ і ПА із заміною застарілої апаратури, встановленої на електростанціях і діючої спільно з апаратурою, встановленою на ПС, які належать ОСП, вибір типів нової апаратури здійснює відповідний підрозділ ОСП;

по всіх пристроях РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП, готує три примірники виконавчих (принципових) схем, а по пристроях РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера РДЦ, - два примірники схем. Виконавчі схеми пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ), погоджуються з відповідним підрозділом ОСП;

забезпечує надійну роботу пристроїв телевимірювань і телесигналізації, необхідних для нормального ведення режиму роботи ОЕС України (регіону ОЕС України), а також своєчасне передавання в ОСП звітних даних про режим роботи електростанцій у складі ОЕС України згідно з вимогами відповідних розпорядчих документів;

у разі виникнення аварій чи порушень нормальних режимів роботи в електричній частині електростанції надає на запит ОСП (РДЦ) відповідні інформаційні матеріали (у тому числі розшифровані осцилограми чи дані реєстраторів аварійних подій), необхідні для розслідування причин виникнення технологічних порушень і розроблення заходів щодо їх запобігання. Інформацію про аварійні ситуації на електростанції повідомляють ОСП (РДЦ) згідно з вимогами інструкцій і нормативних документів;

у разі виникнення порушень у роботі електричних мереж напругою від 110 кВ до 750 кВ, які прилягають до електростанцій, персонал електростанцій надає персоналу ОСП дані реєстраторів аварійних подій для проведення оперативного аналізу і розрахунку місця пошкодження на приєднаннях від 110 кВ до 750 кВ, які відходять від електростанцій;

про виконання вказівок ОСП щодо дій з пристроями РЗ та ПА, які знаходяться в оперативному підпорядкуванні диспетчера ОСП (РДЦ), електростанція повідомляє ОСП в місячних звітах, а в термінових випадках - негайно.

7.8. Порядок, терміни виявлення й усунення пошкоджень на обладнанні та пристроях, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ), визначають чинні нормативні документи, експлуатаційні і заводські інструкції для відповідного обладнання.

7.9. У разі непередбачених змін умов роботи електростанцій у регіоні ОЕС України, у тому числі через пошкодження обладнання, пристроїв РЗ і ПА на електростанціях чи об'єктах електричних мереж, які впливають на видачу потужності електростанцій і їх надійність, і за необхідності здійснення у стислий термін реконструкції пристроїв РЗ і ПА відповідний підрозділ ОСП на основі виконаних розрахунків готує технічне рішення і передає його на електростанцію для узгодження з проектною організацією. Після узгодження технічного рішення з проектною організацією електростанція виконує реконструкцію пристроїв РЗА і ПА. Монтажні схеми виконує персонал електростанцій разом із генеральним проектувальником, а монтажно-налагоджувальні роботи - персонал електростанцій самостійно чи персонал монтажно-налагоджувальних організацій.

Фінансування робіт з реконструкції пристроїв РЗ і ПА, встановлених одночасно на електростанціях і ПС, що належать ОСП (і які працюють в єдиному комплексі) та знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ) (з урахуванням робіт з виконання розрахунків, коригування алгоритмів, розроблення й узгодження принципових схем), здійснюється на підставі спільного рішення про частки фінансування з боку електростанцій Виробника і ОСП.

Закупівля обладнання та апаратури фінансується Виробником і ОСП згідно з їх балансовою належністю.

7.10. Придбання устаткування та апаратури, необхідних для виконання реконструкції пристроїв РЗ і ПА, встановлених тільки на електростанціях, а також виконання проектних, монтажно-налагоджувальних робіт, підготовку і проведення випробувань на електростанціях фінансує Виробник.

Проектування на електростанціях ведуть спеціалізовані проектні організації відповідно до норм технологічного проектування електростанцій.

7.11. Експлуатація обладнання та апаратури, які встановлені на електростанціях Виробника і знаходяться в оперативному управлінні чи віданні ОСП (РДЦ), виконується персоналом Виробника або ОСП (згідно з відповідним договором між ОСП і Виробником).

7.12. За шість місяців до введення в роботу нових енергоблоків чи об'єктів електричної мережі, а також у разі їх реконструкції чи реконструкції їхніх систем керування і (або) регулювання електростанцій Виробник надає ОСП інформацію про допустимі дії ПА на розвантаження енергоблоків електростанцій (дією на вхід ПТК СРТ, закриттям стопорних клапанів турбін або вимкненням вимикачів енергоблоків від системи), характеристики СРТ і ПТК, швидкість зниження активної потужності енергоблока під час роботи ПТК, а також параметри генераторів, АРЗ і систем збудження та їхньої кратності форсування, параметри нового електротехнічного обладнання, що впливає на режим роботи регіону ОЕС України.

8. Експлуатація пристроїв ЗДТУ, встановлених на електростанціях Виробника

8.1. Експлуатація пристроїв ЗДТУ, які складаються з обладнання засобів радіозв'язку, ущільнення ліній зв'язку, комутаційної техніки, пристроїв збору телеметричної інформації та апаратури селекторних нарад, має відповідати вимогам нормативного документа "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила", Кодексу системи передачі та інших нормативних й експлуатаційних документів.

8.2. Персонал електростанції Виробника в частині експлуатації ЗДТУ перебуває в оперативно-технологічному підпорядкуванні відповідних підрозділів ЗДТУ ОСП (РДЦ) і взаємодіє з ними під час вирішення питань експлуатації обладнання.

8.3. Періодичність і обсяги профілактичних перевірок обладнання, пристроїв ЗДТУ встановлюють відповідно до вимог нормативних документів та інструкцій ОСП. Основною функцією ОСП в питаннях експлуатації засобів диспетчерського і технологічного управління електростанції Виробника є погодження пристроїв ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП (РДЦ), а також вибір окремих каналів для організації зв'язку, які знаходяться в оперативному віданні ЧД ОСП (РДЦ).

8.4. У частині експлуатації пристроїв ЗДТУ ОСП виконує такі функції:

1) проводить контроль за виконанням річних планів-графіків технічного обслуговування пристроїв ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ);

2) проводить систематичний облік і аналіз роботи пристроїв ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ);

3) доводить до відома Виробника плани технічного переоснащення ЗДТУ, впровадження сучасних телекомунікаційних протоколів та протоколів телемеханіки в ОСП в частині, яка стосується Виробника;

4) погоджує плани технічного переоснащення Виробника пристроями ЗДТУ, бере участь у випробуваннях, дає пропозиції з доопрацювання цих пристроїв у частині, яка стосується ОСП;

5) методичне керівництво підрозділами ЗДТУ Виробника (електростанцій Виробника) стосовно проведення планово-експлуатаційних вимірів та випробувань, профілактичних робіт на лініях зв'язку, системах передачі та каналах, через які організована передача інформації в ОСП та РДЦ, відповідно до графіка;

6) оперативно-технологічне управління засобами зв'язку та телемеханіки, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ;

7) оперативне обслуговування ЗДТУ, що розташовані на об'єктах ОСП і знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ. До оперативного обслуговування належать такі заходи: систематичний контроль за роботою апаратури, каналів зв'язку і телемеханіки та іншого обладнання; своєчасна організація обхідних і резервних каналів зв'язку замість пошкоджених або виведених з експлуатації; оперативне управління ліквідацією несправностей каналів зв'язку і апаратури; виведення обладнання, каналів зв'язку або пристроїв телемеханіки з експлуатації для виконання планово-попереджувальних робіт;

8) організація, керівництво і, у разі необхідності, безпосередня участь у виконанні робіт з усунення пошкоджень і відновлення ЗДТУ загальносистемного значення;

9) контроль стану ЗДТУ загальносистемного значення, виконання правил технічної експлуатації, вимог заводських і виробничих інструкцій з обслуговування ЗДТУ;

10) спільно з персоналом Виробника (електростанцій Виробника):

контроль за якістю і ходом будівництва нових і після капітального ремонту діючих ЗДТУ загальносистемного значення,

прийняття в оперативне і технічне обслуговування ЗДТУ загальносистемного значення після капітального та поточного ремонту,

розгляд пропозицій Виробника (електростанцій Виробника) щодо технічного переоснащення, впровадження нової техніки та проектних розробок з реконструкції ЗДТУ в загальносистемній мережі, їх погодження і контроль реалізації,

погодження розроблених Виробником (електростанцією Виробника) графіків експлуатаційних вимірювань, випробувань, планово-попереджувальних ремонтів засобів зв'язку та телемеханіки загальносистемного значення, через які організована передача інформації для ОСП та РДЦ,

складання єдиного плану частот на каналах високочастотного зв'язку та телемеханіки, РЗ та ПА, які організовані по ЛЕП та мережах радіозв'язку. Видача частот для організації таких каналів Виробнику (електростанції Виробника),

проведення єдиної технічної політики центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, ОСП з питань експлуатації ЗДТУ.

8.5. У частині експлуатації пристроїв ЗДТУ Виробник (електростанції Виробника) виконують такі функції:

надає ОСП параметри настроювання ЗДТУ, структурні схеми організації зв'язку та передачі телеінформації на обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ), місячні та річні звіти про роботу зазначених пристроїв ЗДТУ, а також оперативну інформацію про їхнє функціонування під час порушення режимів роботи обладнання;

складає графіки ремонтів, технічного обслуговування і заміни спрацьованого обладнання і пристроїв ЗДТУ;

у третьому кварталі року, який передує планованому, електростанція готує і погоджує з відповідними підрозділами ОСП плани заміни застарілих ЗДТУ, які працюють у єдиному комплексі. Ці плани складають з урахуванням затвердженої ОСП програми поетапного технічного переоснащення і реконструкції пристроїв ЗДТУ. Вибір типів нової апаратури та протоколів обміну погоджується з ОСП.

Фінансування робіт з реконструкції пристроїв ЗДТУ, що знаходяться на об'єктах, що належать ОСП, відбувається за рахунок ОСП, а на об'єктах, що належать Виробнику, - за рахунок Виробника.

Придбання устаткування та апаратури, необхідних для виконання реконструкції пристроїв ЗДТУ, установлених тільки на електростанціях, а також виконання проектних, монтажно-налагоджувальних робіт, підготовлення і проведення випробувань на електростанціях фінансує Виробник. Проектування на електростанціях ведуть спеціалізовані проектні організації відповідно до норм технологічного проектування електростанцій.

8.6. Порядок, терміни виявлення та усунення пошкоджень на обладнанні та пристроях, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (РДЦ), визначаються чинними нормативними документами, експлуатаційними і заводськими інструкціями для відповідного обладнання.

8.7. Експлуатація обладнання та апаратури, які встановлені на електростанціях Виробника і знаходяться в оперативному управлінні чи віданні ОСП (РДЦ), виконується персоналом Виробника або персоналом ОСП (згідно з балансовою належністю обладнання та відповідним договором між ОСП і Виробником). Забезпечення каналами радіозв'язку, телефонною мережею та системою передачі інформації, що проходять через вузли зв'язку Виробника (електростанції Виробника) і використовуються ОСП та РДЦ для диспетчерського і технологічного управління.

8.8. Оперативне обслуговування ЗДТУ, що розташовані на об'єктах Виробника (електростанції Виробника) і знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП (РДЦ), відповідно до погоджених графіків.

8.9. Забезпечення експлуатації засобів зв'язку та телемеханіки загальносистемного значення, що розташовані на об'єктах Виробника (електростанції Виробника) і знаходяться на балансі ОСП.

8.10. Негайне виконання персоналом підрозділу ЗДТУ Виробника (електростанції Виробника) розпоряджень чергового та адміністративно-технічного персоналу ОСП (РДЦ) щодо відновлення роботи технічних засобів зв'язку та телемеханіки загальносистемного значення на об'єктах електроенергетики Виробника (електростанції Виробника).

8.11. Подання заявок до ОСП (РДЦ) на виведення з експлуатації ЗДТУ, через які організована передача інформації для ОСП, РДЦ та центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, для проведення планово-профілактичних робіт.

8.12. Подання до ОСП актів розслідування технологічних порушень у роботі ЗДТУ загальносистемного значення.

8.13. Подання до ОСП пропозицій щодо підвищення надійності роботи ЗДТУ загальносистемного значення.

8.14. Подання оперативної інформації про хід ліквідації пошкоджень на ЗДТУ, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП (РДЦ).

9. Експлуатація та використання засобів обчислювальної техніки, встановленої на електростанціях Виробника та в ОСП

9.1. У взаємовідносинах з Виробником з питань експлуатації і використання засобів обчислювальної техніки на ОСП покладаються такі функції:

надання до програмно-технічного комплексу Виробника погодженої інформації (оперативно-диспетчерської, Оператора ринку тощо), необхідної для управління виробництвом, а також додаткових програмно-технічних засобів для вирішення типових для галузі завдань з навчання персоналу, у тому числі на договірній основі;

організація оперативної взаємодії з персоналом Виробника, відповідальним за експлуатацію обчислювальної техніки, з питань експлуатації, впровадження і розвитку програмно-технічних засобів Виробника для забезпечення обміну інформацією з ОСП;

розгляд заявок на виведення в ремонт програмно-технічних засобів оперативно-інформаційного комплексу (ОІК) АСДУ, комп'ютерних мереж та інших засобів, що забезпечують видачу інформації;

узгодження графіків планових ремонтів (профілактики) програмно-технічних засобів, що забезпечують обмін інформацією між ОСП та Виробником;

проведення єдиної технічної політики центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та ОСП в частині використання і розвитку програмно-технічних засобів в оперативно-диспетчерському управлінні.

9.2. У взаємовідносинах з ОСП з питань експлуатації і використання засобів обчислювальної техніки на Виробника покладаються такі функції:

надання до програмно-технічного комплексу ОСП, у тому числі до ОІК, погодженої інформації (оперативно-диспетчерської, підприємства, що виконує функції Оператора ринку тощо), необхідної для управління виробництвом, із заданим ОСП циклом обміну даними;

узгодження з ОСП проектів створення, технічного переоснащення, технічного переустаткування ОІК, а також узгодження зміни стану чи умов роботи діючих систем, що забезпечують видачу інформації на рівень ОСП;

оперативна взаємодія з персоналом ОСП, відповідальним за обчислювальну техніку, з питань експлуатації, впровадження і розвитку програмно-технічних засобів ОСП, що забезпечують обмін інформацією з Виробником;

надання у встановлений ОСП термін у погоджених обсягах інформації, необхідної для формування звітних показників роботи ОСП в умовах аварійних і планових ремонтів каналів зв'язку, засобів міжмашинного обміну інформацією чи у разі відсутності на об'єктах автоматичних пристроїв реєстрації та дистанційного одержання інформації;

надання заявок до ОСП на виведення в ремонт (профілактику) програмно-технічних засобів, що забезпечують видачу оперативної інформації на ОСП і перебувають в оперативному віданні диспетчера ОСП (РДЦ);

узгодження з ОСП графіків ремонтів (профілактики) програмно-технічних засобів, що забезпечують видачу необхідної інформації на рівень ОСП;

узгодження з ОСП протоколів про обсяги обміну по телекомунікаційних мережах інформацією, забезпечення транзиту інформації.

10. Прикінцеві положення

10.1. За погодженням сторін дозволяється вносити уточнення та доповнення до цього Положення за умови, що вони не будуть суперечити Кодексу системи передачі, іншим нормативно-правовим актам, що регулюють функціонування ринку електричної енергії.

10.2. За необхідності сторони мають право врегульовувати оперативно-технологічні відносини на рівні виробничих підрозділів шляхом оформлення Положення про оперативно-технологічні відносини між РДЦ та електростанціями Виробника з більшою деталізацією функцій відповідно до структури ОДУ ОЕС України (додаток 3).

Додатки:

Додаток 1. Ієрархічна структура диспетчерського управління об'єкта (у Положенні не наведений).

Додаток 2. Структура ОДУ режимом роботи електростанцій Виробника у складі ОЕС України (відокремленої частини ОЕС України) (у Положенні не наведений).

Додаток 3. Положення про оперативно-технологічні відносини між РДЦ та електростанціями Виробника (у Положенні не наведений).

Додаток 4. Перелік інструкцій і положень щодо ОДУ роботою електростанції у складі ОЕС України, які РДЦ надсилає на електростанції Виробника (у Положенні не наведений).

Додаток 5. Перелік інструкцій і регламентів роботи основного обладнання електростанції, які електростанції Виробника надають РДЦ (у Положенні не наведений).

Підписи керівників служб або підрозділів кожної зі Сторін, визначених керівниками Сторін:

__________________________
(П. І. Б.)

_________________________
(П. І. Б.)

 

Додаток 7
до Типового договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління

ЗАТВЕРДЖУЮ
Керівник ОСП
_________________ /П. І. Б./
"___" ____________ 20__ р.

ЗАТВЕРДЖУЮ
Керівник ОСР
_______________ /П. І. Б./
"___" ____________ 20__ р.

ПОЛОЖЕННЯ
про взаємодію ОСП та ОСР при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні

1. Загальні положення

1.1. Це Положення є невід'ємною частиною договору між ОСП та ОСР про надання послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління від "___" ____________ 20__ року N _______.

1.2. Це Положення встановлює порядок оперативно-технологічних відносин між регіональним диспетчерським центром (РДЦ), відповідною регіональною енергосистемою та ОСР у частині ОДУ режимами роботи електричних мереж ОСР, експлуатації обладнання, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, обчислювальної техніки ОСР.

1.3. У цьому Положенні терміни та скорочення вживаються у значеннях, наведених у Кодексі системи передачі.

1.4. Після підписання цього Положення керівниками ОСП та ОСР його направляють у відповідні РДЦ та ОСР згідно з діючою структурою ОДУ.

2. Організація ОДУ електричними мережами ОСР

2.1. ОДУ електричними мережами ОСР у складі ОЕС України здійснюється відповідно до структури ОДУ, визначеної ОСП відповідно до Кодексу системи передачі.

2.2. До функцій РДЦ у частині ОДУ роботою ОСР у складі ОЕС України належать:

1) цілодобове оперативно-диспетчерське управління електричною мережею ОСР, об'єкти диспетчеризації якої знаходяться в оперативному віданні (стан і режим роботи яких впливають на режим роботи енергосистеми у цілому, а також налаштування ПА), здійснюється черговим диспетчером (ЧД) РДЦ згідно з вимогами ГКД 34.20.507 "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила", нормативно-технічних документів, інструкцій і положень ОСП та РДЦ з оперативно-диспетчерського управління ОЕС України. Перелік цих об'єктів диспетчеризації є невід'ємним додатком до Положень про оперативно-технологічні взаємовідносини між регіональними філіями ОСР та РДЦ.

Оперативне управління (відання) електричною мережею ОСР здійснює ЧД РДЦ через чергового диспетчера ОСР (далі - ЧД ОСР) шляхом подання диспетчерських розпоряджень та команд ЧД ОСР.

Розпорядження ЧД РДЦ мають виконуватись ЧД ОСР негайно.

ЧД ОСР несе відповідальність за невиконання або зволікання з виконанням розпоряджень ЧД РДЦ, а ЧД РДЦ несе відповідальність за обґрунтованість оперативних розпоряджень.

Забороняється виконання розпоряджень, пов'язаних із загрозою життю людей, а також тих, що можуть призвести до виходу з ладу устаткування, втрати живлення власних потреб електростанцій, підстанцій, відключення споживачів, до яких повинен застосовуватися особливий режим відключення.

Про відмову виконати одержане розпорядження ЧД РДЦ, за наявності обґрунтованих причин, ЧД ОСР повинен негайно повідомити ЧД РДЦ, що віддав розпорядження, з обґрунтуванням свого рішення, а також свого безпосереднього керівника.

У разі необхідності, за ініціативи ОСП (РДЦ) або ОСР, такі випадки повинна розслідувати комісія у складі представників ОСП (РДЦ), ОСР і центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, яка приймає рішення про подальший допуск до роботи оперативного персоналу, що порушив оперативну дисципліну.

ЧД РДЦ має право ставити вимогу про заміну ЧД ОСР, що порушив оперативну дисципліну;

2) контроль за виконанням та вжиттям заходів щодо примусового зниження споживання електричної енергії шляхом застосування графіків обмежень споживання електричної енергії та потужності, графіків аварійних відключень споживачів та здійснення комплексу інших заходів відповідно до вимог нормативно-правових актів та нормативно-технічних документів центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, і відповідних положень та інструкцій ОСП;

3) виконання введення графіків обмеження споживання електричної енергії та потужності, графіків відключення і застосування протиаварійних систем зниження електроспоживання відповідно до вимог Інструкції про складання та застосування графіків обмеження та аварійного відключення споживачів, а також протиаварійних систем зниження енергоспоживання, відключення навантаження (САВН).

Введення графіків погодинних відключень виконувати відповідно до вимог Інструкції про складання і застосування графіків погодинного відключення електроенергії.

У разі відмови ЧД ОСР виконати команду про введення графіків відключення ЧД РДЦ самостійно, попередивши ЧД ОСР, відключає задіяні у графіках відключення приєднання ОСР, що знаходяться на ПС, які належать ОСП, і письмово повідомляє про цей випадок ОСП та центральному органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики. У цьому разі ЧД РДЦ не несе відповідальності за наслідки цих відключень;

4) контроль за підтриманням навантажень в електромережах напругою 110 (150) кВ, що знаходяться в оперативному віданні ЧД РДЦ, у нормально допустимих, у тому числі і в аварійно допустимих, межах;

5) прийом та розгляд оперативних заявок на виведення в ремонт обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ;

6) керівництво діями безпосередньо підпорядкованого оперативного персоналу під час виконання операцій на обладнанні, що знаходиться в оперативному управлінні ЧД РДЦ;

7) контроль за станом основного обладнання і пристроїв, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ;

8) своєчасне надання оперативному персоналу ОСР інформації про стан і режими роботи електричних мереж ОСП напругою 110 кВ і вище, що впливають на надійність електропостачання споживачів ОСР;

9) координація дій безпосередньо підпорядкованого оперативного персоналу при виконанні перемикань на обладнанні та пристроях РЗ та ПА, телемеханіки, ЗДТУ, що знаходяться в оперативному управлінні ЧД РДЦ;

10) погодження програм введення в дію нового обладнання ОСР, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ, управління пуском (включенням) його в роботу відповідно до оперативного підпорядкування;

11) взаємодія з ОСР у разі реконструкції та технічного переоснащення і введення нового обладнання, управління, моніторингу пристроїв РЗ та ПА, ЗДТУ, які передаються в оперативне управління чи відання ЧД ОСП (РДЦ);

12) загальне керівництво ліквідацією технологічних порушень на обладнанні ОСР, що знаходиться в оперативному віданні ЧД РДЦ;

13) розроблення, своєчасний перегляд та коригування, надання до ОСР комплекту диспетчерських інструкцій і положень РДЦ щодо ОДУ роботою ОСР, що є додатком до цього Положення. Виконання вимог таких інструкцій і положень обов'язкове для оперативного персоналу ОСР;

14) щорічне подання до ОСР станом на 01 січня списків оперативного персоналу ОСП (РДЦ, ЕС), який має право вести оперативні переговори, виконувати перемикання, приймати та передавати інформацію статистичного характеру відповідно до інструкцій, своєчасне повідомлення ОСР про всі зміни у складі цього персоналу;

15) щорічне подання до ОСР станом на 01 січня списків персоналу РДЦ, ЕС що регулярно виконує роботи в електроустановках ОСР, із переліком наданих їм прав згідно з Правилами безпечної експлуатації електроустановок;

16) щорічне надання до ОСР станом на 01 січня нормальної схеми електричних з'єднань РДЦ;

17) надання 1 раз на 2 роки схеми нейтралей обмоток трансформаторів 110 кВ та вище регіону;

18) участь у роботі комісії ОСР з розслідування технологічних порушень обладнання ОСР представників РДЦ (за згодою);

19) погодження схем ОДУ ОСР у частині взаємодії з РДЦ. Участь (за необхідності) в атестації новостворених або реконструйованих ДП ОСР;

20) проведення роботи з оперативним персоналом ОСР відповідно до розпорядчих документів;

21) перевірка стану ОДУ в ОСР щодо забезпечення сталої і надійної роботи ОЕС України;

22) проведення єдиної технічної політики в частині питань надійного та сталого функціонування ОЕС України, регламентованої нормативно-правовими актами і нормативно-технічними документами центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та ОСП, у тому числі при вирішенні питань ОДУ;

23) складання переліку обладнання ОСР, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ.

2.3. До функцій ОСР у частині взаємовідносин з ОСП (РДЦ) з питань ОДУ належать:

1) невідкладне виконання розпоряджень оперативного персоналу РДЦ у частині ОДУ обладнанням ОСР, що є в оперативному управління або віданні ЧД РДЦ;

2) виконання заходів щодо забезпечення додержання встановлених режимів електроспоживання. Відповідальність за додержання режимів електроспоживання несе керівництво та оперативний персонал ОСР;

3) виконання розпоряджень ЧД РДЦ з примусового зниження електроспоживання та потужності (графіки обмежень, аварійних відключень тощо) на величину і в терміни, визначені ЧД РДЦ;

4) подання інформації про всі порушення в роботі обладнання ОСР, про спрацювання захистів та автоматики на обладнанні, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ, у тому числі порушення згідно з Регламентом оперативних повідомлень щодо порушень у роботі підприємств, що належать до сфери управління центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, надання на запит ЧД РДЦ оперативної інформації про стан і режими роботи обладнання ОСР;

5) щорічне подання до ОСП (РДЦ) станом на 01 січня нормальних схем електромереж ОСР напругою 35 кВ і вище та схем з параметрами обладнання, даних про реконструкцію, зміну стану або умов роботи обладнання, пристроїв РЗ та ПА, ЗДТУ, телемеханіки, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП (РДЦ), а також даних про введення в дію нового та реконструйованого обладнання ОСР напругою 150 кВ та нижче;

6) подання до РДЦ заявок на виведення в ремонт обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ;

7) подання до РДЦ на погодження програм проведення випробувань устаткування при введенні в дію нового обладнання, а також введення в дію існуючого обладнання (у терміни, передбачені інструкціями), що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ, згідно з Положенням про порядок проведення випробувань устаткування, пристроїв РЗА та ПА, що знаходяться в експлуатації або вперше вводяться в роботу на об'єктах електроенергетики ОЕС України, що розробляється ОСП;

8) оперативне подання засобами ОІК і по телефону даних про навантаження об'єктів електромереж напругою 110 (150) кВ та електроспоживання (за погодженим переліком), а також даних, що передаються з об'єктів ОСР в ОІК ОСП (РДЦ) (положення комутаційних апаратів, параметри навантаження, напруг, частоти тощо);

9) включення до складу комісії ОСР з розслідування технологічних порушень у роботі обладнання ОСР представників РДЦ (за згодою).

3. Взаємодія ОСР та РДЦ з підготовки диспетчерів ОСР та диспетчерів РДЦ

3.1. Перед допуском до первинної перевірки знань у комісії ОСР на посаду вперше підготовлені диспетчери ОСР повинні проходити в диспетчерській службі ОСП (РДЦ) ознайомлення з режимом роботи регіону і співбесіду з керівництвом диспетчерської служби ОСП (РДЦ) з питань оперативного управління обладнанням, що знаходиться в оперативному управлінні (віданні) ЧД ОСП (РДЦ). Результати співбесіди оформлюють у відповідному журналі або протоколом довільної форми.

3.2. Диспетчери ОСП (РДЦ) можуть ознайомлюватись з особливостями роботи електричних мереж ОСР відповідно до програм, складених керівниками диспетчерської служби РДЦ або центральної диспетчерської служби ОСП, на підставі листа, надісланого технічному керівнику ОСР. ОСР забезпечує необхідні умови для ознайомлення та виділяє для консультацій кваліфікованих фахівців.

4. Функції ОСП (РДЦ) та ОСР щодо забезпечення надійної паралельної роботи у складі ОЕС України

4.1. У частині взаємовідносин з ОСР з питань підготовки та ведення режимів роботи обладнання ОСР на РДЦ покладаються такі функції:

1) розгляд і погодження річних і місячних графіків ремонту обладнання, підготовка і забезпечення ремонтних схем для виконання відключення обладнання (згідно з графіком, затвердженим РДЦ), що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ;

2) контроль за веденням автоматизованої добової відомості, її достовірністю;

3) погодження нормальних та ремонтних схем мереж напругою 110 (150) кВ та нижче, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП (РДЦ) (за поданим до ОСП (РДЦ) переліком) та які мають забезпечувати надійність роботи електричних мереж;

4) проведення розрахунків розподілу потоків активних і реактивних потужностей схем електричних мереж напругою 110 (150) кВ і вище за результатами і даними телевимірів для визначення завантаження обладнання, розроблення графіків напруги в контрольних точках;

5) видача завдань та обробка даних контрольних вимірів у визначених обсягах;

6) виконання розрахунків струмів короткого замикання в електричних мережах напругою 110 (150) кВ і вище, надання ОСР величин струмів короткого замикання для перевірки обладнання на відповідність значенням струмів короткого замикання;

7) погодження пропозицій ОСР про приведення фактичних значень струмів короткого замикання у відповідність до номінальних величин обладнання електричних мереж напругою 110 (150) кВ і контроль за їх подальшою реалізацією;

8) виконання розрахунків сталості транзиту електричної енергії по електричних мережах напругою 110 (150) кВ у перетинах, визначених ОСП (РДЦ);

9) виконання розрахунків, розроблення режимних принципів для засобів ПА системного значення, визначення уставок ПА та місць розташування;

10) виконання необхідних розрахунків, визначення місць розташування пристроїв АЧР, ЧАПВ, САВН, видача завдань ОСР з їх обсягів та налаштування, контроль за виконанням цих завдань. Складання та ведення обліку приєднань, підключених до АЧР та САВН;

11) погодження схем плавки та запобігання ожеледі в електромережах напругою 110 (150) кВ ОСР, що знаходяться в оперативному віданні ЧД ОСП (РДЦ);

12) режимне опрацювання заявок на ремонт обладнання і пристроїв ОСР, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ;

13) видача завдань ОСР з обсягів обмежень та погодження графіків обмежень електроспоживання та потужності, графіків аварійних відключень та графіків погодинних відключень споживачів електричної енергії та участь у складанні спеціальних графіків аварійних відключень і координація цієї роботи.

Виконання цих робіт здійснюється згідно з вимогами Інструкції про складання та застосування графіків обмеження та аварійного відключення споживачів, а також протиаварійних систем зниження енергоспоживання, Інструкції про складання та застосування графіків погодинного відключення електроенергії та Правил підключення електроустановок споживачів до спеціальної автоматики вимкнення навантаження;

14) методичне керівництво роботою ОСР у частині розрахунків режимів мережі ОСР;

15) аналіз "вузьких місць" в електричних мережах напругою 110 (150) кВ ОСР, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП (РДЦ), розроблення заходів з їх ліквідації, видача відповідних рекомендацій ОСР.

4.2. У частині взаємовідносин з ОСП (РДЦ) з питань підготовки та ведення режимів роботи обладнання на ОСР покладаються такі функції:

1) подання до РДЦ на погодження місячних, тижневих та річних графіків ремонту обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ (за наданими переліками);

2) щорічне подання до ОСП (РДЦ) (до 25 січня) річного плану ремонтів (реконструкції, технічного переоснащення тощо) устаткування підстанції та мереж, що знаходиться в оперативному керуванні або відданні ЧД ОСП (РДЦ) та потребують довготривалого відключення обладнання (2 тижні та більше);

3) подання до РДЦ на погодження нормальних і ремонтних схем електричних з'єднань мереж ОСР напругою 110 (150) кВ щодо обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП (РДЦ), згідно з переліком, погодженим з ОСП (РДЦ);

4) подання у визначені РДЦ терміни результатів контрольних вимірів режимів роботи електромереж напругою 110 (150) кВ;

5) подання до РДЦ паспортних даних та параметрів обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ, допустимих навантажень обладнання за елементами схеми в нормальних та аварійних режимах (на запит);

6) дотримання передбачених РДЦ щодо АЧР, ЧАПВ, САВН обсягів підключеної потужності, налаштування уставок, а також подання до РДЦ даних про розміщення АЧР, ЧАПВ, САВН на об'єктах ОСР і обсяги підключеної до них потужності за результатами вимірювання;

7) подання до ОСП (РДЦ) даних про стан та результати випробування схем плавки ожеледі в електричних мережах напругою 110 (150) кВ, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП (РДЦ);

8) розроблення та погодження з місцевими органами виконавчої влади відповідно до вимог нормативно-технічних документів центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та інструкцій ОСП режимних заходів із забезпечення дотримання значень стосовно обмеження споживання електричної енергії і потужності та протиаварійних систем зниження електроспоживання (графіки обмеження, аварійного відключення, погодинних відключень, САВН, АЧР);

9) контроль за добовим балансом електричної енергії ОСР та фактичними щодобовими погодинними даними щодо показників фізичного балансу надходження електричної енергії у мережу ОСР, коригування складових добового балансу у терміни, встановлені РДЦ;

10) надання до РДЦ інформації про введення в експлуатацію нових генеруючих потужностей, розташованих на території ліцензованої діяльності ОСР.

5. Планування ремонтів основного обладнання, устаткування, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ ОСР, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні диспетчера ОСП (РДЦ)

5.1. Планування ремонтів основного обладнання ПС та мереж, технічного обслуговування пристроїв РЗ і ПА проводять з урахуванням планів ремонту блоків електростанцій.

5.2. ОСР складає і подає у визначені терміни на затвердження до РДЦ річні, місячні та тижневі плани ремонту підстанційного обладнання приєднань ЛЕП, а також річні та місячні плани ремонту пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ та ОСП. Планування ремонтів пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ проводять з максимальним урахуванням планів ремонтів ЛЕП та устаткування електростанцій.

5.3. ОСР має подавати РДЦ свої пропозиції про виведення з роботи обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні РДЦ, до 01 червня поточного року для підготовки річного плану-графіка виведення з роботи обладнання на наступний календарний рік.

5.4. Якщо виведення з роботи обладнання повинно мати фіксовану дату початку та/або фіксовану дату закінчення, що зумовлюється, але не обмежується, взаємодією з іншими користувачами системи передачі (виробниками, іншими ОСР, споживачами), або внаслідок конкретних технологічних процесів, або з причини конкретних робіт із технічного обслуговування, то ці дані мають вказуватися у пропозиції про виведення з роботи обладнання. Пропозиції підлягають аналізу та консультаційному процесу між РДЦ та ОСР, який подає пропозицію, а також залученими Користувачами та після їх узгодження вносяться до річного плану-графіка виведення з роботи обладнання як фіксовані.

5.5. РДЦ розглядає подані ОСР плани ремонтів, вносить необхідні зміни з огляду на забезпечення надійного режиму роботи енергосистеми підвідомчого регіону та з урахуванням планів ремонтів інших Користувачів формує проект плану ремонтів ЛЕП, АТ і РШ, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП, та подає його на затвердження ОСП. Під час підготовки річних планів-графіків виведення з роботи обладнання РДЦ (ОСП) повинен намагатися задовольнити вимоги, які містяться в одержаних від ОСР пропозиціях. Якщо пропозицію про вивід з роботи обладнання неможливо задовольнити, РДЦ (ОСП) має запропонувати варіанти коригування планів-графіків.

5.6. Після отримання від ОСП затвердженого плану ремонтів ЛЕП, АТ і РШ РДЦ формує зведений графік ремонтів по регіону, затверджує його та надає ОСР.

5.7. Річні плани-графіки виведення з роботи обладнання Користувачів регіону на наступний календарний рік затверджуються Головним диспетчером РДЦ після отримання від ОСП затвердженого річного плану ремонтів ЛЕП, АТ і РШ і доводяться до відома ОСР у частині обладнання, що стосується об'єктів диспетчеризації ОСР.

5.8. Затверджені річні плани-графіки виведення з роботи обладнання на кожний рік набирають чинності з 01 січня відповідного року.

5.9. ОСР зобов'язаний дотримуватися затверджених планів-графіків виведення з роботи обладнання.

5.10. Внесення змін до затвердженого річного плану-графіка виведення з роботи обладнання здійснюється лише з причин порушення безпеки постачання або операційної безпеки, або безпеки експлуатаційного персоналу, або аварійного пошкодження обладнання ОСР, або громадської безпеки у такому порядку:

за рішенням РДЦ - якщо відповідне виведення з роботи обладнання обмежується лише обладнанням, яке знаходиться в оперативному управлінні РДЦ, та виведення цього обладнання не потребує зміни плану-графіка для інших сторін;

за згодою між РДЦ та заінтересованими Користувачами - якщо обладнання знаходиться в оперативному управлінні РДЦ, але виведення цього обладнання потребує зміни плану-графіка для інших сторін, або якщо обладнання знаходиться в оперативному віданні РДЦ.

5.11. Прийняті РДЦ зміни відображаються в місячному плані-графіку виведення з роботи обладнання.

5.12. Якщо РДЦ не може досягти згоди з ОСР стосовно розробки або зміни річного плану-графіка виведення з роботи обладнання, РДЦ приймає остаточне рішення виходячи з операційної безпеки та інформує про це ОСР.

5.13. У разі письмового запиту ОСР стосовно цього питання РДЦ надає обґрунтування щодо прийняття такого рішення.

До 10 числа кожного місяця, що передує плановому, ОСР надає РДЦ місячні плани-графіки, що підтверджують виведення з роботи обладнання відповідно до затвердженого річного плану-графіка з урахуванням прийнятих змін.

5.14. Місячні плани-графіки виведення з роботи обладнання мають надаватися ОСР письмово. Такі дані мають містити таку інформацію:

реквізити сторони, яка подає місячний план-графік виведення з роботи обладнання;

планові виведення з роботи обладнання, які включені до річного плану-графіка;

виведення з роботи обладнання, яке не включене до річного плану-графіка з відповідним обґрунтуванням;

пояснення щодо причин зміни річного плану-графіка, якщо такі зміни мають місце.

5.15. РДЦ направляють (зі своїми зауваженнями) на узгодження ОСП зведені по регіону дані щодо ремонтів основного обладнання ОСР, що знаходиться в оперативному віданні диспетчера ОСП (за наявності). На підставі отриманого від ОСП затвердженого місячного графіка ремонтів ЛЕП, АТ і РШ РДЦ формує зведений по регіону місячний графік ремонтів обладнання Користувачів і направляє його ОСР.

5.16. До 20 числа місяця, що передує плановому, РДЦ має сповістити ОСР, а до 25 числа місяця - письмово повідомити про частини затвердженого місячного плану-графіка, які стосуються виведення з роботи обладнання об'єктів диспетчеризації ОСР.

5.17. Затверджені місячні плани-графіки корегуванню не підлягають. Зміни до них ураховуються в оперативному порядку шляхом подання оперативної заявки.

5.18. Терміни, форми подання та обсяг даних, необхідних для складання річних і місячних планів ремонту для електростанцій ОСР, визначає РДЦ.

5.19. Виведення в ремонт та технічне обслуговування устаткування підстанційного обладнання приєднань ЛЕП, пристроїв РЗ і ПА. ЗДТУ, які знаходяться в оперативному підпорядкуванні диспетчера РДЦ, навіть за затвердженими планами потрібно оформлювати оперативними заявками.

5.20. До РДЦ заявки подаються через електронну систему передачі заявок (передача заявок факсом або електронною поштою дозволяється як виняток у разі неможливості передачі заявок через електронну систему з технічних причин).

Порядок подання заявок на виконання ремонтів обладнання та прийняття рішень щодо них проводять згідно з вимогами, викладеними РДЦ в Інструкції про порядок виведення в ремонт об'єктів диспетчеризації електричних станцій та електричних мереж, яка направляється на електростанції.

6. Експлуатація пристроїв РЗ і ПА, встановлених на об'єктах ОСР

6.1. Основним принципом визначення взаємовідносин між ОСП та ОСР з питань експлуатації пристроїв РЗ та ПА є поділ первинного обладнання і пристроїв РЗ та ПА на групи залежно від оперативного підпорядкування (управління та відання).

6.2. Основною функцією ОСП (РДЦ) у взаємовідносинах з ОСР є визначення та вибір принципів виконання, типів схем, уставок і характеристик пристроїв РЗ та ПА окремих ЛЕП 110 (150) кВ, що знаходяться в оперативному віданні ЧД ОСП (РДЦ), а також узгодження принципів виконання, типів схем, уставок і характеристик тих пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному віданні ЧД ОСП (РДЦ), але вибір уставок і схем щодо яких здійснює ОСР (перелік цих пристроїв РЗ та ПА складає ОСП (РДЦ)).

6.3. У взаємовідносинах з ОСР з питань експлуатації пристроїв РЗ та ПА на ОСП (РДЦ) покладаються такі функції:

1) визначення схем, уставок і вибір характеристик пристроїв РЗ та ПА обладнання і електричних мереж 110 (150) кВ ОСР, що знаходяться в оперативному віданні ЧД ОСП (РДЦ), розрахунок уставок яких виконує підрозділ РЗ і ПА ОСП (РДЦ);

2) погодження схем і уставок пристроїв РЗ та ПА обладнання ОСР, що знаходиться в оперативному віданні ЧД ОСП (РДЦ), але вибір яких здійснює ОСР. Погодження застосування нових пристроїв РЗ та ПА для цього обладнання;

3) надання інформації з питань РЗ та ПА обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ. Розроблення технічних рішень та заходів, спрямованих на підвищення надійності роботи обладнання, що належить ОСП;

4) розроблення методик та інструкцій з питань експлуатації пристроїв РЗ та ПА системного значення, встановлених в ОСР, надання до ОСР інформації з питань зміни режиму експлуатації РЗ та ПА системного значення на підставі вказівок, оперативно розроблених ОСП з урахуванням вимог НД "Технічне обслуговування пристроїв релейного захисту, протиаварійної автоматики, електроавтоматики, дистанційного керування та сигналізації електричних станцій і підстанцій 110-750 кВ. Правила", "Технічне обслуговування мікропроцесорних пристроїв релейного захисту, протиаварійної автоматики, електроавтоматики, дистанційного керування та сигналізації електростанцій і підстанцій від 0,4 кВ до 750 кВ. Правила";

5) надання до ОСР:

висновків за результатами аналізу проектів технічного переоснащення та реконструкції пристроїв РЗ та ПА стосовно обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ, розрахунок уставок яких виконує підрозділ РЗ і ПА РДЦ;

переліку пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСР, вибір уставок та схем яких виконує або погоджує ОСП (РДЦ);

струмів короткого замикання та реактансів на шинах 110 (150) кВ ПС-330-750 кВ у режимі максимальних навантажень (за запитом ОСР) для перевірки базової математичної моделі ОСР та подальшого вибору уставок РЗ персоналом ОСР;

відомостей і розрахунків, необхідних для визначення місць пошкодження ЛЕП напругою 110 (150) кВ (за запитом ОСР), що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП (РДЦ);

переліків протиаварійних заходів у разі відмов пристроїв РЗ та ПА на обладнанні, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ;

осцилограм аварійних осцилографів та реєстраторів аварійних подій (за запитом ОСР);

довідку про неправильні випадки спрацьовування пристроїв РЗ та ПА по регіону щоквартально;

даних щодо обмежень режимів роботи електричних мереж напругою 110 (150) кВ, необхідних для забезпечення надійної і селективної роботи пристроїв РЗ;

інформаційних матеріалів, циркулярних листів, керівних документів з питань РЗ та ПА, розроблених підрозділом РЗ та ПА РДЦ;

6) погодження завдань з реконструкції, впровадження нових, технічного переоснащення застарілих пристроїв РЗ та ПА, ЛЕП 110 (150) кВ на ПС-330-750 кВ, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ;

7) погодження схем, графіків технічного обслуговування пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ. Уточнення (у разі необхідності) періодичності та обсягів технічного обслуговування пристроїв РЗ та ПА;

8) контроль за виконанням ОСР вказівок ОСП, РДЦ, вимог розпорядчих документів, графіків технічного обслуговування пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ;

9) тематичні перевірки технічного стану пристроїв РЗ та ПА на об'єктах з обладнанням, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ, у тому числі перевірка налаштувань та експлуатації пристроїв ПА (АЧР, ЧАПВ, САВН, СДА тощо) на об'єктах ОСР;

10) участь у розслідуванні технологічних порушень на об'єктах електроенергетики ОСР унаслідок порушення роботи пристроїв РЗ та ПА системного значення (за згодою).

6.4. У взаємовідносинах з РДЦ з питань експлуатації пристроїв РЗ та ПА на ОСР покладаються такі функції:

1) забезпечення надійної експлуатації пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ, упровадження нових і технічне переоснащення застарілих пристроїв РЗ та ПА;

2) участь у системних випробуваннях, які проводяться ОСП або РДЦ, обробка результатів, одержаних на об'єктах електроенергетики ОСР;

3) надання до ОСП (РДЦ):

графіків технічного обслуговування пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ;

місячних (форма 1-РЗА) і щорічних (форми 45-, 46-енерго) звітів про роботу пристроїв РЗ та ПА, квартальних та річних звітів про виконання графіків технічного обслуговування пристроїв РЗ і ПА системного значення, вимог розпорядчих документів у частині, що стосується підрозділу РЗ і ПА РДЦ;

параметрів обладнання та ліній електропередачі, необхідних для вибору уставок пристроїв РЗ та ПА (стосовно нових об'єктів та тих, які вводяться в дію після реконструкції, - за 3 місяці до введення в дію);

виконавчих схем РЗ та ПА обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ (на запит);

повідомлень РДЦ у триденний термін про зміну (виконання) схем і уставок РЗ та ПА;

повідомлень підрозділу РЗ і ПА РДЦ про порушення роботи пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ (у робочий час - негайно, а в разі помилкового спрацювання пристрою РЗ або ПА в неробочий час - протягом наступного робочого дня);

скоригованих карт селективності, альбомів уставок пристроїв РЗ та ПА ПС напругою 110 (150) кВ (якщо вони знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП (РДЦ)) за погодженим переліком - щороку;

розрахунків уставок нових пристроїв РЗ та ПА, що підлягають введенню в дію на приєднаннях напругою 110 кВ ПС 330 кВ, трансформаторах і ЛЕП напругою 110 кВ (якщо вони знаходяться в оперативному підпорядкуванні РДЦ), суміжних з обладнанням, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ, - на погодження;

осцилограм аварійних осцилографів та реєстраторів (за запитом РДЦ) - у будь-який час доби;

відомостей про виявлені дефекти схем і апаратури РЗ і ПА - щокварталу, у термінових випадках - негайно.

6.4. Взаємовідносини РДЦ та ОСР з питань експлуатації пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД ЕЕС, можуть бути розширені на договірних умовах.

7. Експлуатація ЗДТУ ОСР

7.1. Енергооб'єкти ОСП і ОСР повинні бути оснащені ЗДТУ відповідно до РД 34.48.151 "Норми технологічного проектування диспетчерських пунктів та вузлів ЗДТУ енергосистем" та інших нормативних документів. Експлуатація ЗДТУ повинна забезпечувати постійне їх функціонування і готовність до дії з передавання інформації з установленою якістю в нормальних режимах ОЕС України, а також у випадку технологічних порушень ОЕС України.

7.2. Основною функцією ОСП в питаннях експлуатації ЗДТУ ОСР є погодження пристроїв ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ, а також вибір окремих каналів для організації зв'язку, які знаходяться в оперативному віданні ЧД РДЦ.

7.3. У частині експлуатації ЗДТУ на ОСП покладаються такі функції:

1) методичне керівництво підрозділами ЗДТУ ОСР стосовно проведення планово-експлуатаційних вимірів та випробувань, профілактичних робіт на лініях зв'язку, системах передачі та каналах, через які організована передача інформації до ОСП та РДЦ відповідно до складеного графіка;

2) оперативно-технологічне управління засобами зв'язку та телемеханіки, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні (оперативному управлінні або віданні) ЧД РДЦ;

3) оперативне обслуговування ЗДТУ, що розташовані на об'єктах ОСП і знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ. До оперативного обслуговування належать такі заходи: систематичний контроль за роботою апаратури, каналів зв'язку і телемеханіки та іншого обладнання; своєчасна організація обхідних і резервних каналів зв'язку замість пошкоджених або виведених з експлуатації; оперативне управління ліквідацією несправностей каналів зв'язку і апаратури; виведення обладнання, каналів зв'язку або пристроїв телемеханіки з експлуатації для виконання планово-попереджувальних робіт;

4) організація, керівництво і, у разі необхідності, безпосередня участь у виконанні робіт з усунення пошкоджень і відновлення ЗДТУ загальносистемного значення;

5) контроль стану ЗДТУ загальносистемного значення, виконання правил технічної експлуатації, вимог заводських і виробничих інструкцій з обслуговування ЗДТУ;

6) спільно з персоналом ОСР:

контроль за якістю і ходом будівництва нових і після реконструкції та технічного переоснащення діючих ЗДТУ загальносистемного значення;

прийняття в оперативне і технічне обслуговування ЗДТУ загальносистемного значення після реконструкції та технічного переоснащення;

7) розгляд пропозицій ОСР щодо реконструкції та технічного переоснащення, упровадження нової техніки та проектних розробок з реконструкції ЗДТУ в загальносистемній мережі, їх погодження і контроль реалізації;

8) розроблення і видача ОСР річних графіків експлуатаційних вимірювань, випробувань, планово-попереджувальних ремонтних робіт на ЗДТУ загальносистемного значення, що знаходяться на балансі ОСП і проходять через вузол зв'язку ОСР;

9) погодження розроблених ОСР графіків експлуатаційних вимірювань, випробувань, планово-попереджувальних ремонтів засобів зв'язку та телемеханіки загальносистемного значення, через які організована передача інформації для ОСП (РДЦ);

10) складання єдиного плану частот на каналах високочастотного зв'язку та телемеханіки, РЗ та ПА, які організовані по ЛЕП напругою 110 (150) кВ та мережах радіозв'язку на території ОСП. Видача частот для організації таких каналів в ОСР;

11) проведення єдиної технічної політики центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та ОСП з питань експлуатації ЗДТУ.

7.4. У частині експлуатації ЗДТУ на ОСР покладаються такі функції:

1) забезпечення каналами радіозв'язку, телефонною мережею та системою передачі інформації, що проходять через вузли зв'язку ОСР і використовуються ОСП (РДЦ) для диспетчерського і технологічного управління;

2) оперативне обслуговування ЗДТУ, що розташовані на об'єктах ОСР і знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД РДЦ, відповідно до погоджених графіків;

3) забезпечення експлуатації засобів зв'язку та телемеханіки загальносистемного значення, що розташовані на об'єктах ОСР і знаходяться на балансі ОСП;

4) подання заявок до РДЦ на виведення з експлуатації ЗДТУ, через які організована передача інформації для ОСП (РДЦ) та центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, для проведення планово-профілактичних робіт;

5) подання до ОСП актів розслідування технологічних порушень у роботі ЗДТУ загальносистемного значення;

6) подання до ОСП пропозицій щодо підвищення надійності роботи ЗДТУ загальносистемного значення;

7) подання до ОСП на погодження графіків проведення експлуатаційних вимірювань, випробувань та планово-профілактичних робіт на каналах зв'язку і телемеханіки загальносистемного значення, через які передається інформація для ОСП, на обладнанні і пристроях РЗ і ПА, ЗДТУ, які використовують як середовище передачі інформації лініями зв'язку ОСП;

8) подання оперативної інформації про хід ліквідації пошкоджень на ЗДТУ, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ.

8. Експлуатація та використання засобів обчислювальної техніки, встановленої на об'єктах електроенергетики ОСР

8.1. У взаємовідносинах з ОСР з питань експлуатації і використання засобів обчислювальної техніки на ОСП покладаються такі функції:

1) проведення єдиної технічної політики центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та ОСП в частині використання та розвитку програмно-технічних засобів в ОДУ;

2) передача ОСР необхідних інструктивних матеріалів щодо системи збору та обробки інформації, введення в дію яких здійснюється ОСП;

3) надання до програмно-технічного комплексу ОСР погодженої інформації (оперативно-диспетчерської тощо), необхідної для управління виробництвом;

4) організація оперативної взаємодії з персоналом ОСР, відповідальним за супроводження та експлуатацію програмно-апаратних заходів обчислювальної техніки, з питань забезпечення обміну інформацією з ОСП;

5) розгляд заявок на виведення в ремонт програмно-технічних засобів оперативно-інформаційного комплексу (ОІК) АСДУ, комп'ютерних мереж та інших засобів, що забезпечують видачу оперативної інформації на рівень ОСП (РДЦ) і знаходяться в оперативному віданні ЧД РДЦ.

8.2. У взаємовідносинах з ОСП з питань експлуатації і використання засобів обчислювальної техніки на ОСР покладаються такі функції:

1) організація збирання, передавання до програмно-технічного комплексу ОСП, ОІК АСДУ ОСП (РДЦ) даних телевимірів та телесигналізації, погодженої інформації (оперативно-диспетчерської, технологічної тощо), необхідної для функціонування ОІК АСДУ ОСП (РДЦ), включаючи передачу інформації по каналах телеметрії та міжмашинного обміну, у тому числі телевимірів та телесигналізації від електричних станцій будь-якого типу (СЕС, ВЕС тощо), приєднаних до електричних мереж ОСР, в обсягах, погоджених з ОСП (РДЦ);

2) оперативна взаємодія з персоналом ОСП, відповідальним за супроводження та експлуатацію програмно-апаратних засобів обчислювальної техніки, з питань забезпечення обміну інформацією з ОСР;

3) надання у встановлений термін у погоджених обсягах інформації, необхідної для формування звітних показників роботи ОСП в умовах аварійних і планових ремонтів каналів зв'язку, засобів міжмашинного обміну інформацією чи у разі відсутності на об'єктах електроенергетики ОСР автоматичних пристроїв реєстрації та дистанційного одержання інформації;

4) подання заявок до РДЦ на виведення в ремонт (профілактику) програмно-технічних засобів, що забезпечують видачу оперативної інформації на рівень ОСП (РДЦ) і знаходяться в оперативному віданні ЧД РДЦ;

5) узгодження з ОСП протоколів про обсяги обміну з телекомунікаційних мереж інформацією, забезпечення транзиту оперативно-диспетчерської та технологічної інформації.

9. Прикінцеві положення

9.1. За погодженням сторін дозволяється вносити уточнення та доповнення до цього Положення за умови, що вони не будуть суперечити Кодексу системи передачі, іншим нормативним документам.

9.2. За необхідності сторони мають право врегульовувати оперативно-технологічні відносини на рівні виробничих підрозділів шляхом оформлення Положення про оперативно-технологічні відносини між ОСП (РДЦ) та ОСР відповідно до схеми ОДУ ОЕС України (додаток 3).

Додатки:

Додаток 1. Ієрархічна структура диспетчерського управління об'єкта (у Положенні не наведений).

Додаток 2. Структура ОДУ режимом роботи мереж ОСР у складі ОЕС України (відокремленої частини ОЕС України) (у Положенні не наведений).

Додаток 3. Положення про оперативно-технологічні відносини між ОСП (РДЦ) та ОСР (у Положенні не наведений).

Додаток 4. Перелік інструкцій і положень щодо ОДУ роботою мереж ОСР у складі ОЕС України, які РДЦ надсилає ОСР (у Положенні не наведений).

Підписи керівників служб або підрозділів кожної зі Сторін, визначених керівниками Сторін:

_________________________
(П. І. Б.)

_________________________
(підпис)

 

Додаток 8
до Типового договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління

ЗАТВЕРДЖУЮ
Керівник ОСП
_________________ /П. І. Б./
"___" ____________ 20__ р.

ЗАТВЕРДЖУЮ
Керівник Споживача
_______________ /П. І. Б./
"___" ____________ 20__ р.

ПОЛОЖЕННЯ
про взаємодію ОСП та Споживача при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні

1. Загальні положення

1.1. Це Положення є невід'ємною частиною договору між ОСП та Споживачем, обладнання якого знаходиться в оперативному підпорядкуванні ОСП, про надання послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління від "___" ____________ 20__ року N _______.

1.2. Це Положення встановлює порядок оперативно-технологічних відносин між ОСП (відповідним підрозділом ОСП) та Споживачем у частині ОДУ режимами роботи, експлуатації обладнання, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, обчислювальної техніки, перспективного розвитку.

1.3. У цьому Положенні терміни та скорочення вживаються у значеннях, наведених у Кодексі системи передачі.

1.4. Після підписання цього Положення керівниками ОСП та Споживача його направляють у відповідні підрозділи ОСП згідно з діючою структурою ОДУ.

2. Вимоги щодо здійснення управління

2.1. Організацію ОДУ режимом роботи об'єктів диспетчеризації Споживача у складі ОЕС України (відокремленої частини ОЕС України) здійснюють згідно зі структурою ОДУ, визначеною ОСП.

2.2. До основних функцій оперативно-диспетчерського персоналу ОСП і оперативно-диспетчерського персоналу Споживача належать:

управління режимом роботи електричної мережі Споживача у складі ОЕС України;

управління устаткуванням, обладнанням, пристроями РЗ і ПА, ЗДТУ, встановленими на енергооб'єктах Споживача;

попередження та ліквідація технологічних порушень (аварійних ситуацій) у роботі електричної мережі Споживача та ОЕС України;

проведення оперативних перемикань в електричній мережі Споживача, на обладнанні, що знаходиться в оперативному управлінні чергових диспетчерів ОСП відповідного рівня управління, згідно з інструкціями та положеннями про оперативно-диспетчерське управління роботою регіону ОЕС України, розробленими РДЦ і направленими Споживачу. Виконання вимог вищезазначених інструкцій обов'язкове для оперативно-диспетчерського (або оперативного) персоналу Споживача.

3. Порядок управління обладнанням, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні відповідного оперативно-диспетчерського персоналу ОСП

3.1. Для всіх Споживачів ОСП (відповідний підрозділ ОСП) розробляє і передає перелік ЛЕП, обладнання енергооб'єктів Споживача, інших об'єктів диспетчеризації, які знаходяться в оперативному підпорядкуванні відповідного оперативно-диспетчерського персоналу ОСП.

3.2. З урахуванням вищезазначеного переліку Споживач складає переліки ЛЕП та обладнання енергооб'єктів, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні відповідного оперативно-диспетчерського персоналу ОСП, який затверджується технічним керівником Споживача та є доповненням до нормальної схеми електричної мережі Споживача або нормальних схем енергооб'єктів Споживача, які безпосередньо приєднані до системи передачі.

3.3. Нормальну схему електричних мереж Споживача (або енергооб'єкта Споживача, який безпосередньо приєднаний до системи передачі) затверджує технічний керівник Споживача, а в частині стану ЛЕП та обладнання енергооб'єкта Споживача, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні відповідного оперативно-диспетчерського персоналу ОСП, її узгоджує керівник відповідного підрозділу ОСП, у регіоні управління (обслуговування) якого знаходиться електрична мережа Споживача (або енергооб'єкт Споживача).

3.4. Порядок та загальні принципи здійснення ОДУ визначаються відповідними нормативними документами та інструкціями ОСП (або його відповідного підрозділу), які обов'язкові до виконання персоналом Споживача. Перелік інструкцій ОСП, що обов'язкові до виконання Споживачем, наведені в додатку 1 до цього Положення.

3.5. Персонал Споживача повинен беззаперечно виконувати завдання щодо участі у проведенні контрольних вимірювань та наданні відповідних даних у визначених ОСП обсягах.

3.6. Персонал Споживача повинен брати участь у проведенні щомісячних вимірів навантаження приєднань, що залучені до СГАВ, ГАВ, АЧР на високих уставках, та своєчасно надавати відповідну інформацію (у випадках залучення обладнання Споживача до відповідних графіків та протиаварійної автоматики).

4. Порядок підпорядкування оперативного персоналу та його взаємодія

4.1. Диспетчерське управління режимом роботи електричної мережі Споживача (або енергооб'єктом Споживача, який безпосередньо приєднаний до системи передачі) у реальному часі здійснює зміна оперативного персоналу ОСП відповідного рівня управління (чергових диспетчерів РДЦ, ГОУ, РЕЦ відповідного регіону, далі - ЧД ОСП відповідного рівня) та оперативно-диспетчерський персонал Споживача шляхом надання розпоряджень та/або оперативних команд або шляхом застосування засобів дистанційного управління.

4.2. Оперативно-диспетчерський персонал Споживача в оперативному відношенні підпорядкований ЧД ОСП відповідного рівня, у регіоні управління якого знаходиться електрична мережа Споживача (або енергооб'єкт Споживача, який безпосередньо приєднаний до системи передачі), згідно зі структурою оперативно-диспетчерського управління регіоном ОЕС України.

4.3. ЧД ОСП відповідного рівня віддає розпорядження (команду) оперативно-диспетчерському персоналу Споживача, яку оперативно-диспетчерський персонал Споживача повинен виконувати негайно. За відсутності прямих каналів зв'язку чи тимчасової їх непрацездатності ЧД ОСП відповідного рівня видає розпорядження через оперативний персонал інших підприємств (інших споживачів, ОСР, електростанцій), у яких наявний зв'язок з відповідним Споживачем.

4.4. Якщо виконання розпорядження (команди) ЧД ОСП відповідного рівня пов'язане з порушенням правил охорони праці та створює загрозу здоров'ю і життю людей, а також може призвести до пошкодження обладнання, виконувати його забороняється. Оперативно-диспетчерський персонал Споживача зобов'язаний негайно повідомити ЧД ОСП відповідного рівня про відмову щодо виконання такого розпорядження або команди та зробити відповідний запис в оперативному журналі.

4.5. Якщо команду ЧД ОСП відповідного рівня оперативно-диспетчерський персонал Споживача вважає помилковою, то він повинен негайно доповісти про це ЧД ОСП відповідного рівня.

У разі підтвердження ЧД ОСП відповідного рівня своєї команди оперативно-диспетчерський персонал Споживача зобов'язаний її виконати.

4.6. Розпорядження керівників Споживача оперативно-диспетчерському персоналу Споживача з питань, що стосуються об'єктів диспетчеризації, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, потрібно попередньо узгоджувати з відповідним керівним персоналом ОСП.

4.7. Оперативно-диспетчерський персонал Споживача зобов'язаний негайно повідомляти ЧД ОСП відповідного рівня про відключення ЛЕП, обладнання енергооб'єкта Споживача та зміну стану інших об'єктів диспетчеризації Споживача, які знаходяться в оперативному управлінні чи віданні ЧД ОСП відповідного рівня, а також іншу інформацію стосовно стану та режиму роботи об'єктів диспетчеризації Споживача.

4.8. ЧД ОСП відповідного рівня повинен повідомляти оперативно-диспетчерський персонал Споживача про аварійне відключення ЛЕП, обладнання підстанцій основної мережі ОЕС України або генеруючої потужності в ОЕС України, якщо це вимагає віддавати команду оперативно-диспетчерському персоналу Споживача знизити споживану потужність в електричній мережі Споживача (для врегулювання системних обмежень в ОЕС України).

4.9. Споживач та відповідний підрозділ ОСП повинні щорічно (до 15 грудня) надавати один одному списки персоналу, який має право підпису оперативних заявок (телефонограм), право вести оперативні переговори, виконувати перемикання, приймати та передавати інформацію статистичного характеру.

5. Експлуатація пристроїв РЗ і ПА, встановлених у Споживача

5.1. Експлуатація пристроїв РЗ і ПА має цілком відповідати вимогам ГКД 34.20.507 "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила", Правил улаштування електроустановок, Кодексу системи передачі та інших нормативних документів.

5.2. Персонал Споживача в частині експлуатації пристроїв РЗ і ПА, каналів телемеханіки і зв'язку знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня і взаємодіє з ними під час вирішення питань експлуатації обладнання.

5.3. Основним принципом визначення взаємовідносин між ОСП та Споживачем з питань експлуатації пристроїв РЗ і ПА є поділ первинного обладнання і пристроїв РЗ та ПА на групи залежно від оперативного управління та відання.

5.4. Основною функцією ОСП у взаємовідносинах зі Споживачем є визначення і вибір принципів або узгодження виконання, типів схем, уставок і характеристик пристроїв РЗА та ПА, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, а також узгодження принципів виконання, типів схем, уставок і характеристик тих пристроїв РЗА та ПА групи 3, що знаходяться в оперативному віданні ЧД ОСП відповідного рівня, але вибір уставок і схем здійснює Споживач (перелік цих пристроїв РЗ та ПА складає відповідний підрозділ ОСП).

5.5. Періодичність і обсяги профілактичних перевірок обладнання, пристроїв РЗ і ПА встановлюють відповідно до вимог нормативних документів та інструкцій. Відповідний підрозділ ОСП проводить контроль за виконанням річних планів-графіків технічного обслуговування пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ЧД ОСП відповідного рівня.

5.6. У частині пристроїв РЗ і ПА на підставі матеріалів, отриманих від Споживача, відповідний підрозділ ОСП виконує такі функції:

1) проводить систематичний облік і аналіз роботи пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, готує пропозиції з розроблення протиаварійних заходів, складає і розсилає інформаційні листи;

2) стежить за оснащенням електрообладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, пристроями РЗ і ПА, вибірково бере участь у випробуваннях, дає пропозиції з доопрацювання цих пристроїв;

3) погоджує графіки технічного обслуговування пристроїв РЗ і ПА та виконавчі схеми пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня;

4) надає вказівки з принципів експлуатації, типів, схем, характеристик пристроїв РЗ і ПА, встановлених на об'єктах Споживача, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня;

5) затверджує переліки пристроїв РЗ і ПА, для яких структурні і принципові схеми, уставки (параметри налаштувань) і характеристики вибирають відповідні підрозділи ОСП;

6) виконує необхідні розрахунки, визначає принципи виконання, уставки спрацьовування і характеристики налаштувань пристроїв РЗ і ПА (у тому числі АЛАР), які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня;

7) відповідно до оперативної підпорядкованості до введення в роботу обладнання (мереж) Споживача, яке вводять уперше, на основі проектних рішень і наданих вихідних даних виконує розрахунки струмів короткого замикання, визначає уставки налаштування ПА, уставки пристроїв РЗ і лінійної автоматики. Уставки видаються Споживачу у встановленому порядку та уточняються після одержання від Споживача результатів натурних випробувань характеристик налаштування пристроїв РЗ і ПА;

8) надає Споживачу на запит:

висновки за результатами аналізу проектів технічного переоснащення і реконструкції пристроїв РЗ та ПА стосовно обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП відповідного рівня;

переліки протиаварійних заходів у разі відмови пристроїв РЗ та ПА на обладнанні, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП відповідного рівня;

дані щодо обмежень режимів роботи електричних мереж напругою 110 кВ та вище, необхідних для забезпечення надійної та селективної роботи пристроїв РЗ та ПА;

інформаційні матеріали, циркулярні листи, керівні документи з питань РЗ та ПА, розроблені відповідним підрозділом ОСП;

9) контролює виконання Споживачем вказівок відповідного підрозділу ОСП, вимог розпорядчих документів, графіків технічного обслуговування пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП відповідного рівня;

10) здійснює тематичні перевірки технічного стану пристроїв РЗ та ПА на об'єктах з обладнанням, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП відповідного рівня;

11) здійснює методичне керівництво роботою з удосконалення конструкції пристроїв РЗ та ПА, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП відповідного рівня.

5.7. У частині експлуатації пристроїв РЗ і ПА Споживач виконує такі функції:

надає ОСП електричні характеристики основного електротехнічного обладнання, параметри налаштування, принципові виконавчі схеми пристроїв РЗ і ПА, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, місячні та річні звіти про роботу зазначених пристроїв РЗ і ПА згідно з встановленими формами, оперативну інформацію про їх функціонування під час порушення режимів роботи обладнання, а також іншу інформацію на запит відповідного підрозділу ОСП;

надає параметри обладнання, необхідні для вибору уставок пристроїв РЗ та ПА (стосовно нового обладнання та того, що вводиться в дію після реконструкції, - за 3 місяці до введення в дію);

розробляє та узгоджує з відповідним підрозділом ОСП будь-які зміни схем, уставок і характеристик налаштування пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні чи віданні ЧД ОСП відповідного рівня, і з проектною організацією - у частині схемних рішень та оформлює оперативними заявками у встановленому порядку. Під час технічного переоснащення і реконструкції пристроїв РЗ і ПА із заміною застарілої апаратури, встановленої на об'єктах Споживача і діючої спільно з апаратурою, встановленою на ПС, які належать ОСП, вибір типів нової апаратури здійснює відповідний підрозділ ОСП;

по всіх пристроях РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ОСП (рівня ЧД НЕК), готує три примірники виконавчих (принципових) схем, а по пристроях РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня (рівня ЧД РДЦ, ЧД ОДГ (РЕЦ)), - два примірники схем. Виконавчі схеми пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, погоджуються з відповідним підрозділом ОСП;

у разі виникнення аварій чи порушень нормальних режимів роботи в електричній частині надає на запит відповідного підрозділу ОСП відповідні інформаційні матеріали (у тому числі розшифровані осцилограми чи дані реєстраторів аварійних подій), необхідні для розслідування причин виникнення технологічних порушень і розроблення заходів щодо їх запобігання. Інформацію про аварійні ситуації повідомляють відповідному підрозділу ОСП згідно з вимогами інструкцій і нормативних документів;

у разі виникнення порушень у роботі електричних мереж напругою 110 кВ і вище персонал Споживача надає персоналу відповідного підрозділу ОСП дані реєстраторів аварійних подій для проведення оперативного аналізу і розрахунку місця пошкодження на приєднаннях 110 кВ і вище, які відходять від об'єктів Споживача.

5.8. Порядок, терміни виявлення й усунення пошкоджень на обладнанні та пристроях, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, визначаються чинними нормативними документами, експлуатаційними і заводськими інструкціями для відповідного обладнання.

5.9. У разі непередбачених змін умов роботи об'єктів Споживача в регіоні ОЕС України, у тому числі через пошкодження обладнання, пристроїв РЗ і ПА на електростанціях чи об'єктах електричних мереж, які впливають на видачу потужності електростанцій і їх надійність, і за необхідності здійснення у стислий термін реконструкції пристроїв РЗ і ПА відповідний підрозділ ОСП на основі виконаних розрахунків готує технічне рішення і передає його Споживачу для узгодження з проектною організацією. Після узгодження технічного рішення з проектною організацією Споживач виконує реконструкцію пристроїв РЗ і ПА. Монтажні схеми виконує персонал Споживача разом із генеральним проектувальником, а монтажно-налагоджувальні роботи - персонал Споживача самостійно чи персонал монтажно-налагоджувальних організацій.

5.10. Придбання устаткування та апаратури, необхідних для виконання реконструкції пристроїв РЗ і ПА, встановлених тільки на об'єктах Споживача, а також виконання проектних, монтажно-налагоджувальних робіт, підготовлення і проведення випробувань фінансує Споживач.

Проектування на об'єктах Споживача ведуть спеціалізовані проектні організації відповідно до норм технологічного проектування електростанцій.

5.11. Експлуатація обладнання та апаратури, які встановлені на об'єктах Споживача і знаходяться в оперативному управлінні чи віданні ЧД ОСП відповідного рівня, виконується персоналом Споживача або ОСП (згідно з відповідним договором між ОСП і Споживачем).

6. Експлуатація пристроїв ЗДТУ, встановлених на об'єктах Споживача

6.1. Експлуатація ЗДТУ, які складаються з обладнання засобів радіозв'язку, ущільнення ліній зв'язку, комутаційної техніки, пристроїв збору телеметричної інформації та апаратури селекторних нарад, має цілком відповідати вимогам нормативного документа "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила", інших нормативних та експлуатаційних документів.

6.2. Персонал Споживача в частині експлуатації ЗДТУ знаходиться в оперативно-технологічному підпорядкуванні відповідних підрозділів ЗДТУ ОСП і взаємодіє з ними під час вирішення питань експлуатації обладнання.

6.3. Періодичність і обсяги профілактичних перевірок обладнання, пристроїв ЗДТУ встановлюють відповідно до вимог нормативних документів та інструкцій. Основною функцією ОСП в питаннях експлуатації засобів диспетчерського і технологічного управління об'єктів Споживача є погодження застосування пристроїв ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, а також вибір окремих каналів для організації зв'язку, які знаходяться в оперативному віданні ЧД ОСП відповідного рівня.

6.4. У частині експлуатації пристроїв ЗДТУ ОСП виконує такі функції:

1) проводить контроль за виконанням річних планів-графіків технічного обслуговування пристроїв ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня;

2) проводить систематичний облік і аналіз роботи пристроїв ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня;

3) доводить до відома Споживача плани технічного переоснащення пристроїв ЗДТУ, впровадження сучасних телекомунікаційних протоколів та протоколів телемеханіки в ОСП в частині, яка стосується Споживача;

4) погоджує плани технічного переоснащення Споживача пристроями ЗДТУ, бере участь у випробуваннях, дає пропозиції з доопрацювання цих пристроїв у частині, яка стосується ОСП;

5) здійснює оперативно-технологічне управління засобами зв'язку та телемеханіки, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня;

6) здійснює оперативне обслуговування ЗДТУ, що розташовані на об'єктах ОСП і знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП відповідного рівня. До оперативного обслуговування належать такі заходи: систематичний контроль за роботою апаратури, каналів зв'язку і телемеханіки та іншого обладнання; своєчасна організація обхідних і резервних каналів зв'язку замість пошкоджених або виведених з експлуатації; оперативне управління ліквідацією несправностей каналів зв'язку і апаратури; виведення обладнання, каналів зв'язку або пристроїв телемеханіки з експлуатації для виконання планово-попереджувальних робіт;

7) здійснює організацію, керівництво і, у разі необхідності, бере безпосередню участь у виконанні робіт з усунення пошкоджень і відновлення ЗДТУ, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня;

8) контролює стан ЗДТУ, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, виконання правил технічної експлуатації, вимог заводських і виробничих інструкцій з обслуговування ЗДТУ;

9) спільно з персоналом Споживача:

контролює якість і хід будівництва нових і після капітального ремонту діючих ЗДТУ, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня;

приймає в оперативне і технічне обслуговування ЗДТУ, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня після капітального та поточного ремонту;

розглядає пропозиції Споживача щодо технічного переоснащення, впровадження нової техніки та проектних розробок з реконструкції ЗДТУ, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, їх погодження і контроль за реалізацією;

погоджує розроблені Споживачем графіки експлуатаційних вимірювань, випробувань, планово-попереджувальних ремонтів засобів зв'язку та телемеханіки загальносистемного значення, через які організована передача інформації до відповідного підрозділу ОСП;

проводить єдину технічну політику центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та ОСП з питань експлуатації ЗДТУ.

6.5. У частині експлуатації пристроїв ЗДТУ Споживач виконує такі функції:

надає ОСП параметри настроювання ЗДТУ, структурні схеми організації зв'язку та передачі телеінформації на обладнання, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня;

складає графіки ремонтів, технічного обслуговування і заміни спрацьованого обладнання і пристроїв ЗДТУ.

Фінансування робіт з реконструкції пристроїв ЗДТУ, що знаходяться на об'єктах, що належать ОСП, відбувається за рахунок ОСП, а на об'єктах, що належать Споживачу, фінансується за рахунок Споживача.

Придбання устаткування та апаратури, необхідних для виконання реконструкції пристроїв ЗДТУ, установлених тільки на об'єктах Споживача, а також виконання проектних, монтажно-налагоджувальних робіт, підготовлення і проведення випробувань на електростанціях фінансує Споживач. Проектування на об'єктах Споживача ведуть спеціалізовані проектні організації відповідно до норм технологічного проектування;

здійснює оперативне обслуговування ЗДТУ, що розташовані на об'єктах Споживача і знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, відповідно до погоджених графіків;

забезпечує експлуатацію засобів зв'язку та телемеханіки загальносистемного значення, що розташовані на об'єктах Споживача і знаходяться на балансі відповідного підрозділу ОСП;

подає заявки на виведення з експлуатації ЗДТУ, через які організована передача інформації для відповідного підрозділу ОСП, для проведення планово-профілактичних робіт;

подає до відповідного підрозділу ОСП акти розслідування технологічних порушень у роботі ЗДТУ загальносистемного значення;

подає до відповідного підрозділу ОСП пропозиції щодо підвищення надійності роботи ЗДТУ загальносистемного значення;

подає оперативну інформацію про хід ліквідації пошкоджень на ЗДТУ, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП відповідного рівня;

забезпечує надійну роботу пристроїв телевимірювань і телесигналізації, необхідних для нормального ведення режиму роботи ОЕС України (регіону ОЕС України).

6.6. Порядок, терміни виявлення та усунення пошкоджень на обладнанні та пристроях, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП відповідного рівня, визначаються чинними нормативними документами, експлуатаційними і заводськими інструкціями для відповідного обладнання.

6.7. Експлуатація обладнання та апаратури, які встановлені на об'єктах Споживача і знаходяться в оперативному управлінні чи віданні ЧД ОСП відповідного рівня, виконується персоналом Споживача або персоналом ОСП (згідно з балансовою належністю обладнання та відповідним договором між ОСП і Споживачем). Забезпечення каналами радіозв'язку, телефонною мережею та системою передачі інформації, що проходять через вузли зв'язку Споживача і використовуються відповідним підрозділом ОСП для диспетчерського і технологічного управління.

7. Експлуатація та використання засобів обчислювальної техніки, встановленої у Споживача та у відповідному підрозділі ОСП

7.1. У взаємовідносинах зі Споживачем з питань експлуатації і використання засобів обчислювальної техніки на відповідний підрозділ ОСП покладаються такі функції:

організація оперативної взаємодії з персоналом Споживача, відповідальним за експлуатацію обчислювальної техніки, з питань експлуатації, впровадження і розвитку програмно-технічних засобів Споживача для забезпечення обміну інформацією з відповідним підрозділом ОСП;

розгляд заявок на виведення в ремонт програмно-технічних засобів оперативно-інформаційного комплексу (ОІК) АСДУ, комп'ютерних мереж та інших засобів, що забезпечують видачу інформації до відповідного підрозділу ОСП;

проведення єдиної технічної політики центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та ОСП в частині використання і розвитку програмно-технічних засобів в оперативно-диспетчерському управлінні.

7.2. У взаємовідносинах з ОСП з питань експлуатації і використання засобів обчислювальної техніки на Споживача покладаються такі функції:

надання до програмно-технічного комплексу ОСП (відповідного підрозділу ОСП), у тому числі до ОІК, погодженої інформації, необхідної для управління виробництвом, із заданим ОСП циклом обміну даними;

узгодження з відповідним підрозділом ОСП проектів створення, технічного переоснащення, технічного переустаткування ОІК, а також узгодження зміни стану чи умов роботи діючих систем, що забезпечують видачу інформації на рівень ОСП;

оперативна взаємодія з персоналом відповідного підрозділу ОСП, відповідальним за обчислювальну техніку, з питань експлуатації, впровадження і розвитку програмно-технічних засобів ОСП, що забезпечують обмін інформацією зі Споживачем;

надання у встановлений ОСП (відповідним підрозділом ОСП) термін у погоджених обсягах інформації, необхідної для формування звітних показників роботи ОСП в умовах аварійних і планових ремонтів каналів зв'язку, засобів міжмашинного обміну інформацією чи у разі відсутності на об'єктах автоматичних пристроїв реєстрації та дистанційного одержання інформації;

надання заявок до ОСП (до відповідного підрозділу) на виведення в ремонт (профілактику) програмно-технічних засобів, що забезпечують видачу оперативної інформації на ОСП (до відповідного підрозділу ОСП) і знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП відповідного рівня;

узгодження з ОСП (відповідним підрозділом ОСП) графіків ремонтів (профілактики) програмно-технічних засобів, що забезпечують видачу необхідної інформації на рівень ОСП (рівень відповідного підрозділу ОСП);

узгодження з ОСП (з відповідним підрозділом ОСП) протоколів про обсяги обміну по телекомунікаційних мережах інформацією, забезпечення транзиту інформації.

8. Прикінцеві положення

8.1. За погодженням сторін дозволяється вносити уточнення та доповнення до цього Положення за умови, що вони не будуть суперечити Кодексу системи передачі, іншим нормативним документам. Це Положення може бути доповнено (за необхідності) питаннями технічного обслуговування обладнання, порядком виконання ремонтних робіт, здійснення охорони праці та пожежної безпеки, забезпечення безпечного виконання робіт, проведення роботи з персоналом тощо.

8.2. За необхідності сторони мають право врегульовувати оперативно-технологічні відносини на рівні виробничих підрозділів шляхом оформлення Положення про оперативно-технологічні відносини між підрозділами ОСП та Споживачем відповідно до схеми ОДУ ОЕС України (додаток 3).

Додатки:

Додаток 1. Ієрархічна структура диспетчерського управління об'єкта (у Положенні не наведений).

Додаток 2. Структура ОДУ режимом роботи мереж Споживача у складі ОЕС України (відокремленої частини ОЕС України) (у Положенні не наведений).

Додаток 3. Положення про оперативно-технологічні відносини між підрозділами ОСП та Споживачем (у Положенні не наведений).

Додаток 4. Перелік інструкцій і положень щодо ОДУ роботою обладнання Споживача у складі ОЕС України, які РДЦ надсилає Споживачу (у Положенні не наведений).

Додаток 5. Список обладнання.

Підписи керівників служб або підрозділів кожної зі Сторін, визначених керівниками Сторін:

_________________________
(П. І. Б.)

_________________________
(підпис)

 

 

"Центр компьютерных технологий"
www.cct.com.ua

         cct.com.ua@gmail.com

 Лицензионное программное обеспечение
Описание: http://www.cct.com.ua/images/normpro.jpgОписание: http://www.cct.com.ua/images/image002.jpg   Описание: http://www.cct.com.ua/images/cd.jpg   Описание: http://www.cct.com.ua/images/avk-5.jpgОписание: http://www.cct.com.ua/images/o_setev.gif
авк3 авк5 авк-5 официальный сайт авк5 авк-5 созидатель авк5 авк-5 3.2.0 ключ таблетка авк3 авк5 авк-5 3.1.5 ключ авк3 авк5 авк-5 3.1.6 ключ авк3 авк5 авк-5 группа поддержки авк3 авк5 авк-5 скачать бесплатно авк3 авк5 авк-5 3.1.0 скачать бесплатно авк3 авк5 авк-5 3.1.1 скачать бесплатно авк3 авк5 авк-5 3.1.5 скачать бесплатно авк3 авк5 авк-5 3.1.6 скачать бесплатно  авк-5 3.3.0 скачать бесплатно авк-5 3.4.0 скачать бесплатно