Документ z0673-08, перша редакція — Прийняття від 02.06.2008
( Увага! Це не поточна редакція документу. Перейти до поточної? )

- у разі виникнення аварій чи порушень нормальних режимів роботи в електричній частині електростанції надає на запит ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) 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 у ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) згідно з вимогами чинних 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 ДП НЕК "Укренерго" дані реєстраторів аварійних подій для проведення оперативного аналізу і розрахунку місця пошкодження на приєднаннях від 110 кВ до 750 кВ, які відходять від електростанцій.

3.3.6. Порядок, терміни виявлення й усунення пошкоджень на обладнанні й пристроях, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ЦДС ЕЕС чи диспетчера ДП НЕК "Укренерго", визначають чинні нормативні документи, експлуатаційні і заводські інструкції для відповідного обладнання.

3.3.7. У разі непередбачених змін умов роботи електростанцій в ЕС, у тому числі через пошкодження обладнання, пристроїв РЗ і ПА на електростанціях чи об'єктах ЕС, які впливають на видачу потужності електростанцій і її надійність, і за необхідності здійснення в стислий термін реконструкції пристроїв РЗ і ПА, ДП НЕК "Укренерго" на основі виконаних розрахунків підготовлює технічне рішення і після його узгодження з проектною організацією через ЕЕС видає на електростанції уставки і принципові схеми. 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, установлених одночасно на електростанціях і ПС, що належать ДП НЕК "Укренерго" (і які працюють в єдиному комплексі) та знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ДП НЕК "Укренерго" чи ЕЕС (з урахуванням робіт з виконання розрахунків, коригування алгоритмів, розроблення й узгодження принципових схем), здійснюється на підставі спільного рішення про частки фінансування з боку електростанцій ЕГК і ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС).

Закупівля обладнання та апаратури фінансується ЕГК і ДП НЕК "Укренерго" згідно з їх балансовою належністю.

3.3.8. Придбання устаткування й апаратури, необхідних для виконання реконструкції пристроїв РЗ і ПА, установлених тільки на електростанціях, а також виконання проектних, монтажно-налагоджувальних робіт, підготовлення і проведення випробувань на електростанціях фінансує ЕГК.

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

3.3.9. Експлуатація обладнання та апаратури, які встановлені на електростанціях ЕГК і знаходяться в оперативному управлінні чи віданні ДП НЕК "Укренерго", виконується персоналом ДП НЕК "Укренерго" або персоналом ЕГК (згідно з відповідним спільним договором між ДП НЕК "Укренерго" і ЕГК).

3.3.10. Основні схеми електричних з'єднань електростанцій затверджують головні інженери електростанцій і в частині стану обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні чи віданні диспетчерів ДП НЕК "Укренерго" (ЦДС ЕЕС), узгоджує головний диспетчер ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС).

3.3.11. 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 ЕГК представляє ЕЕС і ДП НЕК "Укренерго" інформацію про допустимі дії ПА на розвантаження енергоблоків електростанцій (дією на вхід ПТК СРТ, закриттям стопорних клапанів турбін або вимкненням вимикачів енергоблоків від системи) і характеристики СРТ і ПТК СРТ зниження активної потужності енергоблоку залежно від години під час роботи ПТК, а також параметри генераторів, АРЗ і систем збудження та їхньої кратності форсування, параметри електротехнічного обладнання, що вводиться вперше і впливає на режим роботи ЄС.

3.4. Облік електричної енергії

3.4.1. ДП НЕК "Укренерго" та ЕГК у частині, що стосується обліку електроенергії, виконують функції, передбачені в таких нормативних документах:

- Інструкція про порядок комерційного обліку електроенергії (додаток 10 до ДЧОРЕ), 3-я редакція, затверджена постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України від 26.06.2003 № 612;

- Інструкція про порядок здійснення розрахунків на оптовому ринку електричної енергії України (додаток 3 до ДЧОРЕ), затверджена постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України від 23.06.2004 № 634;

- Технічні вимоги до автоматизованої системи комерційного обліку електроенергії оптового ринку електричної енергії України (додаток 7(4) до ДЧОРЕ), погоджені листом Національної комісії регулювання електроенергетики України від 27.07.2004 № 03-39-18/3477;

- Інструкція про здійснення митного контролю за переміщенням електроенергії через митний кордон України, затверджена спільним наказом Державної митної служби України, Міністерством палива та енергетики України та Міністерством транспорту та зв'язку України від 12.12.2006 № 1110/484/1146;

- Правила користування електричною енергією, затверджені постановою Національної комісії з питань регулювання електроенергетики України від 31.07.96 № 28 (у редакції постанови Національної комісії регулювання електроенергетики України від 17.10.2005 № 910), зареєстровані в Міністерстві юстиції України 02.08.96 за № 417/1442.

3.4.2. ЕЕС експлуатує та має на власному балансі вимірювальні комплекси (ТС і ТН, їх вторинні кола, лічильники електроенергії, перетворювачі імпульсів), встановлені в точках комерційного та технічного обліку електричної енергії на ПС напругою 220 кВ і вище, які належать ДП НЕК "Укренерго", а також лічильники електричної енергії, встановлені на міждержавних ПЛ всіх класів напруги. Лічильники електроенергії, встановлені на ОВ і ШЗВ, через які можуть вмикатися міждержавні ПЛ, також знаходяться на балансі ЕЕС.

3.4.3. ЕГК експлуатує та має на власному балансі вимірювальні комплекси (ТС і ТН, їх вторинні кола, лічильники електроенергії, перетворювачі імпульсів), встановлені в точках комерційного та технічного обліку електричної енергії на електростанціях, за винятком лічильників електроенергії, встановлених на міждержавних ПЛ, ОВ і ШЗВ, через які можуть вмикатися міждержавні ПЛ.

ЕГК відповідає за збереження лічильників електроенергії, встановлених ЕЕС на міждержавних ПЛ, ОВ та ШЗВ електростанцій.

Обслуговування, ремонт, модернізацію та повірку елементів вимірювальних комплексів виконує та сторона, яка є власником цього обладнання.

ЕГК або електростанції, що входять до її складу, щорічно надають до ЕЕС річні графіки планової заміни і відомчої перевірки розрахункових лічильників електроенергії, встановлених на електростанціях, за показами яких визначається надходження електроенергії до мереж ДП НЕК "Укренерго".

3.4.4. ЕЕС щорічно надає та узгоджує з ЕГК або електростанціями, що входять до складу ЕГК, річні графіки планової заміни і відомчої перевірки розрахункових лічильників електроенергії, встановлених на міждержавних ПЛ (включаючи ОВ та ШЗВ), які відходять від ВРУ електростанції.

ЕЕС щорічно надає ЕГК або електростанціям, що входять до складу ЕГК, списки персоналу, який має право на електростанціях виконувати зняття показів лічильників електроенергії в точках комерційного обліку та міждержавних ПЛ, складати відповідні акти щодо надходження електроенергії до мереж ДП НЕК "Укренерго" та міждержавних ПЛ, а також брати участь у проведенні робіт із заміни та перевірки лічильників.

ЕЕС погоджує відповідні додатки (перелік точок комерційного обліку, актів балансової належності обладнання та однолінійні схеми) до договору між ДП "Енергоринок" та ЕГК у частині, що стосується обліку електричної енергії по перетину між ЕЕС та ЕГК.

3.4.5. ЕГК надає на погодження відповідні додатки до договору між ДП "Енергоринок" та ЕГК у частині, що стосується обліку електричної енергії. У разі необхідності ЕГК узгоджує з ЕЕС окремі положення договору між ДП "Енергоринок" та ЕГК у частині, що стосується обліку електричної енергії, порядку передавання даних до Головного оператора системи комерційного обліку ОРЕ України та якості електроенергії.

ЕГК або електростанції, що входять до складу ЕГК, своєчасно повідомляють ЕЕС про виявлені порушення в роботі вимірювальних комплексів, встановлених на розрахункових точках, а також переведення ПЛ на роботу через ОВ або ШЗВ.

ЕГК або електростанції, що входять до складу ЕГК, подають до ЕЕС у встановлені терміни такі документи:

- акти виробітку електроенергії електростанціями за звітний період, підписані керівництвом електростанції та завірені печаткою;

- акти звірки відпуску електроенергії до мереж ЕПК за звітний період і щодекадно.

ЕГК або електростанції, що входять до складу ЕГК, подають до ЕЕС у встановлені терміни форми відомчої та статистичної звітності, звітні дані, акти та іншу інформацію, надання якої передбачено:

- Інструкцією про порядок комерційного обліку електроенергії (додаток 10 до ДЧОРЕ);

- Інструкцією про порядок здійснення розрахунків на оптовому ринку електричної енергії України (додаток 3 до ДЧОРЕ);

- Інструкцією про здійснення митного контролю за переміщенням електроенергії через митний кордон України;

- розпорядчими документами Мінпаливенерго України та інших державних органів влади.

3.4.6. ЕЕС подають до ЕГК або електростанції, що входить до складу ЕГК, у встановлені терміни звітні дані, акти та іншу інформацію, надання якої передбачено:

- Інструкцією про порядок комерційного обліку електроенергії (додаток 10 до ДЧОРЕ);

- Інструкцією про порядок здійснення розрахунків на оптовому ринку електричної енергії України (додаток 3 до ДЧОРЕ);

- розпорядчими документами Мінпаливенерго України та інших державних органів влади.

3.5. Експлуатація та використання засобів обчислювальної техніки, встановленої на електростанціях ЕГК, ДП НЕК "Укренерго" та ЕЕС

3.5.1. У взаємовідносинах з ЕГК з питань експлуатації і використання засобів обчислювальної техніки на ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) покладаються такі функції:

- надання до програмно-технічного комплексу ЕГК погодженої інформації (оперативно-диспетчерської, ДП "Енергоринок" 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 ЕГК, відповідальним за експлуатацію обчислювальної техніки, з питань експлуатації, впровадження і розвитку програмно-технічних засобів ЕГК для забезпечення обміну інформацією з ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС);

- розгляд заявок на виведення в ремонт програмно-технічних засобів 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 ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) та ЕГК;

- проведення технічної політики Міністерства палива та енергетики України та ДП НЕК "Укренерго" у частині використання і розвитку програмно-технічних засобів у оперативно-диспетчерському управлінні.

3.5.2. У взаємовідносинах з ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) з питань експлуатації і використання засобів обчислювальної техніки на ЕГК покладаються такі функції:

- надання до програмно-технічного комплексу ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС), у тому числі до ОІК, погодженої інформації (оперативно-диспетчерської, ДП "Енергоринок" тощо), необхідної для управління виробництвом;

- узгодження з ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) проектів створення, модернізації, технічного переустаткування ОІК, комп'ютерних мереж, а також узгодження зміни стану чи умов роботи діючих систем, що забезпечують видачу інформації на рівень ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС);

- оперативна взаємодія з персоналом ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС), відповідальним за обчислювальну техніку, з питань експлуатації, впровадження і розвитку програмно-технічних засобів ДП НЕК "Укренерго", що забезпечують обмін інформацією з ЕГК;

- надання у встановлений термін ЦДС ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) у погоджених обсягах інформації, необхідної для формування звітних показників роботи ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) 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 у ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) на виведення в ремонт (профілактику) програмно-технічних засобів, що забезпечують видачу оперативної інформації на рівень ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) і перебувають в оперативному віданні ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС);

- узгодження з ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) графіків ремонтів (профілактики) програмно-технічних засобів, що забезпечують видачу необхідної інформації на рівень ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС);

- узгодження з ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) протоколів про обсяги обміну по телекомунікаційних мережах інформацією, забезпечення транзиту інформації.

Додатки:

Додаток 1. Структура ОДУ режимом роботи електростанцій ЕГК у складі ОЕС України (відокремленої частини ОЕС України) (в Примірному положенні не наведений).

Додаток 2. Перелік інструкцій і положень щодо ОДУ роботою електростанції у складі ОЕС України (ЕС), які ЦДС ЕЕС надсилає на електростанції ЕГК (в Примірному положенні не наведений).

Додаток 3. Перелік інструкцій і регламентів роботи основного обладнання електростанції, які електростанції ЕГК надають ЦДС ЕЕС (в Примірному положенні не наведений).

Підписи керівників служб або підрозділів кожної із Сторін, визначені керівниками Сторін:

______________________
(П.І.Б.)

____________________
(підпис)




Додаток 13
до Правил взаємовідносин
між Державним підприємством
"Національна енергетична компанія
"Укренерго" та суб'єктами (об'єктами)
електроенергетики в умовах паралельної
роботи в складі Об'єднаної енергетичної
системи України

ФОРМА ПРИМІРНОГО ПОЛОЖЕННЯ
про оперативно-технологічні відносини між ДП НЕК "Укренерго" та енергопостачальною компанією під час їх взаємодії в умовах паралельної роботи в складі ОЕС України

ЗАТВЕРДЖУЮ

ЗАТВЕРДЖУЮ

Керівник
ДП НЕК "УКРЕНЕРГО"
______________ (П.І.Б.)
"___"__________ 200_ р.

Керівник
енергопостачальної компанії
________________ (П.І.Б.)
"___"___________ 200__ р.

Примірне положення
про оперативно-технологічні відносини між ДП НЕК "Укренерго" та енергопостачальною компанією під час їх взаємодії в умовах паралельної роботи в складі ОЕС України

ПОГОДЖЕНО

ПОГОДЖЕНО

Представник
ДП НЕК "Укренерго", відповідальний
за оперативно-технологічні питання
______________ (П.І.Б.)
"___"__________ 200_ р.

Представник
енергопостачальної компанії, відповідальний
за оперативно-технологічні питання
________________ (П.І.Б.)
"___"___________ 200__ р.

I. Загальні положення

1.1. Це Положення є додатком до Договору між ДП НЕК "Укренерго" та ЕПК про паралельну роботу в складі ОЕС України від "___"________ 200__ р. № _______.

1.2. Це Положення встановлює порядок оперативно-технологічних відносин між ДП НЕК "Укренерго" та ЕПК у частині централізованого ОДУ режимами роботи ЕПК, експлуатації обладнання, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ і засобів обліку електроенергії.

1.3. Це Положення складене на підставі Закону України "Про електроенергетику", Умов та Правил здійснення підприємницької діяльності з постачання енергії за регульованим тарифом, затверджених постановою Національної комісії з питань регулювання електроенергетики України від 13.06.96 № 15/1 (із змінами), зареєстрованих Міністерством юстиції України 08.08.96 за № 433/1458), Умов та Правил здійснення підприємницької діяльності з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами, затверджених постановою Національної комісії з питань регулювання електроенергетики України від 11.10.96 № 152 (із змінами), зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 31.10.96 за № 637/1662, ГКД 34.20.507-2003 "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила", статутів ДП НЕК "Укренерго" та ЕПК.

1.4. Після підписання цього Положення керівниками ДП НЕК "Укренерго" та ЕПК його направляють у відповідні ЕЕС ДП НЕК "Укренерго" згідно з діючою структурою централізованого ОДУ.

1.5. На підставі цього Положення ЕЕС ДП НЕК "Укренерго" і ЕПК розробляють та підписують відповідні положення про двосторонні оперативно-технологічні відносини під час їх взаємодії в умовах паралельної роботи в складі ОЕС України, які не повинні суперечити цьому Положенню.

II. Організація централізованого ОДУ електричними мережами ЕПК

2.1. Централізоване ОДУ електричними мережами ЕПК у складі ОЕС України здійснюють відповідно до структури ОДУ, визначеною ДП НЕК "Укренерго".

2.2. Функції ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) у частині ОДУ роботою ЕПК у складі ОЕС України

2.2.1. Цілодобове ОДУ електричною мережею напругою від 110 кВ до 750 кВ, яка знаходиться в оперативному управлінні (операції з увімкнення і вимкнення якої потребують координації дій оперативного персоналу різних ЕПК) або віданні (стан і режим роботи якої впливають на режим роботи ЕЕС у цілому, а також настроювання ПА) ЧД ЕЕС згідно з вимогами ГКД 34.20.507, чинних нормативних документів з ОДУ ОЕС.

Розпорядження ЧД ЕЕС мають виконуватись оперативним персоналом ЕПК негайно.

ЧД ЕЕС несе відповідальність за обґрунтованість оперативних розпоряджень, а оперативний персонал ЕПК - за невиконання або зволікання з виконанням розпоряджень ЧД ЕЕС.

Заборонено виконувати розпорядження, пов'язані із загрозою для життя людей, а також розпорядження, які можуть призвести до виходу з ладу енергетичного обладнання, втрати живлення власних потреб електростанції, які входять до складу ЕПК, ПС.

Про відмову виконати одержане розпорядження за наявності обґрунтованих причин оперативний персонал повинен негайно повідомити диспетчера, що віддав розпорядження, та свого безпосереднього керівника з обґрунтуванням свого рішення.

За необхідності (за ініціативи ЕЕС або ЕПК) такі випадки повинна розслідувати комісія в складі представників ЕЕС, ЕПК і Державної інспекції з експлуатації електричних станцій і мереж Мінпаливенерго України, яка приймає рішення про подальший допуск до роботи оперативного персоналу, що порушив оперативну дисципліну.

2.2.2. Виконання розпоряджень оперативного персоналу ЕПК про проведення перемикань на обладнанні ПС напругою 220 кВ і вище, що знаходиться в оперативному управлінні ЧД ЕПК.

У разі одночасного одержання розпоряджень від диспетчерів різних рівнів щодо обладнання різних класів напруги послідовність їх виконання визначає диспетчер вищого рівня ОДУ.

2.2.3. Контроль за виконанням визначених у встановленому порядку Мінпаливенерго України режимів електроспоживання ЕПК та за вжиттям заходів для їх виконання, у тому числі щодо примусового зниження споживання електроенергії застосуванням графіків обмежень споживання електричної енергії та потужності, графіків аварійних відключень споживачів електричної енергії, а також протиаварійних систем зниження електроспоживання.

Введення графіків обмеження споживання електроенергії та потужності, графіків відключення і застосування протиаварійних систем зниження електроспоживання виконувати відповідно до вимог Інструкції про складання та застосування графіків обмеження та аварійного відключення споживачів, а також протиаварійних систем зниження енергоспоживання, затвердженої наказом Міністерства палива та енергетики України від 23.11.2006 № 456, та ГКД 34.35.511-2002 "Правила підключення електроустановок споживачів до спеціальної автоматики відключення навантаження (САВН)".

У разі відмови ЕПК виконати команду про введення графіків відключення ЕЕС самостійно, попередивши ЕПК, відключає задіяні в графіках відключення приєднання даної ЕПК, що знаходяться на ПС, які належать ЕЕС, і письмово ставить до відома про цей випадок ДП НЕК "Укренерго" та зональний орган Державної інспекції з експлуатації електричних станцій і мереж. У цьому разі персонал ЕЕС не несе відповідальності за наслідки цих відключень.

Негайне і безумовне виконання оперативним персоналом ЕЕС команд диспетчерів ЕПК про відключення з ПС напругою від 220 кВ до 750 кВ, що належать ЕЕС, приєднань, передбачених графіками відключення і які знаходяться в оперативному управлінні ЧД ЕПК.

2.2.4. Контроль за виконанням затверджених графіків навантаження електростанціями, що входять до складу ЕПК.

2.2.5. Дотримання встановлених ДП НЕК "Укренерго" та ЕЕС рівнів напруги в контрольних точках електромережі напругою від 110 кВ до 750 кВ, яка знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС.

2.2.6. Контроль за підтриманням навантажень у електромережах напругою від 110 кВ до 154 кВ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, у технічно допустимих, у тому числі і в аварійно допустимих межах.

2.2.7. Приймання від ЕПК і розгляд оперативних заявок на відключення для ремонту обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні оперативного персоналу ЕЕС.

2.2.8. Подання до ЕПК оперативних заявок на відключення для ремонту обладнання ЕЕС, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні оперативного персоналу ЕПК.

2.2.9. Управління діями безпосередньо підпорядкованого оперативного персоналу ЕПК під час виконання операцій на обладнанні ПС і пристроях РЗ і ПА, засобах телемеханіки, ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні ЧД ЕЕС. Перемикання провадять згідно з вимогами ГКД 34.35.507-96 "Оперативні перемикання в електроустановках. Правила виконання" і ГКД 34.35.501-93 "Пристрої релейного захисту і електроавтоматики енергосистем. Інструкції з обслуговування для оперативного персоналу".

2.2.10. Видання дозволу безпосередньо підпорядкованому оперативному персоналу ЕПК на перемикання на обладнанні ПС і пристроях РЗ і ПА, засобах телемеханіки, ЗДТУ, які знаходяться в оперативному віданні ЧД ЕЕС.

2.2.11. Контроль за станом основного обладнання і пристроїв, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС.

Своєчасне надання оперативному персоналу ЕПК інформації про стан і режими роботи обладнання електричних мереж напругою 220 кВ і вище, що впливає на надійність електропостачання споживачів ЕПК.

2.2.12. Складання програм оперативних перемикань на обладнанні ЕПК, яке знаходиться в оперативному управлінні ЧД ЕЕС. Погодження програм оперативних перемикань на обладнанні ЕПК, яке знаходиться в оперативному віданні ЧД ЕЕС.

2.2.13. Погодження програм уведення в дію нового обладнання ЕПК, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, управління його пуском (увімкненням) відповідно до оперативного підпорядкування.

2.2.14. Управління роботою з ліквідації технологічних порушень режимів експлуатації обладнання ЕПК, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС. Отримання інформації про перебіг ліквідації технологічних порушень на обладнанні, яке знаходиться в оперативному віданні ЧД ЕЕС. Організацію робіт з ліквідації технологічних порушень провадять з урахуванням вимог інструкцій ДП НЕК "Укренерго" та ЕЕС, складених на підставі СОУ-Н МПЕ 40.1.20.563:2004 "Ліквідація аварій та технологічних порушень режиму на енергопідприємствах і в енергооб'єднаннях. Запобігання технологічним порушенням у електричній частині енергопідприємств і енергооб'єднань і їх ліквідація. Інструкція".

Під час виконання цієї функції ЧД ЕЕС має право в разі необхідності звертатись до адміністративно-технічного персоналу ЕПК.

2.2.15. Розроблення, перегляд і розсилання в ЕПК інструкцій для диспетчерів ЕЕС, положення яких необхідно знати диспетчерам ЕПК.

2.2.16. ЦДС ЕЕС надсилає ЕПК комплект необхідних інструкцій і положень щодо ОДУ роботою ЕПК у складі ОЕС України (ЕС) і забезпечує їх своєчасний перегляд і коригування.

Перелік цих інструкцій і положень є невід'ємним додатком до цього Положення.

2.2.17. Щорічне подання до ЕПК списків персоналу ЕЕС, який має право вести оперативні переговори, виконувати перемикання, приймати та передавати інформацію статистичного характеру. Додатково подають списки на одержання права виконувати роботи в електроустановках ЕПК персоналом ЕЕС на правах відряджених працівників (з переліком наданих персоналу прав на виконання робіт).

2.2.18. Участь у складі комісій з розслідування технологічних порушень у роботі обладнання, пристроїв і ПЛ ЕПК (за згодою).

2.2.19. Погодження схем диспетчеризації ЕПК у частині взаємодії з ЕЕС. Участь в атестації новостворених або реконструйованих ДП ДС ЕПК.

2.2.20. Складання переліку обладнання ЕПК, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС.

2.3. Функції ЕПК у частині взаємовідносин з ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) з питань ОДУ

2.3.1. Негайне виконання розпоряджень оперативного персоналу ЕЕС у частині оперативно-режимного управління ЕС.

2.3.2. Цілодобове ОДУ обладнанням напругою 154 кВ і нижче, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕПК, у тому числі на ПС напругою від 220 кВ до 750 кВ, які належать ЕЕС, згідно з взаємопогодженими положеннями або інструкціями.

2.3.3. Впровадження заходів із забезпечення додержання встановлених режимів електроспоживання, а також впровадження пристроїв компенсації втрат потужності у своїх мережах. Відповідальність за додержання режимів електроспоживання несуть керівники та оперативний персонал ЕПК.

2.3.4. Безумовне виконання розпоряджень ЧД ЕЕС щодо впровадження комплексу заходів з примусового зниження споживання електричної енергії та потужності (графіки обмеження, відключення тощо), у тому числі і відданням розпорядження на вимкнення приєднань, які знаходяться в оперативному управлінні ЧД ЕПК на ПС напругою від 220 кВ до 750 кВ, які належать ЕЕС, в обсягах і в терміни, визначені ЧД ЕЕС.

2.3.5. Подання інформації про всі порушення в роботі устаткування ЕПК згідно з Регламентом оперативних повідомлень щодо порушень у роботі підприємств Мінпаливенерго України, затвердженим наказом Міністра палива та енергетики України від 05.12.2005 № 595, а також на запит ЧД ЕЕС оперативної інформації про стан і режими роботи обладнання ЕПК.

2.3.6. Подання до ЕЕС схем електромереж ЕПК напругою 110 кВ і вище з параметрами обладнання, даних про реконструкцію, зміну стану або умов роботи обладнання, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, засобів телемеханіки, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, а також даних про введення в дію нового обладнання напругою від 110 кВ до 154 кВ.

2.3.7. Подання до ЕЕС заявок на виведення в ремонт обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС.

2.3.8. Приймання та розгляд оперативних заявок на виведення в ремонт обладнання ЕЕС, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні оперативного персоналу ЕПК, і забезпечення виконання необхідних оперативних перемикань згідно з поданими заявками.

2.3.9. Подання до ЕЕС на погодження програм оперативних перемикань на обладнанні ЕПК, яке знаходиться в оперативному віданні ЧД ЕЕС.

2.3.10. Подання до ЕЕС на погодження програм введення в дію нового обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, а також введення в дію існуючого обладнання (у терміни, передбачені інструкцією ЕЕС) згідно з вимогами ГКД 34.20.301-96 "Программа испытаний на ТЭС, ГЭС, в энергосистемах, тепловых и электрических сетях. Положение о порядке разработки, согласования и утверждения".

2.3.11. Оперативне надання засобами ОІК і по телефону (на запит ЕЕС) необхідної для ведення режимів і виконання функцій згідно з підпунктом 2.2.3 цього Положення інформації про навантаження електростанцій ЕПК (блок - станцій), ПС і ПЛ та режими електроспоживання ЕПК і окремих споживачів (за погодженим переліком).

2.3.12. Щорічне подання до ЕЕС списків персоналу ЕПК, який має право вести оперативні переговори, виконувати перемикання, приймати та передавати інформацію статистичного характеру. Додатково подають списки на одержання права виконувати роботи в електроустановках ЕЕС персоналом ЕПК на правах відряджених працівників (з переліком наданих персоналу прав на виконання робіт).

2.3.13. Керування плановими перемиканнями та ліквідацією аварій на обладнанні напругою 154 кВ і нижче (яке знаходиться в оперативному управлінні ЧД ЕПК) на ПС напругою від 220 кВ до 750 кВ, що належать ЕЕС.

2.3.14. Участь у роботі комісій ЕЕС з розслідування технологічних порушень у роботі обладнання напругою 154 кВ і нижче, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕПК, на ПС напругою від 220 кВ до 750 кВ (за згодою).

2.3.15. ЕПК надає ЦДС ЕЕС комплект інструкцій і регламентів роботи основного обладнання електромереж та електростанцій, які входять до складу ЕПК, і забезпечує їхній своєчасний перегляд і коригування.

Перелік цих інструкцій і регламентів є невід'ємним додатком до цього Положення.

2.4. Взаємодія ЕПК та ЕЕС ДП НЕК "Укренерго" з підготовки диспетчерів ЕПК та диспетчерів ЦДС ЕЕС

2.4.1. Перед допуском до дублювання на робочому місці вперше підготовлені диспетчери ЕПК повинні проходити в ЦДС ЕЕС ознайомлення з режимом роботи ЕС і співбесіду з керівниками ЦДС ЕЕС з питань оперативного управління обладнанням електричних мереж ЕПК, що знаходиться в оперативному управлінні чи віданні диспетчера ЦДС ЕЕС. Результати співбесіди оформлюють протоколом, складеним у довільній формі, в якому відзначають професійну готовність (неготовність) кандидата на посаду диспетчера ЕПК до співпраці з диспетчером ЦДС ЕЕС.

2.4.2. Диспетчери ЦДС ЕЕС і ДП НЕК "Укренерго" можуть ознайомлюватись з особливостями роботи електричних мереж ЕПК відповідно до програм, складених керівниками ЦДС ЕЕС чи диспетчерської служби ДП НЕК "Укренерго" на підставі листа, надісланого технічному керівникові ЕПК. ЕПК забезпечує необхідні умови для ознайомлення та виділяє для консультацій кваліфікованих фахівців.

III. Функції ДП НЕК "Укренерго" та ЕПК щодо забезпечення надійної паралельної роботи в складі ОЕС України

3.1. Планування та ведення режимів роботи ЕПК

3.1.1. У частині підготовки та ведення режимів роботи ЕПК у зоні, яку обслуговує ЕПК, установленій ДП НЕК "Укренерго", та в частині перспективного розвитку ЕПК на ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) покладають такі функції:

- розгляд і погодження річних і місячних графіків ремонту обладнання, підготовка і забезпечення режимних схем для виконання відключення обладнання (згідно з графіком ЕПК), яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС (за поданим ЕЕС переліком);

- участь у плануванні і контролі за дотриманням робочої потужності ТЕС ЕПК відповідно до вимог ГКД 34.20.544-96 "Планування та облік робочої потужності устаткування на теплових електростанціях і в енергокомпаніях Мінпаливенерго України. Методика";

- контроль за веденням автоматизованої добової відомості, її достовірністю;

- погодження схем нормальних і ремонтних режимів експлуатації електричних мереж напругою від 110 кВ до 154 кВ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС (за поданим до ЕЕС переліком) та які мають забезпечувати надійність роботи електричних мереж;

- погодження з ЕПК обсягів, термінів, умов модернізації та розроблення технічних умов на постачання обладнання (з підготовки тендерної документації у разі конкурсних торгів);

- погодження з ЕПК технічних умов на постачання обладнання та апаратури (розділи "Технічні специфікації", "Документація", "Випробування", "Терміни постачання", "Навчання за контрактом");

- одержання документації за контрактом, забезпечення її перекладу на українську мову (у разі застосування обладнання чи апаратури імпортного виробництва) і своєчасне її передавання відповідним підрозділам ЕПК і проектним організаціям;

- розроблення програми випробувань (перевірок) та експлуатаційної документації, погодження їх з ЕПК;

- технічне обслуговування нового обладнання та апаратури в терміни, погоджені з ЕПК;

- розроблення графіків напруги та їх виконання в контрольних точках електричних мереж, визначених ЕЕС;

- видача завдань та обробка даних контрольних вимірювань у визначених обсягах;

- виконання та надання в ЕПК розрахунків струмів короткого замикання на шинах напругою від 110 кВ до 154 кВ ПС напругою 220 кВ і вище, які належать ЕЕС. Надання в ЕПК схем стану нейтралей трансформаторів напругою 110 кВ і вище на ПС, які належать ЕЕС. Погодження пропозицій ЕПК про приведення фактичних значень струмів короткого замикання у відповідність до номінальних показників устаткування електричних мереж напругою від 110 кВ до 154 кВ і контроль за їх подальшою реалізацією. Виконання ЕЕС на договірній основі розрахунків струмів короткого замикання в електричних мережах напругою від 110 кВ до 154 кВ, які знаходяться на балансі ЕПК;

- виконання розрахунків, розроблення режимних принципів для засобів ПА системного значення, завдання з уставок ПА та місць їх розташування;

- виконання на договірній основі розрахунків струмів несинхронного увімкнення для визначення допустимості несинхронного увімкнення генераторів електростанцій;

- сумісно з проектними організаціями і ЕПК опрацювання схем "островів навантажень" електричних мереж, на які виділяються енергоблоки чи електростанції ЕГК та ЕПК дією АВВП;

- виконання необхідних розрахунків по обсягах АЧР, ЧАПВ та САВН системного значення, видача завдань ЕПК з їх обсягів і настроювання, контроль за виконанням цих завдань;

- погодження проектних схем плавки та запобігання утворенню ожеледі в електричних мережах напругою від 110 кВ до 154 кВ ЕПК, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, якщо в схемах задіяне обладнання ПС ЕЕС;

- режимне опрацювання заявок на ремонт обладнання і пристроїв ЕПК, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС;

- розроблення, перегляд, погодження і подання до ЕПК інструкцій щодо ведення режимів роботи і застосування ПА;

- видача відповідно до вказівок ДП НЕК "Укренерго" завдань ЕПК з обсягів, погодження графіків обмеження споживання електроенергії і потужності, графіків аварійного відключення споживачів електричної енергії. Участь у складанні спеціальних графіків аварійних відключень і координація цієї роботи. Ці роботи виконують згідно з вимогами Інструкції про складання та застосування графіків обмеження та аварійного відключення споживачів, а також протиаварійних систем зниження енергоспоживання та ГКД 34.35.511;

- методичне управління роботою режимних груп ДС ЕПК;

- аналіз "вузьких місць" в електричних мережах напругою від 110 кВ до 154 кВ ЕПК, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, розроблення заходів з їх ліквідації, видача відповідних рекомендацій ЕПК;

- подання до ЕПК результатів розрахунків струмів короткого замикання та реактансів на шинах ПС напругою від 110 кВ до 154 кВ і вище та шинах ПС напругою від 3,15 кВ до 330 кВ ТЕС для проведення розрахунків уставок пристроїв РЗ і ПА для ЕПК;

- погодження передпроектних опрацювань схем перспективного розвитку електричних мереж напругою від 110 кВ до 154 кВ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС;

- погодження проектів перспективного розвитку електричних мереж напругою від 110 кВ до 154 кВ, схем розподільчих пристроїв об'єктів електроенергетики напругою від 110 кВ до 154 кВ;

- погодження технічних умов на приєднання споживачів потужністю 5 МВт і більше згідно з вимогами Правил приєднання електроустановок до електричних мереж, затверджених постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України від 14.12.2005 № 1137 (із змінами), зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 19.01.2006 за № 42/11916;

- аналіз на договірній основі перспективних режимів роботи ЕПК з розподілу перетоків потужності, рівнів напруги, значень струмів короткого замикання і видача відповідних рекомендацій ЕПК;

- здійснення взаємодії з ЕПК у разі модернізації, заміни і введення нового обладнання, управління, моніторингу пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, які передаються в управління чи відання регіональної ЕЕС.

3.1.2. У частині взаємовідносин з ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) з підготовки та ведення режимів роботи обладнання та в частині перспективного розвитку ЕПК на ЕПК покладають такі функції:

- подання до ЕЕС прогнозного добового графіка споживання по ЕПК у терміни, передбачені інструкцією ЕЕС, розробленою згідно з вимогами ДП НЕК "Укренерго";

- подання до ЕЕС інформації, необхідної для складання графіків навантаження електростанцій ЕПК, в обсягах і в терміни, передбачені інструкцією ЕЕС, розробленою згідно з вимогами ДП НЕК "Укренерго", та даних про забезпечення паливом ТЕС;

- подання до ЕЕС на погодження місячних і річних графіків ремонту обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС (за наданими ЕЕС переліками);

- подання у визначені ЕЕС терміни результатів вимірювання режимів роботи електричних мереж;

- подання до ЕЕС погоджених з ДП "ДонОРГРЕС" показників обмежень потужностей електростанцій на наступний рік з розподілом по кварталах і місяцях;

- подання до ЕЕС показників планової робочої потужності для ТЕС, які входять до складу ЕПК, з розподілом по кварталах, місяцях, обґрунтованих пропозицій про коригування, звітів про використання установленої потужності, а також показників щодобової фактичної робочої потужності;

- подання до ЕЕС для погодження нормальних і ремонтних схем експлуатації електричних мереж ЕПК напругою від 110 кВ до 154 кВ і головних схем електростанцій, які входять до складу ЕПК, щодо обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, згідно з переліком, погодженим з ЕЕС;

- погодження обсягів, термінів й умов модернізації чи надання мотивованих відмовлень або альтернативних пропозицій;

- погодження технічних умов на постачання обладнання та апаратури, участь у всіх етапах робіт з їх модернізації, заміни чи введення в дію;

- забезпечення одержання документації за контрактом, її переклад на українську мову (у разі застосування обладнання чи апаратури імпортного виробництва) і своєчасне її передавання відповідним підрозділам ЕЕС і проектним організаціям;

- забезпечення включення під час комплектації груп для навчання на фірмах-постачальниках обладнання та апаратури до їх складу спеціалістів ЕЕС, які будуть забезпечувати вибір уставок та узгодження принципових схем в СРЗА, узгодження інструкцій з експлуатації цього обладнання та апаратури;

- залучення представників ЕЕС на технічні наради з представниками фірм-постачальників обладнання;

- забезпечення одержання для СРЗА від постачальників чи розроблення методичних вказівок з вибору уставок пристроїв РЗ і ПА імпортного виробництва, погодження їх з СРЗА першого рівня і надання в ЕЕС;

- розроблення програм випробувань (перевірок) та експлуатаційної документації, погодження їх з ЕЕС;

- приймання в експлуатацію нового обладнання та апаратури за участю представників ЕЕС;

- технічне обслуговування нового обладнання та апаратури в терміни, погоджені з ЕЕС;

- подання у визначені ЕЕС терміни результатів вимірювання режимів роботи електромереж;

- подання до ЕЕС паспортних даних і параметрів обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, допустимих навантажень обладнання за елементами схеми в нормальних та аварійних режимах;

- дотримання передбачених ЕЕС щодо АЧР, ЧАПВ, САВН обсягів підключеної потужності, настроювання уставок, а також подання до ЕЕС даних про розміщення АЧР, ЧАПВ, САВН на об'єктах ЕПК і обсяги підключеної до них потужності за результатами вимірювання;

- подання до ЕЕС даних про стан і результати випробування схем плавки ожеледі в електричних мережах напругою від 110 кВ до 154 кВ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС;

- розроблення та погодження з органами місцевої влади режимних заходів із забезпечення дотримання граничних значень щодо споживання та значень щодо обмеження споживання електроенергії і потужності та протиаварійних систем зниження електроспоживання (графіки обмеження, аварійного відключення, САВН, АЧР);

- подання до ЕЕС звітів за формою 1Б (ТВЕ) "Структура балансу електроенергії та технологічних витрат електроенергії на передачу по електричних мережах 154-0,38 кВ";

- виконання розрахунків режимів і сталості транзиту електроенергії через електричні мережі напругою від 110 кВ до 154 кВ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, генераторів електростанцій;

- подання на погодження до ЕЕС передпроектних напрацювань, схем розвитку, схем зовнішнього електропостачання споживачів, які стосуються розвитку та зміни електричних мереж напругою від 110 кВ до 154 кВ, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС;

- подання на погодження до ЕЕС проектної документації в частині питань змін і розвитку схем основної електричної мережі напругою від 110 кВ до 154 кВ і схем розподільчих установок об'єктів електроенергетики напругою від 110 кВ до 154 кВ;

- подання на погодження до ЕЕС технічних умов на приєднання споживачів потужністю 5 МВт і більше;

- подання до ЕЕС в узагальненому вигляді даних про видані технічні умови ЕПК на приєднання споживачів потужністю, меншою ніж 5 МВт (з прив'язкою до джерел живлення напругою від 110 кВ до 154 кВ), та про фактичні навантаження;

- подання до ЕЕС (щороку до 15 лютого) в узагальненому вигляді (однією цифрою по окремих ПС ЕПК) даних про потужність фактично приєднаних до електричних мереж ЕПК споживачів потужністю до 5 МВт (з прив'язкою до джерел живлення напругою від 110 кВ до 154 кВ).

3.2. Планування ремонтів основного обладнання, устаткування, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ ЕПК, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ДП НЕК "Укренерго" (ЦДС ЕЕС)

3.2.1. Надійність, економічність і стійкість роботи ОЕС України забезпечують якісним проведенням ремонтів основного обладнання електростанцій, ПЛ, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ та устаткування ПС системотвірної електричної мережі напругою від 220 кВ до 750 кВ, що великою мірою залежить від правильного їх планування. На проведення планування ремонтів електричної мережі напругою від 220 кВ до 750 кВ впливає стан розподільчих електричних мереж напругою від 110 кВ до 154 кВ і наявна потужність електростанцій, які належать ЕПК.

3.2.2. Довготермінове планування режиму роботи ОЕС України передбачає складання річних і місячних планів ремонту основного обладнання, устаткування електромереж та електростанцій, які входять до складу ЕПК, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ.

3.2.3. Короткотермінове планування режиму роботи ОЕС України передбачає складання тижневих планів ремонтів з метою проведення поточного коригування місячних планів залежно від реального режиму роботи ОЕС України, який може змінюватись через різні непередбачені обставини, а також залежно від об'єктивних причин необхідності зміни технології проведення ремонтів.

3.2.4. Планування ремонтів основного обладнання електричних мереж, ПЛ, устаткування ПС і пристроїв РЗ і ПА провадять з урахуванням планів ремонту блоків електростанцій (для основного обладнання ГЕС - з урахуванням сезонності режиму наповнення та спрацювання водосховищ).

3.2.5. Попередні річні плани ремонтів енергообладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС (ДП НЕК "Укренерго"), розробляють ЕПК і подають до відповідних ЕЕС.

3.2.6. ЕЕС розглядають надані ЕПК попередні річні плани ремонтів енергообладнання та передають плани ремонтів енергообладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ДП НЕК "Укренерго", із своїми зауваженнями та пропозиціями на узгодження в ДП НЕК "Укренерго".

3.2.7. ДП НЕК "Укренерго", одержавши попередні річні плани ремонтів енергообладнання ЕПК, перевіряє можливість забезпечення надійного режиму роботи ОЕС України і розробляє пропозиції з оптимізації ремонтної площадки основного устаткування ЕПК. Після внесення відповідних змін узгоджує попередні річні плани ремонту енергообладнання і передає їх в ЕЕС для подальшого передавання в ЕПК. ЕПК подає плани ремонтів, узгоджені ДП НЕК "Укренерго" і ЕЕС, на затвердження до Мінпаливенерго України.

3.2.8. Після остаточного погодження річних планів ремонтів Мінпаливенерго України видає наказ про затвердження річних графіків та обсягів ремонтів основного обладнання ЕПК (ремонтний наказ).

3.2.9. ЕПК розробляють місячні плани ремонтів основного обладнання електричних мереж та електростанцій на підставі ремонтного наказу Мінпаливенерго України та подають їх до відповідних ЕЕС.

3.2.10. ЕЕС направляють (із своїми зауваженнями) на узгодження в ДП НЕК "Укренерго" зведені по ЕС дані щодо місячних планів ремонтів основного обладнання електричних мереж та електростанцій ЕПК, яке знаходиться в оперативному віданні диспетчера ДП НЕК "Укренерго". Після розгляду та погодження ДП НЕК "Укренерго" направляє місячні графіки ремонтів в ЕЕС для подальшого опрацювання та передавання в ЕПК.

3.2.11. ЕПК також складають і подають у визначені терміни на затвердження до ЕЕС ДП НЕК "Укренерго" річні та місячні плани ремонту пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС та ДП НЕК "Укренерго". У цьому разі планування ремонтів пристроїв РЗ і ПА та ЗДТУ провадять з максимальним урахуванням планів ремонтів ПЛ та устаткування ПС. ЕЕС розглядають подані ЕПК плани ремонту, коригують з огляду на забезпечення надійного режиму роботи ЕС і подають на затвердження до ДП НЕК "Укренерго" плани ремонту обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ДП НЕК "Укренерго". ДП НЕК "Укренерго" розглядає подані ЕЕС плани ремонтів з огляду на забезпечення надійності режиму роботи ОЕС України і після коригування затверджує їх.

3.2.12. ЕЕС на підставі затверджених ДП НЕК "Укренерго" планів ремонту складають плани ремонту пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, що знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, які затверджує головний диспетчер ЕЕС.

3.2.13. Після затвердження плани ремонтів може коригувати тільки посадова особа, яка затвердила їх, за наявності достатнього обґрунтування (зміна обсягів фінансування, аварійні ремонти обладнання електричних мереж, незапланована зміна балансу потужності ОЕС України). Коригують у централізованому порядку внесенням змін: для річного плану - у місячні плани, а для місячного - у тижневі плани.

3.2.14. Терміни, форми подання та обсяг даних, необхідних для складання ЕЕС річних, місячних і тижневих планів ремонту, визначає для ЕПК відповідна ЕЕС.

3.2.15. Виведення в ремонт устаткування ПС, підстанційного обладнання приєднань ПЛ, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні диспетчера ЕЕС або ДП НЕК "Укренерго", навіть за затвердженими планами повинно оформлюватись письмовими заявками або через електронну систему передачі заявок. Порядок подання заявок на виконання ремонтів обладнання та прийняття рішень провадять згідно з вимогами Інструкції про порядок виведення в ремонт ліній електропередавання, обладнання електростанцій, мереж, пристроїв РЗ, ПА, САРЧП, засобів АСДУ та АСОЕ ОЕС України. На підставі цієї Інструкції в ЕЕС розробляють відповідну інструкцію і направляють в ЕПК.

3.3. Експлуатація пристроїв РЗ і ПА, установлених на об'єктах електроенергетики ЕПК

3.3.1. Основним принципом визначення взаємовідносин між ЕЕС та ЕПК з питань експлуатації пристроїв РЗ і ПА є поділ первинного устаткування і пристроїв РЗ і ПА на групи залежно від оперативного підпорядкування (оперативного управління та відання).

3.3.2. Основною функцією ЕЕС у взаємовідносинах з ЕПК є визначення і вибір принципів виконання, типів схем, уставок і характеристик пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні ЧД ЕЕС, а також погодження принципів виконання, типів схем, уставок і характеристик тих пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному віданні ЧД ЕЕС, але вибір уставок і схем щодо яких здійснює ЕПК (перелік цих пристроїв РЗ і ПА складає ЕЕС).

3.3.3. У взаємовідносинах з ЕПК з питань експлуатації пристроїв РЗ і ПА на ДП НЕК "Укренерго" (ЕЕС) покладають такі функції:

а) визначення схем, уставок і характеристик пристроїв РЗ і ПА устаткування ТЕС і електричних мереж ЕПК, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС;

б) погодження уставок і схем пристроїв РЗ і ПА устаткування ЕПК, яке знаходиться в оперативному віданні ЧД ЕЕС, але вибір яких здійснює ЕПК. Погодження застосування нових пристроїв РЗ і ПА для цього устаткування;

в) подання інформації з питань експлуатації пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, розроблення технічних рішень і заходів, спрямованих на підвищення надійності роботи ЕЕС;

г) складання квартальних і річних звітів про роботу пристроїв РЗ і ПА, які знаходяться в оперативному управлінні або віданні ЧД ЕЕС, розроблення заходів щодо запобігання порушенням у їх роботі;

ґ) розроблення методик та інструкцій з питань експлуатації пристроїв РЗ і ПА системного значення, установлених у ЕПК, подання до ЕПК інформації з питань зміни режиму експлуатації пристроїв РЗ і ПА системного значення на підставі вказівок, оперативно розроблених ДП НЕК "Укренерго" з урахуванням вимог ГКД 34.35.604-96 "Техническое обслуживание устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики, дистанционного управления и сигнализации электрических станций и подстанций 110-750 кВ. Правила";



вгору