2. Обладатели лицензий на транспорт электрической энергии и центральной диспетчерской деятельности в процессе своей деятельности должны подчиняться правилам и установленным требованиям  Технических норм, указанных в пункте 1.

    3. Контроль за соблюдением настоящего поста­новления возложить на управление регулирования и лицензирования.

Технические нормы для передающих электросетей

I. ВВЕДЕНИЕ

    2. Нормы представляют собой нормативный акт, который является частью системы регулирования передачи электроэнергии и единого оперативно–технологического управления ЭЭС.

    [Пкт.2 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

Цель

    4. Нормы направлены на:

    a) определение набора правил для обеспечения регламентируемого и недискриминационного доступа пользователей к СЭП;

    [Пкт.4 подпкт.а) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    b) определение набора правил для диспетчерского управления ЭЭС;

    [Пкт.4 подпкт.b) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    c) определение ответственности и обязательств OПСС и всех пользователей СЭП;

    d) подробное описание технических параметров качества функционирования СЭП;

    e) определение процедур диспетчерского управления генерирующими блоками в соответствии с правилами рынка электроэнергии;

    f) определение технических требований для присоединения к СЭП;

    g) определение технических требований для диспетчеризируемых блоков, присоединенных к электрораспределительным сетям;

    h) определение принципов развития СЭП;

    i) определение пунктов сопряжения и потоков информации между OПСС и поль­зователями СЭП.

    Область применения

    5. Нормы регулируют деятельность OПСС и центров диспетчерского управления и применяются без дискриминации к пользователям СЭП.

    6. Пользователи СЭП обязаны соблюдать положения норм.

    Полномочия и компетенции

    8. OПСС предоставляет общественную услугу всем пользователям СЭП, обеспечивая недискриминационный доступ к СЭП в соответствии с законом любому заявителю, который выполняет технические требования, предусмотренные настоящими нормами.

    [Пкт.8 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    9. В соответствии с Законом об электроэнергии, и настоящими нормами OПСС осуществляет следующую основную деятельность:

    [Пкт.9 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    а) единое оперативно–технологическое управление энергетической системой и передача электрической энергии по СЭП;

    [Пкт.9 подп.а) в редакции ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    b) эксплуатация и развитие передающей электросети, связи и информационной технологии в соотношении с производственной и распре­делительной системами;

    [Пкт.9 подп.b) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    c) обеспечение работы национальной системы передачи электроэнергии при соблюдении качества, надежности, экономической эффективности и защиты окружающей среды;

    d) эксплуатация межсистемных связей и между­народного транзита электроэнергии;

    e) обеспечение межсистемных связей и оптимальных условий параллельного функционирования с электро­энергетическими системами других стран;

    f) внедрение специализированных программ по опре­де­лению параметров оптимального функционирования национальной электроэнергетической системы; осуществление обмена электроэнергией с внешними партнерами межсистемной связи на местном рынке баланса электроэнергии в целях избежания неуравно­вешенности между производством и потреблением;

    g) координирование услуг по подключению к СЭП в целях установления технических условий для установок потребителей;

    h) координирование деятельности в области им­порта-экспорта или транзита.

    [Пкт.10 утратил силу ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    Сокращения

    [Таблица изменена ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

II. СИСТЕМНАЯ УСЛУГА И УСЛУГА

ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

    [Часть II подзаголовок изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    b) обеспечивает услугу передачи электрической энергии по СЭП для пользователей СЭП в соответствии с заключенными договорами;

    [Пкт.12 подпкт.b) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    c) разрабатывает:

    - программу оптимального развития СЭП на основе перспективных исследований в соответствии с положениями настоящих норм;

    - программы ревизий/ремонта установок СЭП;

    - специфические программы обучения и исследований для установок в СЭП.

    d) предлагает тарифы на услугу передачи в соответствии с методологией, утвержденной агентством;

    e) проводит анализ и согласовывает выполнение технических условий по присоединению пользователей СЭП в соответствии с установленными нормами;

    f) периодически выполняет, модернизирует, развивает, проверяет и поддерживает измерительное оборудование электрической энергии в соответствии с требованиями Положения об измерении электрической энергии в коммерческих целях утвержденным Постановлением НАРЭ № 382 от 2 июля 2010 г. и принимает заявку от пользователей услуги передачи электрической энергии для участия в проверке или чтения показаний измерительного оборудования;

    [Пкт.12 подпкт.f) в редакции ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    g) выполняет, эксплуатирует, модернизирует и развивает системы защиты и автоматики в СЭП;

    h) выполняет, содержит, модернизирует и развивает собственные инфраструктуры информатики и телекоммуникаций, и обеспечивает информационные и телекоммуникационные услуги для собственных нужд и третьим сторонам на договорной основе с соблюдением правовых положений;

    i) выполняет, содержит, модернизирует и развивает централизованную систему SCADA и информационные системы сопряжения с местными системами SCADA, которые позволят проводить оперативный контроль и управление ЭЭС;

    [Пкт.12 подпкт.i) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    j) контролирует и оценивает рабочую надежность установок в СЭП;

    k) оценивает показатели надежности установок в соответствии с положениями действующих технических норм с целью обоснования развития и модернизации СЭП;

    l) обеспечивает услугу трансформации и/или подключения для пользователей СЭП.

    13. OПСС обязано максимум в течение 15 рабочих дней с момента получения заявки на заключение договора о предоставлении услуг передачи от одного из обладателей лицензии или независимого потребителя, подключенного к СЭП, сделать предложение и в случае его принятия заключить договор.

    14. OПСС должно предоставить услугу передачи электрической энергии таким образом, чтобы полностью обеспечить технические условия, необходимые для взаимосвязанного синхронного функционирования посредством:

    [Пкт.14 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    a) обеспечения пропускной способности линий межсистемной связи, достаточной для выполнения критерия надежности “N-1” в запрограммированной рабочей схеме, без того чтобы негативно влиять с технической или экономической точки зрения на работу соседних электроэнергетических систем;

    b) обеспечения оснащения СЭП системами защиты, автоматики, первичной коммутации и приводов, которые позволят быстро и эффективно изолировать нарушения в передающей электросети и избегать их распространения;

    [Пкт.14 подпкт.b) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    c) обеспечение систем регулирования напряжения с целью их поддержания в пределах, предусмотренных настоящими нормами, и выполнение обмена реактивной энергией с соседними электроэнергетическими сис­темами.

    15. OПСС является ответственной за администрирование технической документации и норм, регулирующих порядок проектирования, функциони­рования, содержания и развития установок, составляющих СЭП. В этом контексте OПСС периодически пересматривает данные нормы и в случае необхо­димости выдвигает предложения по их перес­мотру.

    16. OПСС управляет электрической энергией для покрытия технологического расхода в СЭП в соответствии с установленными ограничениями.

    [Пкт.16 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    17. Технологический расход в СЭП покрывается по договорам, заключенным OПСС.

    [Пкт.17 в редакции ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    Системная услуга

    18. OПСС является единственным поставщиком системной услуги. Системная услуга предоставляется всем пользователям СЭП с целью обеспечения:

    a) надежной работы ЭЭС;

    [Пкт.18 подпкт.а) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    b) эффективная работа рынка электрической энергии в условиях конкуренции, прозрачности и отсутствия дискриминации;

    [Пкт.18 подпкт.b) в редакции ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    c) постоянного поддержания нормированных параметров электрической энергии у всех участников рынка;

    d) восстановления работы ЭЭС после коллапса во всей системе или в какой-либо зоне.

    [Пкт.18 подпкт.d) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    19. В целях реализации системной услуги OПСС использует:

    a) собственные ресурсы, состоящие из функциональных системных услуг, которые OПСС предоставляет, используя специфические полномочия и технические средства;

    b) приобретенные ресурсы, состоящие из технологи­ческих системных услуг.

    20. Функциональные системные услуги представ­ляют собой оперативную деятельность OПСС и направлены на обеспечение следующих функций:

    a) оперативное управление;

    b) оперативное программирование;

    c) оперативное планирование ЭЭС.

    [Пкт.20 подпкт.c) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    21. Технологические системные услуги предостав­ляются пользователями СЭП и используются OПСС с целью обеспечения:

    a) компенсации колебаний нагрузки в ЭЭС соот­ветственно регулированию частоты и сальдо-перетока ЭЭС;

    [Пкт.21 подпкт.а) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    b) компенсации отклонений от программы работы ЭЭС, соответственно поддержание резервной активной мощности;

    [Пкт.21 подпкт.b) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    c) регулирование напряжений в СЭП;

    d) компенсации технологического расхода в СЭП;

    e) восстановление работы ЭЭС после коллапса во всей системе или в какой-либо зоне.

    [Пкт.21 подпкт.e) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    22.  Технологические системные услуги выпол­няются посредством следующих средств (ресурсов):

    a) систем первичного регулирования частоты;

    b) систем вторичного регулирования частоты и мощности;

    c) автоматического отключения нагрузки посредством автоматических систем;

    d) местных систем регулирования напряжения;

    e) автоматических систем изолирования на собственные нужды и автоматического пуска генерирующих блоков с целью восстановления работы ЭЭС после коллапса во всей системе или в какой-либо зоне;

    f) диспетчеризируемых потребителей, которые уменьшают свою нагрузку или которые могут быть отключены по требованию OПСС в случае существования соответствующего договора.

    23. OПСС отвечает за надежность работы ЭЭС и, как следствие, имеет безусловное право использования и контроля над всеми технологическими системными услугами.

    [Пкт.23 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    24. По требованию OПСС поль­зователи СЭП предоставляют технологические системные услуги в соответствии с техническими характеристиками их установок, с целью обеспечения надежности работы ЭЭС.

    [Пкт.24 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    25. Поставщики технологических системных услуг устанавливаются OПСС посредством специфических процедур. Данные процедуры включают и возможности по предоставлению некоторых отклонений на ограниченный срок для соответствия некоторым условиям квалификации.

    26. Определенные с этой целью пользователи СЭП могут заключать контракты на предоставление технологических системных услуг.

    27. OПСС требует безусловного предоставления технологических услуг с целью реализации надежности работы ЭЭС, в первую очередь от поставщиков технологических системных услуг, которые имеют предложения и которые заключили контракты на технологические системные услуги, а в обоснованных случаях и от пользователей СЭП, с которыми не имеет контрактов.

    [Пкт.27 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    28. Технологические системные услуги, которые не законтрактованы, но которые востребованы OПСС и предоставляются соответствующими поставщиками технологических системных услуг, оплачиваются на основе специальных положений рынка электрической энергии.

    Технологические системные услуги, используемые для обеспечения устойчивости частоты

    Резервы мощности

    29. Резервы мощности классифицируются, в зависимости от времени и метода (ручной или автоматический) их мобилизации, следующим образом:

    a) резерв первичного регулирования;

    b) резерв вторичного регулирования;

    c) резерв быстрого третичного регулирования (“минутный” резерв);

    d) медленный третичный резерв.

    30. Основные уставки регулятора скорости (зона нечувствительности, постоянный статизм, заданное значение частоты) и местного перераспределителя блоков, участвующих во вторичном регулировании (скорость загрузки/разгрузки блока, заданное значение частоты, одновременное функционирование, или вне первичного и вторичного регулирования), находятся в распоряжении OПСС в пределах заявлен­ных и проверенных при пуске в работу.

    Резерв первичного регулирования

    31. Резерв первичного регулирования должен быть автоматически и полностью мобилизован, максимум в течение 30 с, при квазистационарном отклонении частоты в ± 200 мГц от заданного значения и должен оставаться в работе минимум в течение 15 минут, если отклонение сохраняется.

    32. Все производители электрической энергии обязаны обеспечить первичное регулирование в соответствии с требованием OПСС посредством собственных диспетчеризируемых блоков или посредством сотрудничества с другими производителями.

    33. Резерв первичного регулирования должен быть распределен наиболее равномерно в ЭЭС.

    [Пкт.33 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    34. Производственные предложения произво­дителей должны принимать во внимание обязанность поддержания в наличии резерва первичного регули­рования в соответствии с техническими характе­ристиками каждого генерирующего блока.

    Резерв вторичного регулирования

    35. Резерв вторичного регулирования - это резерв, который при отклонении частоты и/или сальдо-перетока ЭЭС от заданного значения может быть автоматически полностью мобилизован максимум в течение 15 минут.

    [Пкт.35 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    36. Резерв вторичного регулирования имеет роль участия в восстановлении резерва первичного регулирования и приведения частоты и сальдо-перетока ЭЭС к запрограммированному значению.

    [Пкт.36 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    37. OПСС устанавливает как в целях программирования и планирования работы генери­рующих блоков, так и в целях диспетчеризации необходимый резерв вторичного регулирования и его перераспределение по блокам.

    38. Производители обеспечивают, в рамках технических характеристик блоков, резерв вторичного регулирования в соответствии с требованием OПСС.

    Резерв третичного регулирования (“минутный” резерв)

    39. Резерв третичного регулирования предназначен для быстрого восстановления (максимум 15 мин.) резерва вторичного регулирования и участия в регулировании частоты и запрограммированного сальдо-перетока ЭЭС.

    [Пкт.39 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    40. “Минутный” резерв предоставляется в виде вращающегося резерва или в виде быстрого третичного резерва.

    41. “Минутный” резерв нагружается произво­дителем, по требованию OПСС, на запрашиваемый период времени.

    Медленный третичный резерв

    42. Медленный третичный резерв предназначен для восстановления “Минутного” резерва, обеспечивая баланс производства и потребления в случае появления некоторых длительных отклонений от установленной программы.

    43. Медленный третичный резерв загружается производителями по распоряжению OПСС на запрашиваемый период времени.

    Технологические системные услуги, используемые для обеспечения устойчивости напряжения

    44. Устойчивость напряжения реализовывается при координации OПСС путем участия с собственными регулирующими установками, регули­рующими установками производителей, OПСС и потребителей. Устойчивость напряжения в разграничительных узлах реализовывается в сотрудничестве с операторами соседних электроэнергетических систем.

    [Пкт.44 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    45. Производители обязаны обеспечить производство/потребление реактивной мощности генерирующими блоками по требованию OПСС в соответствии с условиями присоединения к СЭП.

    46. OПСС, операторы распределительных сетей и потребители, подключенные к СЭП, должны компенсировать потребление/производство реактивной мощности в собственной сети. Могут допускаться обмены реактивной мощности между СЭП и распределительными сетями или потребителями, подключенными к СЭП, если эти обмены не влияют на надежность работы ЭЭС.

    [Пкт.46 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    47. Обмены реактивной мощностью между СЭП и распределительными сетями или потребителями, подключенными к СЭП, которые влияют на экономи­ческую эффективность работы соответствующих партнеров, могут производиться на основе заключенных между ними контрактов.

    Технологические системные услуги, используемые для обеспечения восстановления работы ЭЭС после полного отсутствия напряжения при масштабных авариях или системном коллапсе

    [Пкт.47 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    48. Быстрое восстановление работы ЭЭС реализуется при использовании источников напряжения, таких как:

    [Пкт.48 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    a) генерирующие блоки с автоматическим пуском;

    b) генерирующие блоки, изолированные на собственные нужды;

    c) островные генерирующие блоки для какой-либо потребительской зоны;

    d) межсистемные связи с соседними электро­энергетическими системами.

    49. Источники напряжения должны позволять восстановление снабжения вспомогательных служб генерирующих блоков, не успевших изолироваться на собственные нужды, а также электростанций и подстанций, включенных в восстановительные трассы.

    50. Участие генерирующих блоков в восстановлении работы ЭЭС обеспечивается посредством условий подключения или/и посредством Плана восстановления работы ЭЭС, в зависимости от нужд ЭЭС.

    [Пкт.50 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    51. Производители должны обеспечить на каждой электростанции изолирование, по крайней мере, одного генерирующего блока на собственные нужды.

    52. OПСС разрабатывает и периоди­чески пересматривает План восстановления работы ЭЭС.

    [Пкт.52 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    53. OПСС осуществляет координацию с операторами соседних систем планов восстановления работы электроэнергетических систем, которые участвуют в межсистемной связи.

    54. OПСС устанавливает с пользо­вателями СЭП право прибегнуть к мощности, которая изолирована на собственные нужды, формированию острова с потребительской зоной и к автоматическому пуску генерирующих блоков для обеспечения услуги “восстановление работы” в соответствии с условиями подключения.

    55. Пользователи СЭП обязаны сотрудничать с OПСС при разработке Плана восстановления работы ЭЭС и его испытании.

    [Пкт.55 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    56. Меры по восстановлению работы ЭЭС будут приняты предприятием OПСС, произ­водителями и операторами распределительных сетей при коорди­нации OПСС в соответствии с планами вос­становления работы и в зависимости от конкретной ситуации.

    [Пкт.56 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    57. Пользователи СЭП обязаны действовать для восстановления работы ЭЭС и демонстрировать OПСС способность выполнять условия воссоединения.

    [Пкт.57 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    58. В процессе восстановления работы ЭЭС каждый оператор распределительных сетей и потребитель выполняют распоряжения OПСС, касающиеся распределения на этапы по времени и объемам восстановления потребления.

    [Пкт.58 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    59. Ручное или автоматическое отключение потребления необходимы для того, чтобы позволить сохранить функционирование ЭЭС в чрезвычайных ситуациях, характеризующихся появлением временного дефицита энергии или мощности.

    [Пкт.59 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    60. Один раз в семестр OПСС пересматривает списки из Норматива отключения вручную некоторых категорий потребителей электрической энергии и Норматива поэтапного ограничения потребления электрической энергии в особых ситуациях в ЭЭС. Для этих целей OПСС получает от операторов распределительных сетей необходимые данные, касающиеся потребителей, подключенных к ЭРС.

    [Пкт.60 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    Требования, касающиеся телеинформационной системы, необходимой для выполнения системной услуги в ЭЭС (диспетчерского управления)

    61. Телеинформационная система состоит из совокупности средств технического обеспечения – аппаратного и программного, посредством которых обеспечивается в режиме реального времени и в автономном режиме необходимая информация для диспетчерского управления энергетическими установками (измерения, сигналы, тревожные сигналы, распоряжения, регулирование и так далее).

    62. Телеинформационная система включает в себя оборудование по сбору, передаче и обработке информации энергетических установок и/или диспетчерских центров.

    63. Электропитание телеинформационных систем, используемых в диспетчерском управлении, выполняется от автономных источников.

    Система автоматического сбора и обработки данных (EMS SCADA)

    64. Диспетчерские центры OПСС должны быть оборудованы собственной системой автоматического сбора и обработки данных (EMS SCADA), относящейся к сети электропередачи и станциям/гидроэлектростан­циям, которые включают в себя диспетчеризируемые блоки.

    65. Диспетчерские центры операторы распределительных сетей должны быть оборудованы собственными системами автоматического сбора и обработки данных (DMS SCADA), относящимся к сети 110 кВ, которая может работать закольцовано, а также для недиспет­черизируемых предприятий-производителей, которые выдают в электрораспределительные сети.

    [Пкт.65 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    66. Между системами EMS SCADA OПСС и системами DMS SCADA операторы распределительных сетей, а также между системами DMS SCADA распределительных предприятий операторов распределительных сетей производится обмен данными в режиме реального времени в соответствии с требованиями диспетчерского управления ЭЭС. Данные обмены выполняются на основе договоренностей между сторонами.

    [Пкт.66 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    67. Тип, объем и частота обновления данных для каждой системы EMS SCADA/DMS SCADA и установки определяются с учетом нужд диспетчерского управления.

    68. Системы EMS SCADA/DMS SCADA должны позволять архивирование информации, необходимой для анализа работы ЭЭС в соответствии с требованиями диспетчерского управления.

    [Пкт.68 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    69. Системы EMS SCADA/DMS SCADA должны обеспечивать проверку достоверности данных и возможность их ввода вручную по необходимости.

    70. Для каждой установки, подключенной к передающей электросети, ее управляющий должен обеспечить сбор и передачу информации в системы EMS SCADA в соответствии с требованиями OПСС.

    [Пкт.70 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    71. Требования предыдущего пункта будут запрошены пользователем еще на стадии проектирования. Проверка их внедрения будет являться условием для согласования заявки на присоединение.

    Система голосовой телекоммуникации

    72. Реализация голосовой телекоммуникационной связи для диспетчерского управления выполняется по собственным и/или арендованным каналам передачи.

    73. Все диспетчерские центры должны быть оснащены собственными телефонными станциями и установками автоматической записи оперативных переговоров.

    74. Станции с диспетчеризируемыми блоками и электрические подстанции сети электропередачи должны быть оборудованы собственными телефонными станциями.

    75. Оператор передающей сети и системы должен иметь прямые телефонные каналы связи с операторами соседних электроэнер­гетических систем.

    [Пкт.75 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    76. Станции с недиспетчеризируемыми блоками и электрические подстанции электрораспределительной сети должны быть оборудованы телефонными каналами связи с диспетчерскими центрами их непосредствен­ного управления.

    77. Электрические подстанции сети электропе­редачи, которые располагают уровнем напряжения 110 кВ и ниже, должны иметь телефонные каналы связи также и с диспетчерскими центрами, которые располагают непосредственным управлением на этих подстанциях.

    78. Диспетчерские центры с взаимоотношениями оперативного/функционального подчинения должны быть обеспечены телефонной связью между собой через два независимых канала, по крайней мере один из которых должен быть прямым.

    79. Все диспетчерские центры в обязательном порядке должны располагать телефонным каналом связи через сеть общего пользования.

    80. Диспетчерские центры, оперативно не подчиняющиеся, но которые имеют оперативные отношения между собой, предусматриваются с прямой телефонной связью между ними в зависимости от обстоятельств, важности и объема оперативных отношений между ними или от необходимости установки резервной связи.

    81. Электростанции и подстанции, находящиеся в непосредственном управлении ОПСО или территориальных филиалов ОПСО, должны иметь по крайней мере два прямых канала для голосовой телекоммуникационной связи с соответствующим диспетчерским центром.

    [Пкт.81 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    82. Реализация телефонной связи с диспетчерскими центрами входит в обязанность управляющих соответствующих электростанций и подстанций.

    83. Оперативный персонал и персонал опера­тивного управления имеют преимущество в использовании телекоммуникационных каналов связи для ведения переговоров оперативного характера. С этой целью вся телекоммуникационная связи выполняется через диспетчерские телефонные станции – если они обслуживают и другие отделения – с технической возможностью диспетчера перенимать телефонную связь в случае необходимости.

    84. Управляющие организации обязаны обеспечить реализацию, аренду, содержание и оплату стоимости каналов телекоммуникации и телемеханики, необходимых для связи между собственными установками и диспетчерским центром, который располагает непосредственным управлением, и между собственным диспетчерским центром и вышестоящим диспетчерским центром. Что касается каналов связи, обеспеченных через собственную сеть ОПСО, их реализация и содержание выполняются по договоренности с ним.

    [Пкт.84 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    85. Вмешательства для устранения неисправностей каналов телекоммуникационной связи для деятельности оперативного управления выполняются в наиболее короткие сроки в целях обеспечения выполнения нормального диспетчерского управления.

    Центральный регулятор частоты и мощности

    86. Центральный диспетчерский пункт наделен центральным регулятором частоты и мощности с техническими характеристиками, соответствующими требованиям ENTSO-E.

    [Пкт.86 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    87. Центральный регулятор частоты и мощности должен позволять присоединение всех блоков, квали­фицированных для услуги вторичного регулирования.

III. ТРЕБОВАНИЯ ПО КАЧЕСТВУ УСЛУГИ

ПЕРЕДАЧИ И СИСТЕМНОЙ УСЛУГИ

    90. При взаимосвязанной работе с другими электроэнергетическими системами, в случае отключения самого большого генерирующего блока в синхронной зоне, не существует условий для действия автоматики АЧР, а частота вернется к квазистационарному значению, находящемуся в нормированных рамках посредством использования резерва первичного, вторичного и третичного регулирования.

    Напряжение в СЭП

    91. В точках разграничения с электроустановками пользователей СЭП установленные отклонения напряжения характеризуются двумя величинами – допустимое отклонение ± 5% и крайнее допустимое отклонение ± 10% от номинального напряжения электрической сети в соответствии с национальным стандартом ГОСТ 13109.

    [Пкт.91 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    92. Нормальными значениями напряжения передающей сети определены максимальными и минимальными допустимыми значениями напряжения (U cr) и максимального рабочего напряжения (U max). Максимальное значение напряжения лимитировано максимальным рабочим напряжением силовых трансформаторов согласно ГОСТ – 721. Минимальные значения для сети 110 кВ и выше лимитированы критическим напряжением, определяемым из условий стабильной работы ЭЭС, согласно нормативно-техническим актам. Для сетей 35 кВ и ниже, минимальные значения напряжения определены ГОСТ-13109. Эти допустимые значения являются:

    [Пкт.92 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    a) в любой точке электросети 400 кВ допустимый диапазон напряжения находится между 380 кВ и 420 кВ;

    b) в любой точке электросети 330 кВ допустимый диапазон напряжения находится между 297 кВ и 363 кВ;

    c) в любой точке электросети 110 кВ допустимый диапазон напряжения находится между 99 кВ и 121 кВ;

    d) в любой точке электросети 35 кВ допустимый диапазон напряжения находится между 31,5 кВ и 38,5 кВ.

    Качество кривых напряжения и тока

    93. Качество кривых напряжения и тока соответствует действующим техническим нормам согласно  приведен­ным в таблице № 1.

Таблица № 1: Требования, касающиеся качества кривых напряжения и тока

    Надежность работы

    94. СЭП рассчитывается и ее работа обеспечивается таким образом, чтобы соблюдался критерий надежности (N-1), критерий статической устойчивости и условия динамической устойчивости.

    95. Исключением от данного правила составляют случаи потребителей или зон потребления, которые в запрограммированной схеме питаются радиально через один единственный элемент сети (линия, трансформатор или автотрансформатор), без резерва в другом элементе сети, а также случаи генерирующих блоков, которые подключены к ЭЭС через один единственный элемент сети.

    [Пкт.95 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    96. Предположительное событие, которое имеет в качестве эффекта потерю некоторых элементов ЭЭС (генерирующих блоков, элементов сети электро­передачи, компенсаторных установок и так далее), не должно привести к влиянию на надежность взаимо­связанной работы, приводя к каскадным отключениям или потере большого объема потребления; остающиеся в работе элементы сети должны быть способны выдержать результирующею дополнительную нагрузку, отклонение напряжения и переходный режим, вызванный исходным нарушением.

    [Пкт.96 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    97. OПСС определяет, основываясь на собственном опыте, набор возможных аварийных событий, принятых во внимание в оперативном программировании и планировании и в режиме реального времени для соблюдения вышеуказанного условия.

    98. В случае значительных возмущений, которые ставят под угрозу работу ЭЭС в целом или какой-либо важной ее зоны, применяются автоматически и/или вручную по распоряжению OПСС меры в соответствии с Нормативом отключения вручную не­которых категорий потребителей электрической энергии, Нормативом поэтапного ограничения потребле­ния электрической энергии в особых ситуациях в ЭЭС, Планом защиты ЭЭС от существенных возмущений и Планом восстановления работы ЭЭС.

    [Пкт.98 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    99. OПСС несет ответственность за оценку показателей рабочих характеристик на уровне СЭП в соответствии с действующими положениями, приведенными к европейским нормам.

    100. Вычисленными показателями рабочих характеристик являются:

    a) среднее время отключения;

    b) показатель критичности;

    c) показатель ‘минуты системы’.

    101. Показателями надежности, рассчитанными для каждого узла СЭП, являются:

    a) среднее время отключения;

    b) среднее число отключений с последующим ремонтом;

    c) среднее число отключений с последующими маневрами.

    Критерий (N–1) в диспетчерском управлении СЭП

    102. Критерий (N-1), примененный в эксплуатации СЭП, выполняется, если простое аварийное событие не имеет как следствие:

    a) перерывы в снабжении потребителей электри­ческой энергией;

    b) переход в стационарный режим работы, в рамках которого существуют нарушения допустимых пределов тока (установленные на неопределенный срок и соответственно на ограниченный период времени) и напряжения, которые как следствие приводят к повреждению оборудования;

    c) переход в стационарный режим работы, в котором значения напряжения не вписываются в допустимые диапазоны; допускается, как соответствие критерию, спад напряжения до 360 кВ (в сети 400 кВ), 300 кВ (в сети 330 кВ), 90 кВ (в сети 110 кВ), 32 кВ (в сети 35 кВ) после аварийного события, если посредством оперативных мер по загрузке/разгрузке некоторых блоков или/и изменения конфигурации сети, происходит возврат к нормальным значениям в течение интервала времени в 15 минут;

    d) нарушение допустимых пределов мощности короткого замыкания в узлах;

    e) потеря устойчивости ЭЭС;

    [Пкт.102 подпкт.e) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    f) отключение другого оборудования СЭП, за исключением того, которое отключается посредством автоматики, специально предусмотренной против распространения какой-либо аварии в соответствующей ситуации;

    g) потеря характера единства ЭЭС.

    [Пкт.102 подпкт.g) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    103.Под простым аварийным событием подра­зумевается отключение одного-единственного элемента ЭЭС, которым может быть:

    [Пкт.103 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    a) линейная цепь;

    b) обе цепи двухцепной линии на общих опорах, если длина общей части больше 10 км;

    c) трансформатор или автотрансформатор;

    d) компенсирующее оборудование (емкостное или индуктивное);

    e) один генерирующий блок или больше одного генерирующего блока в случае, если они подсоединены к сети через один-единственный элемент;

    f) сосредоточенное потребление в случае правильного функционирования защиты и автоматики ЭЭС.

IV. ПЛАНИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ СЕТИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

    105. Исходя из установленных функций, OПСС обязано разрабатывать планы развития по передаче электрической энергии в соответствии с фактическим уровнем потребления электрической энергии и его развитием, включая методы финансирования и реализации инвестиций, вытекающих из этого плана, с принятием во внимание и планов обустройства и систематизации территории, пересеченной установками электропередачи.

    [Пкт.105 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    106. Технические критерии проектирования, а также процедуры и нормы, применяемые в планировании развития СЭП, должны соблюдаться всеми пользователями СЭП при планировании развития собственных установок присоединения к СЭП.

    107. Деятельность по планированию развития СЭП производится в соответствии с национальной стратегией и политикой в энергетике.

    108. Необходимые данные для планирования развития СЭП предоставляются OПСС в обязательном порядке пользователями СЭП, следующим образом:

    а) все существующие и потенциальные производители;

    b) все Операторы распределительной сети и независимые потребители;

    [Пкт.108 подпкт.b) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    c) все поставщики, лицензированные агентством.

    109. План развития представляется Агентству на утверждение в соответствии с требованиями Закона об электрической энергии. План развития публикуется на web-странице OПСС.

    [Пкт.109 в редакции ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    110. План развития СЭП должен предусматривать:

    [Пкт.110 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    a) покрытие потребления мощности и электрической энергии в условиях надежности и экономической эффективности в соответствии с национальной политикой в энергетике;

    b) корреляцию действий между OПСС и участниками рынка электрической энергии в отношении любой запрашиваемой услуги, которая может повлиять на надежность работы ЭЭС;

    [Пкт.110 подпкт.b) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    c) зональные возможности для присоединения и пользования СЭП в зависимости от прогноза развития потребления и необходимость в новых установленных мощностях в целях эффективного функционирования в условиях надежности;

    d) определение уровня резерва в ЭЭС для производства и передачи электрической энергии при пиковой нагрузке в соответствии с расчетными требованиями.

    [Пкт.110 подпкт.d) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    111. Деятельность по планированию развития СЭП имеет следующие цели:

    a) обеспечить развитие СЭП таким образом, чтобы она была соответствующим образом рассчитана для передачи объема электрической энергии, прогнозируемого для производства, импорта, экспорта и транзита и разработать план перспективного развития;

    b) обеспечить работу в условиях надежности ЭЭС и позволить передачу электрической энергии на соответствующем уровне качества в соответствии с положениями настоящих норм;

    c) конкретизировать результаты деятельности по планированию развития путем:

    [Пкт.111 подпкт.c) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    - инициации необходимых процедур для продвижения новых инвестиций в СЭП, определенные как эффективные;

    - оценки предельных затрат на длительный срок в каждый узел СЭП;

    - предоставления информации для разработки систем тарифов на передачу.

    112. Разработка плана развития СЭП основывается на следующих вводных данных:

    a) текущая ситуация по потреблению и на 10-летнюю перспективу, предоставленная поставщиками и независимыми потребителями, которые являются обладателями лицензий или;

    b) предложения по производству электрической энергии минимум на 10-летний срок от производителей, которые являются обладателями лицензий или находятся в процессе получения лицензии;

    c) техническая информация, необходимая для планирования развития СЭП, предоставленная операторами распределительных сетей по требованию OПСС, в соответствии с действующими нормами;

    d) уровень надежности в работе ЭЭС в целом и по каждому узлу, в соответствии с действующими нормами;

    [Пкт.112 подпкт.d) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    e) вероятность непокрытия нагрузки;

    f) стратегия развития инфраструктуры ЭЭС;

    [Пкт.112 подпкт.f) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    g) стратегия развития инфраструктуры системы телекоммуникаций.

    113. Другие типы данных, необходимых для планирования развития СЭП, будут предоставлены по специальному требованию OПСС.

    114. Расчет СЭП выполняется с условием выполнения критерия (N-1).

    115. Критерий (N-1) используется для технического обоснования предложений по развитию СЭП.

    116. Проверка критерия (N-1) выполняется для максимальной передачи прогнозируемой мощности через СЭП.

    117. Для СЭП (400 кВ, 330 кВ), критерий (N-1) применяется к расчету какого-либо сечения ЭЭС, на момент времени соответствующего самым трудным условиям работы, имея в основе:

    a) незапланированный выход из строя самого большого генерирующего блока в дефицитной зоне;

    b) максимальная мощность, генерируемая в какой-либо избыточной зоне.

    Технические критерии для проверки расчета СЭП с точки зрения устойчивости ЭЭС

    [Пкт.117 подпкт.b) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    118. Технические критерии для проверки расчета СЭП при допустимой максимальной загрузке исходя из критериев статической устойчивости:

    a) проверка СЭП, при допустимой максимальной загрузке, исходя из критериев статической устойчивости, выполняется на перспективу до 10 лет для конфигурации сети результирующей в качестве оптимальной с технической и экономической точек зрения;

    b) при годовом максимальном пике нагрузки СЭП должна обеспечить минимум 20% резерв статической устойчивости в конфигурации со всеми электрическими линиями в работе и по крайней мере 8% резерв в режиме с (N-1) элементами в работе.

    119. Технические критерии проверки расчета СЭП исходя из условий динамической устойчивости:

    a) проверка СЭП, исходя из условий динамической устойчивости, выполняется на перспективу до пяти лет для конфигурации, которая отвечает критериям статической устойчивости.

    b) Проверка условий динамической устойчивости выполняется для следующих типов возмущений:

    - в конфигурации с N элементами в работе: постоянное многофазное короткое замыкание (двухфазное с замыканием на землю или трехфазное) на электрической линии 400 кВ или 330 кВ изолировано при правильном срабатывании основных защит и выключателей;

    - в конфигурации с (N-1) элементами в работе:

    . однофазное короткое замыкание на электрической линии 400 кВ или 330 кВ, устраненное посредством правильного срабатывания основных защит и выключателей с последующей успешной ОАПВ;

     . постоянное многофазное короткое замыкание (двухфазное с замыканием на землю или трехфазное) на электрической линии 400 кВ или 330 кВ изолировано при правильном срабатывании основных защит и выключателей для пиковой нагрузки летом.

    Технические критерии при расчете установок компенсации реактивной мощности

    120. Расчет установок компенсации реактивной мощности, осуществляется с соблюдением допустимых диапазонов напряжения во всех узлах СЭП, во всех режимах работы при конфигурациях с (N) и (N-1) элементами в работе.

    121. Расчет установок для производства реактивной мощности, необходимых для оптимизации работы СЭП в целях поддержания напряжения в допустимом рабочем диапазоне, и сокращения собственного технологического расхода в нормальном рабочем режиме выполняется на период до 5 лет в режиме максимальной нагрузки СЭП.

    122. Расчет установок потребления реактивной мощности в целях поддержания напряжения в допустимом диапазоне выполняется на период до 5 лет в режиме минимальной нагрузки СЭП.

    123. Определение и проверка параметров короткого замыкания и номинального тока первичного коммутационного оборудования в узлах СЭП выполняется в соответствии с этапами развития ЭЭС в рамках плана развития.

    [Пкт.123 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    124. Эффективность инвестиций в СЭП на короткий и средний период должна быть обоснована на этапе планирования по крайней мере на основе приведенных всего затрат.

    125. Исследования планирования СЭП на длительный срок до 15 лет должны предоставлять решения по развитию, иерархизированные согласно экономическим критериям. Срок представления результатов исследования устанавливается один раз в пять лет.

    [Пкт.125 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

V. УСЛОВИЯ ПРИСОЕДИНЕНИЯ К СЕТИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

    128. По запросу любого заявителя (производителя электрической энергии, оператора распределительной сети, конечного потребителя) относительно выдачи разрешения на подключение или изменения какой-либо существующей установки подключения к СЭП оператор передающей сети и системы выполняет следующее:
    а) анализирует заявление о получении разрешения на подключение и приложенную техническую документацию;
    b) выдает разрешение на подключение;
    с) предлагает договор на подключение, который содержит, как минимум, следующее:
    работы, которые следует выполнить для реализации подключение к СЭП;
    варианты эшелонирования работ по подключению;
    тариф на подключение.
    Договор на выполнение работ по непосредственному подключению должен содержать конкретные условия, касающиеся доступа и проведения работ.

    [Пкт.128 в редакции ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    129. Заявление на выдачу разрешения для подключения на присоединение требует точного указания, как минимум, следующей информации:

    [Пкт.129 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    a) Заявитель, обладающий лицензией в области своей деятельности (название, адрес и телефон/факс/e-mail заявителя);

    b) предмет заявления о присоединении (генери­рующие блоки, распределительные установки, потребительские установки и так далее, включая месторасположение);

    c) обязательство, данное заявителем, о соблюдении настоящих норм;

    d) список документов, приложенных к заявлению, о присоединении.

    130. Документация, относящаяся к заявлению о присоединении, включает:

    a) исследование по решению для присоединения к СЭП;

    [Пкт.130  подп.а) аннулирован ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    b) для генерирующих блоков: данные, включенные в приложение 1 (таблицы 1 и 3);

    c) для распределительных установок, потребляющих установок: данные, включенные в приложение 1 (таблицы 2, 3 и 4);

    d) для устройств компенсации реактивной мощности: данные, включенные в приложение 1 (таблица 4);

    e) для других установок технические данные определяются OПСС при подаче заявления о присоединении;

    f) для всех категорий установок:

    - уровень надежности питания запрашиваемый пользователем;

    - предложение по разделению на этапы касаемо следующих фаз реализации проекта: проектирование, выполнение, испытания, ввод в работу.

    131. OПСС может требовать дополнительные данные, касающиеся заявления на подключение, чем те, которые указаны в пункте 130, а именно:
    а) географическое расположение электроустановки пользователя;
    b) тип и характеристики оборудования, входящего в состав электроустановки пользователя.
    Учитывая множество технологий для производства электрической энергии, несмотря на положения подп. b) пункта 130, OПСС подготовит необходимые пакеты документов, которые будут представлены заявителем с целью выдачи разрешения на подключение, в зависимости от технологии производства электрической энергии, особенно тех, кто работает на возобновляемых источников электроэнергии. После координирования с агентством OПСС разместит данные пакеты документов на своей web-странице.

    132. В целях выдачи разрешения на подключение OПСС изучит:

    [Пкт.132 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    a) соответствие пропускной способности СЭП;

    b) возможности присоединения;

    c) решения, касающиеся установки присоединения в запрашиваемое месторасположение с точки зрения:

    - уровня надежности;

    - тока короткого замыкания;

    - влияния на собственный технологический расход из СЭП;

    - питания собственных нужд генерирующего блока;

    d) оценку метода использования пропускной способности существующей СЭП;

    e) выбор оптимального решения с точки зрения всей СЭП;

    f) идентификацию некоторых требований по укреплению СЭП;

    g) оценку затрат в СЭП вследствие присоединения установок заявителей;

    h) выполнение условий присоединения;

    i) выполнение положений настоящих норм.

    133. Если в результате анализа следует, что оптимальное решение о присоединении относится к установкам, которые принадлежат электрораспре­делительным сетям, тогда заявление о присоединении передается ОРС, которое обладает лицензией в соответствующей зоне.

    [Пкт.133 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    134. Разрешение на подключение, выданное OПСС, содержит:

    [Пкт.134 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    a) сроки и общие условия, в соответствии с которыми выполняется его присоединение;

    b) описание решения по присоединению, которое включает и работы которые следует произвести для расширения или укрепления СЭП, продиктованные реализацией или изменением существующей установки подключения;

    [Пкт.134 подп.b) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    c) специфические условия для присоединения;

    d) соответствие нормам;

    e) требования OПСС в отношении установок присоединения пользователей СЭП;

    f) требования по контролю и регулированию, включая сопряжение с системами SCADA и телекоммуникаций;

    g) зарегистрированные данные, которые требуют проверки во время работы;

    h) оценка затрат на:

    - работы по укреплению электрической сети выше по потоку от точки присоединения;

    - работы по реализации установки подключения, которые покрываются заявителем;

    [Пкт.134 подп.h) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    i) уровень надежности СЭП в точке присоединения;

    j) обязанности, связанные с участием заявителя в плане защиты ЭЭС против существенных возмущений и плане восстановления работы ЭЭС;

    [Пкт.134 подпкт.j) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    k) специфические требования и условия для предоставления технологических системных услуг предприятию OПСС;

    l) требования, касающиеся защит и автоматики для сопряжения с СЭП;

    m) условия, при которых заявитель может быть отключен от СЭП предприятием OПСС;

    n) требования к основному оборудованию, оборудованию учета, контроля, защиты и автоматики в рамках установок заявителя;

    o) мощность, утвержденная к присоединению, и ее развитие;

    р) срок действия выданного разрешения на подключение устанавливается OПСС и не может быть менее одного года. Разрешение на подключение может быть аннулировано OПСС, если при истечении срока действия не был разработан проект и не было начато строительство объекта, для которого было выдано данное разрешение на подключение;

    q) указание других уведомлений и соглашений, в зависимости от обстоятельств.

    135. Разрешение на подключение электроустановок конечного потребителя или оператора распределительной сети выдается OПСС в 15-дневный срок со дня регистрации запроса и приложенной необходимой технической документации. Разрешение на подключение электростанции выдается OПСС не позднее чем в 30-дневный срок со дня регистрации запроса и приложенной необходимой технической документации.

    136. Технические требования для присоединения включают в себя:

    a) технические условия, обеспечиваемые OПСС в точках присоединения в соответствии с положениями настоящих норм;

    b) технические требования по проектированию, присоединению и работы для пользователей СЭП;

    137. Технические требования по присоединению являются одинаковыми для всех пользователей СЭП одной категории (производителей, потребителей и операторов распределительных сетей);

    [Пкт.137 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    138. Оборудование и аппараты на присоедини­тельных подстанциях между установками пользователей и СЭП должны соответствовать действующим техническим нормам;

    139. Соединения между установками пользователей и СЭП должны управляться выключателями, способными отключать максимальный ток короткого замыкания в точке присоединения, и не должны генерировать коммутирующего перенапряжения за рамки действующих технических норм;

    140. Анализ в целях определения предельных нагрузок при коротком замыкании и номинального тока первичного коммутационного оборудования в точках присоединения осуществляется OПСС для каждого заявления о техническом уведомлении на присоединение;

    141. Защиты установок в точках присоединения между пользователями и СЭП должны удовлетворять минимальным требованиям в соответствии с действующими техническими нормами таким образом, чтобы сократить до минимума воздействие аварийных событий в установках пользователей на СЭП;

    142. Сроки устранения дефектов посредством основных и резервных защит пользователя СЭП устанавливаются OПСС и указываются в разрешении на подключение.

    143. Минимальные технические условия для заземления установок пользователей должны соот­ветствовать техническим требованиям, предусмотрен­ным действующими техническими нормами.

    Требования к пользователям СЭП

    Диспетчеризируемые генерирующие блоки, присоединенные к электросетям общественного значения

    144. Каждый генерирующий блок должен быть в состоянии поставлять номинальную активную мощность при частоте ЭЭС в диапазоне между 49,5 и 50,5 Гц.

    [Пкт.144 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    145. Каждый генерирующий блок должен быть в состоянии производить одновременно активную и реактивную мощность в соответствии с рабочим графиком P-Q, в диапазоне частот 49,5 – 50,5 Гц и для всей гаммы напряжений, предусмотренных в настоящих нормах.

    146. Каждый генерирующий блок должен быть в состоянии поставить реактивную мощность, запрашиваемую OПСС в соответствии со своим графиком работы P-Q.

    147. Генерирующие блоки должны быть оснащены оборудованием для обеспечения автоматического отключения от системы в случае нарушения устойчивости.

    148. Диспетчеризируемые блоки должны быть в состоянии участвовать в первичном регулировании частоты путем постоянного изменения поставляемой активной мощности. Исключением являются блоки с турбинами с противодавлением.

    149. Каждый генерирующий блок должен быть оснащен АРС, который в состоянии обеспечить в любой момент времени надежность турбины и мобилизовать мощность для первичного регулирования с высокой ответной реакцией (время < 30с).

    150. В ситуации изолирования от ЭЭС какого-либо генерирующего блока для местного потребления, автоматический регулятор скорости (АРС) должен быть в состоянии обеспечить регулирование частоты в диапазоне 49 - 52 Гц.

    [Пкт.150 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    151.  Для диспетчеризируемых тепловых энергети­ческих блоков варьирование мощности, продиктованное АРС, должно поддерживаться котлом посредством автоматического срабатывания контура регулирования нагрузки блока в режиме отслеживания котлом. Заданные значения основных контуров регулирования котла принимают во внимание изменение мощности, требуемое АРС при определенной вариации частоты.

    152. АРС генерирующих блоков, предусмотренные в п. 151, должны позволять регулируемое значение статизма между 2%ч12%, зона нечувствительности всей системы регулирования должна быть меньше ±75мГц, а заданное значение частоты должно быть регулируемым в диапазоне между 47,5 и 52 Гц.

    153. Диспетчеризируемые блоки должны быть в состоянии работать стабильно в течение неограниченного периода времени при загрузке, по крайней мере, в интервале от 40% до 100% от номинальной мощности. Исключение составляют блоки с когенерацией.

    154. Для каждого генерирующего блока, указанного в п. 151, значения: статизма, нечувствительности – для цифровых регуляторов, резерв первичного регулирования и заданное значение частоты, предусмотренные настоящими нормами, устанавливаются в соответствии с распоряжениями OПСС.

    155. Для генерирующих блоков, которые предус­мотрены для работы во вторичном регулировании, значение скорости загрузки/разгрузки во вторичном регулировании, значение диапазона регулирования в рамках заявленных пределов и вход во вторичное регулирование являются предметом распоряжения OПСС.

    156. Генерирующие блоки, которые работают во вторичном регулировании, должны быть способны работать одновременно и в первичном регулировании.

    157. Каждый генерирующий блок должен быть способен загрузить/разгрузить за менее чем 30 секунд резерв первичного регулирования при квазиста­ционарном отклонении частоты в ±200 мГц и под­держивать его по крайней мере в течение 15 минут.

    158.  Каждый диспетчеризируемый генерирующий блок должен быть оснащен системой регулирования возбуждения, способной содействовать регулированию напряжения путем постоянного варьирования генерируемой/потребляемой реактивной мощности.

    159. Каждый диспетчеризируемый генерирующий блок должен быть оснащен автоматическим регулятором напряжения (АРН), который должен постоянно находиться в работе.

    160. Система регулирования возбуждения, включая АРН, и системы стабилизации, играющие роль затухания колебаний активной мощности, когда они необходимы, исходя из условий системы, указываются в Техническом уведомлении о присоединении. Уставки систем стаби­лизации устанавливаются в соответствии с распо­ряжением OПСС.

    161. Новые генерирующие блоки должны быть в состоянии отсоединиться от ЭЭС в любой рабочей точке, соответствующей графику P-Q генерирующего блока, и работать на питание собственных нужд по крайней мере в течение 1 часа и в островном режиме за пределами технического минимума по крайней мере в течение 3 часов в целях восстановления работы ЭЭС. Исключением являются блоки с газовыми турбинами, блоки с турбинами с противодавлением, а также централи ветровые и солнечные (фотоэлектрические).

    162. Важнейшим требованием является то, что СЭП должно включать генерирующие блоки со способностью пуска без источника напряжения из системы. OПСС может указать данное требование в Техническом уведомлении о присоединение, если генерирующий блок находится в каком-либо месте, требующем реализации данной услуги.

    163. Производители, способные с технической точки зрения предоставить технологические системные услуги, обязаны поставлять эти услуги по требованию OПСС, даже если они не были законтрак­тованы.

    164. Установка оборудования контроля в режиме реального времени требуется OПСС для определенных генераторов в целях обеспечения в режиме реального времени или с небольшим опозданием информации о:

    a) показателях состояния;

    b) срабатывании защиты;

    c) измеряемых величинах.

    165. Производители устанавливают по требованию OПСС оборудование телеуправления в режиме реального времени для определенных генераторов в целях обеспечения регулирования производимой активной и реактивной мощности, загрузки/разгрузки, пуска/остановки, перехода из режима компенсации в режим генерации и обратно.

    166. Производитель, присоединенный к ЭЭС, обязан сообщить OПСС о любой модер­низации или замене АРС и АРН и передать техническую документацию на новые регуляторы еще на этапе заключения договора, а также подробные программы испытания рабочих характеристик.

    Требования к телекоммуникационному оборудованию

    [Пкт.166 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    167. Генерирующие блоки должны быть обеспечены питанием электрической энергией для установок контроля и регулирования таким образом, чтобы они оставались в доступном состоянии по крайней мере в течение трех часов после потери источника питания.

    168. Производитель обязан обеспечить на уровне установленных OПСС требований каналы связи с резервированием от установок контроля и установок вторичного регулирования любого блока до точки сопряжения с OПСС, расположенной в принятом ею месте. Производитель является ответственным за установку и содержание каналов связи до точки сопряжения с интерфейсом телекоммуникационных систем OПСС.

    169.  OПСС является ответственным за интерфейс своих телекоммуникационных систем с каналами связи пользователя СЭП.

    Установки операторных распределительных сетей и потребителей

    170. Обмотки высшего напряжения трехобмоточных трансформаторов, присоединенных к СЭП с номинальным напряжением 110 кВ и выше, должны иметь соединение звездой с доступной нейтральной точкой или с глухой заземленной нейтралью.

    171. Группа соединений трансформаторов, присоеди­ненных к СЭП, будет определена предприятием OПСС в Техническом уведомлении о при­соединении.

    172. ОРС и потребитель, присоединенный к СЭП, обязаны обеспечить автоматическое отключение при низкой частоте и/или напряжении определенного объема потребления, установленного OПСС. В техническом уведомлении о присоединении и эксплуатационном договоре будет указан метод отключения нагрузки при низкой частоте и/или напряжении.

    [Пкт.172 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    173. В соответствии с Планом защиты ЭЭС от существенных возмущений, установленным OПСС, ОРС и потребители, присоединенные к СЭП (в зависимости от обстоятельств), обязаны реализовать и поддерживать в работе установки, которые обеспечивают:

    [Пкт.173 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    a) автоматическое отключение определенного объема потребления по критерию уменьшения частоты;

    b) автоматическое отключение определенного объема потребления по критерию уменьшения напряжения.

    c) автоматическое отключение определенного объема потребления и по другим критериям, в соответствии с требованиями OПСС.

    174. ОРС и потре­бители, присоединенные к СЭП, обязаны по требованию OПСС применить ручное отключение некоторых категорий потребителей электрической энергии.

    175. ОРС и потре­бители, присоединенные к СЭП, обязаны по требованию OПСС применить ограничение потребления электрической энергии в исключительных ситуациях в ЭЭС.

    [Пкт.175 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    176. ОРС и потре­бители, присоединенные к СЭП, обязаны участвовать в регулировании напряжения в точках присоединения.

    [Пкт.176 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    177. OПСС вправе обоснованно требовать от некоторых пользователей установку устройств регулирования активной и реактивной мощности в целях обеспечения надежной работы ЭЭС.

    [Пкт.177 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    Системы телекоммуникации и сбора данных и телеизмерения

    178. В целях обеспечения управления и контроля установок в рамках ЭЭС установки телекоммуникации между пользователями СЭП и операторами СЭП должны соответствовать действующим специфическим нормам. Детали, касающиеся присоединения к системе телекоммуникаций, определяются в Техническом уведомлении о присоединении.

    [Пкт.178 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    179. Пользователи обязаны обеспечить доступ к выходам собственных систем измерения напряжения, тока, частоты, активной и реактивной мощности и к информации, касающейся коммутационного обору­дования, которая показывает состояние установок и аварийных сигналов, в целях передачи этой информации в точку сопряжения с системой контроля и сбора данных, с системой телеизмерений/СЭП.

    180. Установки управления и сбора данных в качестве систем сопряжения между пользователем и СЭП устанавливаются посредством Технического уведомления о присоединении.

VI. ТЕСТИРОВАНИЕ, КОНТРОЛЬ И МОНИТОРИНГ

    198. OПСС может потребовать от диспетчеризируемого генерирующего блока, который предусмотрен для участия в Плане восстановления работы ЭЭС, проведения испытания не чаще одного раза в год для каждого генерирующего блока, чтобы убедиться, что соответствующий генерирующий блок имеет способность пуска в соответствии с требованиями Плана восстановления работы ЭЭС.

    [Пкт.198 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    199. Тестирование может быть проведено в одной из следующих ситуаций:

    a) пуск генерирующего блока изолированно от какого-либо внешнего источника питания электрической энергией из системы;

    b) изолирование генерирующего блока на собственные нужды.

    200. Требование о тестировании, указанное в п. 199, должно быть выдвинуто OПСС по крайней мере за 7 дней до момента проведения теста.

    201. Если испытания генерирующего блока показывают отрицательные результаты, соответствующий производитель должен в течение трех рабочих дней составить для OПСС подробный отчет с указанием причин, по которым генерирующий блок не прошел испытания.

    202. В целях уменьшения/ограничения/исключения взаимного воздействия установок электропередачи и окружающей среды, необходимо соблюдать как технические энергетические нормы, так и нормы, применяемые в области защиты окружающей среды.

VII. ОБМЕН ДАННЫМИ

    208. OПСС передает и получает от операторов других электроэнергетических систем, с которыми взаимосвязан ЭЭС, информацию, необходимую для надежной работы взаимосвязанной электроэнерге­тической системы.

    [Пкт.208 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    [Пкт.209 аннулирован ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    210. OПСС оценивает показатели рабочих характеристик на уровне СЭП и показатели надежности в узлах СЭП в соответствии с положениями действующих технических норм с целью обоснования развития и модернизации СЭП; с этой целью пользователи СЭП должны предоставить данные, запрашиваемые OПСС, в соответствии с действующими про­цедурами.

    211. Пользователи СЭП должны периодически передавать OПСС в соответствии с процедурой сбора и распространения данных между пред­приятиями электроэнергетического сектора, технические данные, необходимые для оценки показателей надежности для установок, которыми она управляет.

    212. OПСС в качестве обладателя лицензии предоставляет необходимые агентству данные и информацию для осуществления своих полномочий в соответствии с требованиями, указанными в лицензии на передачу электрической энергии, и с действующими правилами.

    [Пкт.212 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    213. OПСС в качестве обладателя лицензии представляет Агентству годовой отчет о деятельности, осуществленной в предшест­вующем году. В зависимости от характера деятельности отчет будет включать:

    [Пкт.212 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    a) краткое описание и анализ:

    - деятельности, осуществленной на основании полученной лицензии;

    - соблюдения показателей качества услуги и принятых мер по улучшению ее качества;

    - важнейших происшествий и аварий;

    - особых проблем, существующих в ЭЭС;

    - жалоб и претензий, направленных в адрес OПСС, которые не были удовлетворены на его уровне;

    - изменений в собственных установках и активах предприятия;

    - изменений в структуре штатного расписания;

    [Пкт.213 подпкт.а) изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    b) статистические данные, касающиеся деятельности обладателя лицензии;

    c) стратегию развития собственных установок на средний срок и на текущий год с подробным указанием намерений по установке новых мощностей, частичной, полной передаче или прекращения деятельности.

    214. В зависимости от обстоятельств агентство может требовать полугодовые, квартальные, месячные или ежедневные отчеты о деятельности обладателей лицензий в электроэнергетическом секторе.

    215. Информация, указанная в п. 213 и 214, считается общедоступной и по требованию агентства, OПСС в качестве обладателя лицензии обязано ее опубликовать.

    [Пкт.215 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    216. OПСС в качестве обладателя лицензии составляет отчет для Агентства каждый раз, когда в его установках происходят события, приводящие к существенным материальным потерям, жертвам или существенным перерывам в предоставлении услуг.

    [Пкт.216 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    [Пкт.217 аннулирован ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    [Пкт.218 аннулирован ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    [Пкт.219 аннулирован ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

    220. Любая мера, которая должна будет быть принята OПСС в случаях, не предусмотренных в нормах, и которая затронет пользователей СЭП, будет принята таким образом, чтобы наименьшим образом затронуть их технические рабочие параметры, при условии, что впоследствии будет получено согласие вовлеченных лиц.

    [Пкт.220 изменен ПНАРЭ210 от 09.10.15, МО332-339/11.12.15 ст.2403]

Приложение № 1

Технические детали, которые прилагаются к заявлению

о присоединении к СЭП, и данные, касающиеся установок

производителей и потребителей, присоединенных к СЭП