Постановление N 266 от 20.11.2007 об утверждении Технических норм для передающих электрических сетей
НАЦИОНАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
об утверждении Технических норм для передающих электрических сетей
N 266 от 20.11.2007
(в силу 07.12.2007)
Мониторул Офичиал N 188-191 ст.694 от 07.12.2007
* * *
Утратил силу: 07.01.2022
Постановление НАРЭ N 656 от 21.12.2021
На основании статьи 5 абз.(1) и статьи 7 лит.g) Закона об электроэнергии № 137-XIV от 17.09.1998 года (Официальный монитор Республики Молдова, 1998 г., № 111-113 ст. 681), в целях установления правил и требований технического характера для оператора передающей сети и системы и участников рынка электрической энергии, предназначенных для реализации надежной и экономичной работы Национальной электроэнергетической системы, Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике
ПОСТАНОВЛЯЕТ:
[Преамбула изменена Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
1. Утвердить Технические нормы для передающих электрических сетей, изложенные в приложении как составной части постановления.
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.
| ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР НАЦИОНАЛЬНОГО | |
| АГЕНТСТВА ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ | Виталие ЮРКУ |
| Директор | Николае Трибой |
| Директор | Анатол Бурлаков |
Кишинэу, 20 ноября 2007 г. |
|
| № 266. |
Примечание: По всему тексту слова "ГП "Молдэлектрика" заменить аббревиатурой "OПСС"; сокращение "НЭЭС" заменить на сокращение "ЭЭС"; текст "Техническое уведомление о подключении к СЭП" заменить текстом "Разрешение на подключение"; слова "распределительные предприятия" заменить текстом "операторы распределительных сетей" согласно Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015
ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМЫ ДЛЯ ПЕРЕДАЮЩИХ ЭЛЕКТРОСЕТЕЙ
I. ВВЕДЕНИЕ
1. Технические нормы для передающих электросетей (далее – Нормы) разработаны в соответствии с Законом об электроэнергии, Правилами рынка электрической энергии, Положением об измерении электрической энергии в коммерческих целях, а также в соответствии с требованиями ENTSO-E.
[Пкт.1 в редакции Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
2. Нормы представляют собой нормативный акт, который является частью системы регулирования передачи электроэнергии и единого оперативно-технологического управления ЭЭС.
[Пкт.2 изменен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
Цель
3. Целью норм является определение правил и минимальных требований технического характера к участникам рынка электроэнергии, направленных на реализацию мер по надежной, непрерывной и экономически эффективной работе ЭЭС.
[Пкт.3 дополнен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
4. Нормы направлены на:
[Подпкт.а) утратил силу согласно Пост. НАРЭ N 423/2019 от 22.11.2019, в силу 24.02.2020]
b) определение набора правил для диспетчерского управления ЭЭС;
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;
[Подпкт.f) утратил силу согласно Пост. НАРЭ N 423/2019 от 22.11.2019, в силу 24.02.2020]
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.
[Пкт.4 дополнен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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
7. ORTS осуществляет следующие специфические виды деятельности:
a) передача электрической энергии;
b) планирование и развитие СЭП на основе государственной политики в области энергетики;
c) учет электрической энергии, переданной по СЭП.
[Пкт.7 в редакции Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
9. В соответствии с Законом об электроэнергиии настоящими нормами OПСС осуществляет следующую основную деятельность:
а) единое оперативно-технологическое управление энергетической системой и передача электрической энергии по СЭП;
b) эксплуатация и развитие передающей электросети, связи и информационной технологии в соотношении с производственной и распределительной системами;
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;
[Подпкт.g) утратил силу согласно Пост. НАРЭ N 423/2019 от 22.11.2019, в силу 24.02.2020]
h) координирование деятельности в области импорта-экспорта или транзита.
[Пкт.9 изменен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
[Пкт.10 исключен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
Сокращения
| Агентство (НАРЭ) | Национальное агентство по регулированию в энергетике |
| АЧР | Автоматическая частотная разгрузка |
| ЦДС | Центральная диспетчерская служба |
| РОДС | Региональная оперативная диспетчерская служба (филиал) |
| ETSO | Объединение европейских операторов передающих систем (European Transmission System Operators) |
| ОРС | Оператор распределительной сети |
| АПВ | Автоматическое повторное включение |
| ОАПВ | Однофазное автоматическое повторное включение |
| АРН | Автоматический регулятор напряжения |
| АРC | Автоматический регулятор скорости |
| ЭРС | Электрораспределительная сеть |
| СЭП | Сеть электропередачи |
| SCADA | Система диспетчерского управления и сбора данных (Supervisory Control And Data Acquisition) |
| ЭЭС | Электроэнергетическая система |
| Ф-СУ | Функциональные системные услуги |
| Т-СУ | Технологические системные услуги |
| OПСС | Оператор передающей сети и системы |
| ENTSO-E | Европейская сеть операторов сетей, передающих электроэнергию |
[Сокращения изменены Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
| Доступ к электрической сети | Право экономических агентов, которые производят и/или поставляют электрическую энергию, а также конечных потребителей электрической энергии на присоединение и пользование в рамках закона передающими электрическими сетями. | |||||||||||||
| Договор о конфиденциальности | Документ, подписанный совместно ГП "Молдэлектрика" и заявителем на доступ к сети, в отношении обоюдных обязательств по соблюдению конфиденциальности некоторых данных и информации, взятых на себя каждой из сторон. | |||||||||||||
| Адекватность ЭЭС | Способность электроэнергетической системы постоянно покрывать потребность потребителей в мощности и энергии, принимая во внимание выходы из строя элементов системы, как запланированные, так и резонно ожидаемые для выхода из строя в незапланированном режиме. | |||||||||||||
| Авария (происшествие) | Случайное событие которое происходит в установках по производству электрической энергии, в сетях передачи и распределения электрической энергии напряжением более 1 кВ, которое проявляется путем изменения предыдущего состояния функциональных ансамблей, посредством отклонения их функциональных параметров от пределов, предусмотренных правилами или контрактами, или путем уменьшения производимой станцией или блоками электрической мощности, независимо от эффекта события на потребителей и независимо от момента когда оно происходит. | |||||||||||||
| Разрешение на подключение | Разрешение на подключение – Письменное разрешение, действительное только для одного расположения, которое выдается OПСС по требованию какого-либо пользователя, о возможностях и условиях присоединения к передающей электрической сети для удовлетворения требований пользователя, а также последующее функционирование данной электроустановки в электроэнергетической системе | |||||||||||||
| Первичное регулирование напряжения | Зона графика P-Q работы какого-либо синхронного генерирующего блока, в которой произведенная/потребленная реактивная энергия не оплачивается. | |||||||||||||
| Вторичное регулирование напряжения | Зоны графика P-Q работы какого-либо синхронного генерирующего блока в которой производство/потребление реактивной энергии осуществляется с дополнительными затратами и при ее существенных запросах, и в которой произведенная/потребленная реактивная энергия оплачивается. | |||||||||||||
| Пропускная способность СЭП | Максимальное значение полной мощности, которая может быть передана по СЭП при условии функциональной надежности и устойчивости и при соблюдении нормативных пределов технических параметров качества. | |||||||||||||
| Диспетчерский центр | Организационная структура, которая наделена полномочиями органа диспетчерского управления некоторым оборудованием и устройствами в ЭЭС. | |||||||||||||
| Когенерация | Комбинированное производство электрической и тепловой энергии. | |||||||||||||
| Оперативное управление ЭЭС | Компонент диспетчерского управления ЭЭС, который состоит в иерархизированном управлении, в режиме реального времени, какого-либо диспетчерского центра и всех подчиненных диспетчерских центров, действиями на оборудовании и установках ЭЭС с целью их координации, и поддержания ЭЭС в нормальном режиме функционирования. | |||||||||||||
| Диспетчерское управление | Специфическая техническая деятельность в рамках электроэнергетического сектора, осуществленная специализированными подразделениями, которые имеют властные полномочия над участниками рынка электрической энергии, в целях координированной эксплуатации установок и оборудования в качестве составных частей ЭЭС, нуждающейся в едином управлении. | |||||||||||||
| Технологический расход | Временной интеграл, с определенным интервалом времени, разницы между общей активной мощностью при входе и, соответственно, при выходе из какой-либо сети, части сети или элемента сети. | |||||||||||||
| Диспетчеризируемый потребитель | Потребитель, который, в соответствии с контрактными договоренностями, уменьшает свою нагрузку или отключается, либо путем прямого действия OПСС, либо путем действий потребителя, по требованию СО. | |||||||||||||
| Критерий (N-1) | Правило, в соответствии с которым, после выхода из строя одного единственного элемента сети (как, например: электрическая линия, трансформатор, генерирующий блок или, в некоторых случаях, шина электрической подстанции), остающиеся в работе элементы должны выдержать изменения потоков тока в сети, вызванные этой единственной неисправностью. Критерий соблюдается, если простая аварийная ситуация не ведет к следующим последствиям: – перерывы в подаче электрической энергии потребителям; – переход в стационарный режим работы, в котором существуют нарушения допустимых пределов тока (установленные на неопределенный срок и, соответственно, на ограниченный временной интервал) и напряжения, вследствие которых имеют место повреждения оборудования; – переход в стационарный режим работы, в котором значения напряжения не выдерживаются в рамках допустимых пределов; – нарушение допустимых пределов мощности короткого замыкания в узлах сети; – потеря устойчивости ЭЭС; – отключение другого оборудования в СЭП, за исключением того, которое отключается посредством автоматики, специально предусмотренной против распространения аварии в соответствующей ситуации; – потеря единства ЭЭС. |
|||||||||||||
| Критерий статической устойчивости | Критерий расчета и проверки состоящий из соблюдения допустимых максимальных мощностей в сечениях ЭЭС таким образом, чтобы обеспечить нормированный резерв по статической устойчивости:
krez = 20% от предельной мощности по статической устойчивости для каждого сечения, в схеме с N элементами в работе; krez = 8% от предельной мощности по статической устойчивости для каждого сечения, в случае простой аварийной ситуации, принимая во внимание и пульсирующую мощность. Допустимая максимальная мощность (Pmax adm) в сечении, которая обеспечивает определенный резерв по статической устойчивости, вычисляется на основе формулы:
где: - Plimită - предельная мощность по статической устойчивости в сечении; - krez - нормированная процентная ставка резерва (8% или 20%) по статической стабильности в сечении. - Pf - пульсирующая мощность |
|||||||||||||
| Среднее время отключения | Среднее время отключения подачи электрической энергии вычисленное на многогодовой основе. | |||||||||||||
| Параллельная работа (Синхронная работа) | Рабочее состояние определенного набора генерирующих блоков соединенных какой-либо сетью, характеризующееся тем, что электромоторные напряжения всех генерирующих блоков вращаются синхронно. | |||||||||||||
| Блок (генерирующий) | Набор роторных агрегатов, предназначенный для преобразования энергии из одной формы в электрическую энергию. | |||||||||||||
| Диспетчеризируемый блок | Генерирующий блок, который может быть запрограммирован на оптовом рынке, и установленная мощность которого вписывается в следующие категории:
– гидроэнергетические генерирующие блоки мощностью более 10 МВт, – теплоэнергетические генерирующие блоки мощностью более 20 МВт. |
|||||||||||||
| Показатель ‘минуты системы′ (MS) | Параметр качества услуги передачи, который оценивает среднее годовое время отключения по отношению к годовой пиковой нагрузке:
где: EN - энергия (МВт*час/год), недоотпущенная потребителям из-за случаев, произошедших в СЭП; PV - годовая пиковая нагрузка (МВт). |
|||||||||||||
| Показатель серьезности (IS) | Параметр качества услуги передачи, который оценивает, на основе среднего времени отключения в году (TMI), среднее время одного отключения услуги передачи:
где: NI - количество случаев произошедших в СЭП, сопровождающихся отключеньями в подаче электроэнергии потребителям, в год. |
|||||||||||||
| Межсоединение | Оборудование (напр., линия или трансформатор) посредством которого подключены две регулируемые зоны или две электроэнергетические системы. | |||||||||||||
| Предел статической устойчивости в сечении | Максимальная активная мощность, которая может быть передана через какое-либо сечение ЭЭС, для которой сохраняется статическая устойчивость. | |||||||||||||
| Техобслуживание | Набор всех технических и организационных действий, которые выполняются по отношению к структурам, установкам (системы), ансамблям, оборудованию и компонентам для поддержания или восстановления функции для которой они были спроектированы. | |||||||||||||
| Энергетический объект | Набор установок, сооружений и прилегающего оборудования, которые спроектированы для производства/потребления, передачи и/или распределения электрической энергии. | |||||||||||||
| Нормальные рабочие параметры ЭЭС | Параметры, которые соответствуют следующим предельным значениям:
– напряжения: в допустимых пределах – токи: ниже максимальных допустимых длительных значений в элементах сети; – частота: 49,95 - 50,05 Гц. |
|||||||||||||
| Существенное возмущение | Короткие замыкания, отключения линий, трансформаторов или генерирующих блоков, которые определяют существенные отклонения рабочих параметров ЭЭС. | |||||||||||||
| Оперативное планирование | Деятельность, состоящая из планирования предприятием ГП "Молдэлектрика" нормальной рабочей схемы СЭП, схемы работы на разные периоды времени (месяц, год и так далее) и анализа надежности работы ЭЭС. | |||||||||||||
| План защиты ЭЭС в случае существенных возмущений | Документ, содержащий технические и организационные меры, имеющий цель воспрепятствовать распространению аварий в ЭЭС и ограничить их последствия. | |||||||||||||
| План восстановления работы ЭЭС после частичной или полной потери напряжения (План восстановления работы ЭЭС) | Документ, содержащий все технические и организационные меры, принимаемые для возврата в нормальное рабочее состояние после коллапса ЭЭС или какой-либо зоны ЭЭС. | |||||||||||||
| Вероятность непокрытия нагрузки | Вероятность непокрытия пиковой нагрузки в электроэнергетической системе, посредством существующей располагаемой мощности, рассчитанной на годовой промежуток времени. | |||||||||||||
| Оперативное программирование | Деятельность, состоящая из программирования на предельный период не более чем в одну неделю, предприятием ГП "Молдэлектрика", рабочей схемы СЭП и метода приведения в равновесие баланса производство – потребление. | |||||||||||||
| Запрограммированная мощность | Активная мощность, предусмотренная для производства в целях покрытия прогнозируемой нагрузки. | |||||||||||||
| Располагаемая мощность | Общая длительная максимальная активная мощность, которая может быть выдана генерирующим блоком при соблюдении условий механической и электрической надежности. | |||||||||||||
| Установленная мощность | Номинальная активная мощность, указанная в технической документации завода-изготовителя, которая записана на табличке-указателе или которая указана производителем. | |||||||||||||
| Аварийная мощность | Среднее многогодовое значение мощности, на уровне ЭЭС, недоступной благодаря незапрограммированным выходам блоков. | |||||||||||||
| Пульсирующая мощность | Вычисляется формулой
Pf = 1,4√Pc , где: Pc - потребленная мощность в зоне с наименьшим потреблением на одной или на другой стороне сечения. |
|||||||||||||
| Предельная мощность по статической устойчивости в каком-либо сечении ЭЭС (Plimita) (MВт) | Максимальная активная мощность, которая может быть передана по какому-либо сечению ЭЭС, для которой сохраняется статическая устойчивость. | |||||||||||||
| Максимальная допустимая мощность (Pmax adm) | Максимальная активная мощность, которая может быть передана по какому-либо сечению ЭЭС, для которой соблюдаются нормированные резервы по статической устойчивости. | |||||||||||||
| Полезная мощность | Активная мощность, которая может быть отпущена каким-либо блоком в электросеть. Вычисляется путем вычета из располагаемой мощности необходимого потребления для собственных нужд блока. | |||||||||||||
| Недоиспользованная мощность | Часть установленной мощности, которая не может быть произведена на определенный момент времени из-за: отсутствия энергетического сырья, некоторых временных ограничений, отсутствия возможности эвакуации, производства в режиме когенерации, недостатка расчета систем охлаждения, некоторых ограничений экологического характера и др. | |||||||||||||
| Мощность, выведенная в ремонт | Общая мощность блоков, на уровне ЭЭС, запланировано выведенных для работ по техническому обслуживанию. | |||||||||||||
| Первичное регулирование (регулирование частоты, первичное регулирование частоты) | Автоматическое и быстрое регулирование (время мобилизации до 30 с) активной мощности генерирующих блоков под действием собственных регуляторов скорости, в целях сохранения баланса между производством и потреблением с частотой близкой к заданному значению, обеспечивая надежность сети на основе принципа солидарности партнеров по производству. | |||||||||||||
| Вторичное регулирование (регулирование частота-мощность) | Автоматическое централизованное или ручное регулирование активной мощности некоторых обозначенных генерирующих блоков с целью приведения частоты и сальдо-перетока ЭЭС к заданным значениям не более чем в течение 15 минут. | |||||||||||||
| Сетевые ограничения | Рабочие ситуации, в которых передача энергии между двумя узлами или зонами системы приводит к несоблюдению параметров надежности ЭЭС, что ведет к необходимости отклонения от порядка согласно качеству диспетчеризируемых блоков. | |||||||||||||
| Резерв первичного регулирования | Резерв мощности, который, при отклонении частоты от заданного значения, может быть автоматически мобилизован в течение 30 секунд и может оставаться в работе минимум в течение 15. | |||||||||||||
| Резерв вторичного регулирования | Резерв мощности, который, при отклонении частоты и/или сальдо-перетока ЭЭС от заданного значения, может быть автоматически мобилизован максимум в течение 15 минут. | |||||||||||||
| Медленный третичный резерв | Резерв мощности, обеспеченный генерирующими блоками, которые обладают возможностью пуска и загрузки в течение интервала времени менее чем 7 часов. | |||||||||||||
| Быстрый третичный резерв | Резерв мощности, обеспеченный генерирующими блоками, которые пригодны для покрытия нагрузки максимум в течение 15 минут. | |||||||||||||
| SCADA | Информационная система диспетчерского управления и сбора данных технологического процесса/установки. | |||||||||||||
| Рабочая схема | Электрическая схема соединения аппаратов и первичного оборудования какой-либо установки, сети или электроэнергетической системы, включая состояние надлежащих релейных защит и системной автоматики. | |||||||||||||
| Нормальная рабочая схема | Рабочая схема, утвержденная диспетчерским центром в качестве уполномоченного органа на неопределенный промежуток времени. | |||||||||||||
| Запрограммированная рабочая схема | Рабочая схема, утвержденная диспетчерским центром в качестве уполномоченного органа на следующий рабочий день и, в зависимости от обстоятельств, на последующие этому нерабочие дни, принимая во внимание энергетическую ситуацию, вывод из эксплуатации и недоступности в рамках ЭЭС. | |||||||||||||
| Сечение (ЭЭС) | Совокупность линий, которые соединяют две зоны ЭЭС. | |||||||||||||
| Системная услуга | Услуга, обеспеченная для поддержания уровня надежности в работе ЭЭС, а также качества электрической энергии в соответствии с действующими нормами. | |||||||||||||
| Функциональные системные услуги (ФСУ) | Системные услуги, обеспечиваемые ГП "Молдэлектрика", которые выражают текущую деятельность оператора. Имеют монопольный характер. | |||||||||||||
| Технологические системные услуги (ТСУ) | Системные услуги, обеспечиваемые пользователями СЭП, как правило, производителями, по требованию ГП "Молдэлектрика". | |||||||||||||
| Услуга трансформации и/или подключения | Обеспечение изменения уровня напряжения и/или передачи определенного объема электрической энергии для бенефициара, через составляющие элементы подстанции принадлежащей поставщику. | |||||||||||||
| Услуга передачи | Услуга, обеспеченная предприятием ГП "Молдэлектрика", которая состоит в обеспечении передачи определенного объема электроэнергии между двумя или более пунктами сети электропередачи при соблюдении параметров качества. | |||||||||||||
| Общественная услуга (по передаче) | Деятельность, посредством которой обладатель лицензии обязан обеспечить регулируемый доступ к сети электропередачи без дискриминирующих условий для всех участников рынка электрической энергии, а также для других потребителей, подсоединенных напрямую к сети электропередачи. | |||||||||||||
| Надежность работы ЭЭС | Деятельность электроэнергетической системы по обеспечению поставки электрической энергии потребителям в рамках принятых норм и в желаемых объемах. Надежность на уровне электропередачи может быть определена посредством частоты, длительности, вероятности и величины некоторых негативных эффектов на поставку / передачу / производство электрической энергии. Надежность ЭЭС может быть охарактеризована двумя базовыми и функциональными аспектами электроэнергетической системы:
– адекватность и – надежность |
|||||||||||||
| Надежность ЭЭС | Способность ЭЭС справляться с некоторыми внезапными возмущениями, такими как короткие замыкания или непредвиденная потеря некоторых элементов системы. | |||||||||||||
| Национальная электроэнергетическая система - ЭЭС | Электроэнергетическая система, расположенная на территории Республики Молдова, которая составляет основную инфраструктуру, используемая совместно участниками рынка электрической энергии. | |||||||||||||
| Статическая устойчивость (Устойчивость при незначительных возмущениях) | Способность электроэнергетической системы достичь состояния постоянного режима, идентичного исходному режиму или очень близкого к этому, в результате какого-либо незначительного возмущения. | |||||||||||||
| Динамическая устойчивость | Способность электроэнергетической системы возвращаться к синхронному режиму работы, после одного или более значительных нарушений. | |||||||||||||
| Критическое состояние | Постоянный режим, в котором электроустановка или электроэнергетическая система работает с параметрами вне нормальных пределов. | |||||||||||||
| Нормальное рабочее состояние | Рабочее состояние, которое выполняет следующие критерии:
i) рабочие параметры соответствуют нормальным рабочим параметрам; ii) надежное рабочее состояние. |
|||||||||||||
| Возмущенное рабочее состояние | Любое состояние, отличающееся от нормального рабочего состояния. | |||||||||||||
| Надежное рабочее состояние | Рабочее состояние, в котором удовлетворяются критерий надежности (N-1), критерий статической устойчивости и условия динамической устойчивости. | |||||||||||||
| Статизм (генерирующего блока) | Соотношение относительного квазистационарного отклонения частоты в сети к относительному колебанию мощности блока в результате действия регулятора скорости. Данный параметр регулируется на уровне регулятора. | |||||||||||||
| Телеуправление | Дистанционное управление коммутируемых и регулирующих аппаратов из другого места, нежели командный пункт какой-либо подстанции/станции. | |||||||||||||
| Телеконтроль | Контроль и телеуправление какой-либо электрической станцией/подстанцией без персонала. | |||||||||||||
| Среднее время отключения (TMI) | Эксплуатационный параметр, который вычисляется следующим образом:
где: EN – энергия, которая была недопоставлена из-за перерывов в услуге по передаче (МВт*час/год), и EC - годовое чистое потребление электроэнергетической системы (без потребления для технологических нужд) (МВт*час/год). |
|||||||||||||
| Пользователь СЭП | Пользователь СЭП – физическое или юридическое лицо, которому предоставляется услуга передачи электроэнергии | |||||||||||||
| Пиковое потребление (пиковая нагрузка) | Максимальное значение нагрузки, зарегистрированное в течение определенного периода времени. | |||||||||||||
| Зона (системы) | Значительная часть какой-либо электроэнергетической системы, сформированная из набора электрических линий и подстанций, сгруппированных в соответствии с определенным критерием (административным, географическим, операционным и др.). | |||||||||||||
[Определения изменены Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
II. СИСТЕМНАЯ УСЛУГА И УСЛУГА ПЕРЕДАЧИ
11. OПСС обеспечивает на недискриминационных условиях услугу передачи и системную услугу всем пользователям СЭП с соблюдением норм и рабочих характеристик, предусмотренных настоящими нормами.
Услуга передачи электрической энергии
[Подзаголовк части II дополнен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
12. OПСС осуществляет следующую деятельность в соответствии с лицензией на передачу электрической энергии:
a) управляет, эксплуатирует, содержит, модернизирует и совершенствует:
- установки СЭП (линии, оборудования узловых и трансформаторных подстанций, оборудование защиты и автоматики и т.д.);
- измерительное оборудование потоков электрической энергии, переданной через СЭП и на границе раздела с пользователями СЭП;
- собственное оборудование информатики и телекоммуникаций в рамках ЭЭС;
b) обеспечивает услугу передачи электрической энергии по СЭП для пользователей СЭП в соответствии с заключенными договорами;
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;
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;
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.
[Пкт.12 изменен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
[Пкт.13 утратил силу согласно Пост. НАРЭ N 423/2019 от 22.11.2019, в силу 24.02.2020]
14. OПСС должно предоставить услугу передачи электрической энергии таким образом, чтобы полностью обеспечить технические условия, необходимые для взаимосвязанного синхронного функционирования посредством:
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;
c) обеспечение систем регулирования напряжения с целью их поддержания в пределах, предусмотренных настоящими нормами, и выполнение обмена реактивной энергией с соседними электроэнергетическими системами.
[Пкт.14 дополнен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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 дополнен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
17. Технологический расход в СЭП покрывается по договорам, заключенным OПСС.
[Пкт.17 в редакции Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
Системная услуга
18. OПСС является единственным поставщиком системной услуги. Системная услуга предоставляется всем пользователям СЭП с целью обеспечения:
a) надежной работы ЭЭС;
b) эффективная работа рынка электрической энергии в условиях конкуренции, прозрачности и отсутствия дискриминации;
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 изменен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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.
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;
b) компенсации отклонений от программы работы ЭЭС, соответственно поддержание резервной активной мощности;
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.
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.
24. По требованию OПСС пользователи СЭП предоставляют технологические системные услуги в соответствии с техническими характеристиками их установок, с целью обеспечения надежности работы ЭЭС.
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.
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.
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.
36. Резерв вторичного регулирования имеет роль участия в восстановлении резерва первичного регулирования и приведения частоты и сальдо-перетока ЭЭС к запрограммированному значению.
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.
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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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.
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
48. Быстрое восстановление работы ЭЭС реализуется при использовании источников напряжения, таких как:
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.
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.
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.
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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
57. Пользователи СЭП обязаны действовать для восстановления работы ЭЭС и демонстрировать OПСС способность выполнять условия воссоединения.
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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
59. Ручное или автоматическое отключение потребления необходимы для того, чтобы позволить сохранить функционирование ЭЭС в чрезвычайных ситуациях, характеризующихся появлением временного дефицита энергии или мощности.
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.
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 операторов 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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
66. Между системами EMS SCADA OПСС и системами DMS SCADA операторов распределительных сетей, а также между системами DMS SCADA 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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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.
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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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 OПСС или территориальных филиалов OПСС, должны иметь по крайней мере два прямых канала для голосовой телекоммуникационной связи с соответствующим диспетчерским центром.
[Пкт.81 изменен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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 OПСС, их реализация и содержание выполняются по договоренности с ним.
[Пкт.84 изменен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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
Частота в ЭЭС
88. Номинальная частота напряжения в ЭЭС составляет 50 Гц..
[Пкт.88 в редакции Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
89. Нормальным диапазоном изменения частоты напряжения в ЭЭС является:
а) допустимое отклонение от 49,80 до 50,20 Гц, в периоде до 95% от времени сутки (24 часа);
b) допустимое отклонение от 49,60 до 50,40 Гц, в периоде до 5% от времени сутки (24 часа).
[Пкт.89 в редакции Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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 дополнен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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:
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 |
|
| Предмет регулирования | Положение |
| Форма кривой напряжения | Полный коэффициент гармонических искажений: 3% (при высоком напряжении*) Указываются допустимые значения для уровня гармоники. |
| Соотношение обратной последовательности к прямой последовательности | Коэффициент несимметрии обратной последовательности: 1% - высокое напряжение |
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.
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.
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.
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;
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.
103. Под простым аварийным событием подразумевается отключение одного-единственного элемента ЭЭС, которым может быть:
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
104. Деятельность по планированию развития СЭП в рамках ЭЭС осуществляется предприятием OПСС в соответствии с компетенцией и полномочиями, установленными Законом об электроэнергии.
[Пкт.104 изменен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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;
c) все поставщики, лицензированные агентством.
[Пкт.108 изменен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
110. План развития СЭП должен предусматривать:
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;
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 изменен Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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:
- 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;
e) вероятность непокрытия нагрузки;
f) стратегия развития инфраструктуры ЭЭС;
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
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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
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 Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
[Главы V, VI, VII утратили силу согласно Пост. НАРЭ N 423/2019 от 22.11.2019, в силу 24.02.2020]
[Главы V, VII изменены Пост. НАРЭ N 210/2015 от 09.10.2015, в силу 11.12.2015]
Приложение № 1
Технические детали, которые прилагаются к заявлению о присоединении к
СЭП, и данные, касающиеся установок производителей и потребителей,
присоединенных к СЭП
В зависимости от этапа, к которому делается ссылка при присоединении к СЭП, этими данными являются:
a) стандартные данные планирования;
b) детальные данные для планирования;
c) зарегистрированные данные.
Стандартные данные планирования (S) представляют собой общие технические данные, которые характеризуют производителей/потребителей, присоединенных к СЭП.
Подробные данные для планирования (D) - это технические данные, которые позволяют проводить специальный анализ статической и динамической устойчивости, и осуществлять расчет установок автоматики и наладку защит, а также иные данные, необходимые для оперативного программирования.
Данные, сообщенные посредством заявления о присоединении, утвержденные и заполненные при вводе в работу, зарегистрированные (R), согласованные производителем/потребителем/OПСС.
Данные, определенные в результате тестирований (T), представляют собой утвержденные посредством тестирований данные, которые являются предметом деятельности по испытанию, мониторингу и контролю.
|
Таблица 1 Данные для генерирующих блоков |
||
| Описание данных (обозначение) | Единица измерения | Категория данных |
| Электростанция: | ||
| Точка присоединения к сети | Текст, диаграмма | S, D |
| Номинальное напряжение в точке присоединения | кВ | S, D |
| Генерирующие блоки: | ||
| Номинальная полная мощность | МВА | S, D, R |
| Номинальный коэффициент мощности (cos φn) | S, D, R | |
| Полезная мощность | МВт | S, D, R |
| Номинальная активная мощность | МВт | S, D, R |
| Максимальная активная мощность на клеммах | МВт | S, D, T |
| Номинальное напряжение | кВ | S, D, R |
| Максимальная/минимальная частота при номинальных рабочих параметрах | Гц | D, R |
| Потребление собственных нужд при максимальной мощности на клеммах | МВт | S, D, R, T |
| Максимальная реактивная мощность на клеммах | МВАр | S, D, R, T |
| Минимальная реактивная мощность на клеммах | МВАр | S, D, R, T |
| Минимальная производимая активная мощность | МВт | S, D, R, T |
| Постоянная инерции турбогенератора (H) или момент инерции (GD2) | МВт*с/МВА | D, R |
| Номинальная скорость вращения | об/мин | S |
| Отношение короткого замыкания | D, R | |
| Номинальный статорный ток | А | D, R |
| Насыщенные и ненасыщенные реактивные сопротивления генерирующих блоков: | ||
| Номинальное реактивное сопротивление (номинальное напряжение2/номинальная полная мощность) | Ом | S, D, R |
| Синхронное реактивное сопротивление по продольной оси % от номинального реактивного сопротивления | % | S, D, R |
| Переходное реактивное сопротивление по продольной оси % от номинального реактивного сопротивления | % | D, R |
| Сверхпереходное реактивное сопротивление по продольной оси % от номинального реактивного сопротивления | % | S, D, R |
| Синхронное реактивное сопротивление по поперечной оси % от номинального реактивного сопротивления | % | D, R |
| Переходное реактивное сопротивление по поперечной оси % от номинального реактивного сопротивления | % | D, R |
| Сверхпереходное реактивное сопротивление по поперечной оси % от номинального реактивного сопротивления | % | S, D, R |
| Реактивное сопротивление утечки статора % от номинального реактивного сопротивления | % | D, R |
| Реактивное сопротивление нулевой последовательности % от номинального реактивного сопротивления | % | D, R |
| Реактивное сопротивление обратной последовательности % от номинального реактивного сопротивления | % | D, R |
| Реактивное сопротивление Потье % от номинального реактивного сопротивления | % | D, R |
| Постоянная времени генерирующих блоков: | ||
| Переходная цепи обмотки возбуждения с закрытым статором (Td′) | с | D, R |
| Сверхпереходная обмотки затухания с закрытым статором (Td") | с | D, R |
| Переходная цепи обмотки возбуждения с открытым статором (Td0′) | с | D, R |
| Сверхпереходная обмотки затухания с открытым статором (Td0") | с | D, R |
| Переходная цепи обмотки возбуждения с открытым статором, по оси q (Tq0′) | с | D, R |
| Сверхпереходная обмотки затухания с открытым статором, по оси q (Tq0") | с | D, R |
| Графики для генерирующих блоков: | ||
| График рабочих возможностей. | Графические данные | D, R |
| График P-Q | Графические данные | D, R, T |
| Кривая рабочего КПД | Графические данные | D, R |
| Способность генерирующего блока с точки зрения реактивной мощности: | ||
| Реактивная мощность в индуктивном режиме при максимальной генерируемой мощности | МВАр генерированная | S, D, R, T |
| Реактивная мощность в индуктивном режиме при минимальной генерируемой мощности | МВАr генерированная | D, R, T |
| Реактивная мощность в кратковременном индуктивном режиме при номинальных значениях мощности, напряжения и частоты | МВАр | D, R, T |
| Реактивная мощность в емкостном режиме при максимальной/минимальной генерируемой мощности | МВАр потребленная | S, D, R, T |
| Система возбуждения генератора: | ||
| Тип системы возбуждения | Текст | D, R |
| Номинальное напряжение (возбуждения) на зажимах ротора | В | D, R |
| Максимальное напряжение на зажимах ротора (предел возбуждения) | В | D, R |
| Максимальное допустимое время сохранения предела возбуждения | сек. | D, R |
| Схема регулирования возбуждения | В/В | D, R |
| Максимальная скорость роста напряжения возбуждения | В/с | D, R |
| Максимальная скорость спада напряжения возбуждения | В/с | D, R |
| Динамика характеристик сверхвозбуждения | Текст | D, R |
| Динамика характеристик недовозбуждения | Текст | D, R |
| Ограничитель возбуждения | Блок-схема | D, R |
| Регулятор скорости: | ||
| Тип регулятора | Текст | S, D |
| Регулирующие функции, выполняемые регулятором (функциональные схемы, комбинированные регулирующие функции, время коммутации, метод выбора и условия автоматической коммутации между режимами) | Диаграммы, текст | S, D, R |
| Стандартизированная функция преобразования с функциональными блоками регулятора, элементов исполнения и регулируемой установки (генератор, турбина, котел) | Диаграммы | D, R |
| Диапазон регулирования постоянного статизма | % | S, D, R |
| Фактическое значение постоянного статизма bp
–между частотой и позицией впускного отверстия –между мощностью и частотой |
% | D, R, T |
| Диапазон регулирования параметров настройки Kp, Td şi Tv | %, с | S, D |
| Фактическое значение параметров настройки Kp, Td şi Tv | %, с | D, R, T |
| Диапазон регулирования заданной частоты | Гц | S, D, R, T |
| Скорость варьирования заданных сигналов | S, D, R | |
|
• частоты |
мГц/с | |
|
• мощности |
МВт/с | |
|
• впуска |
%/с | |
| Нечувствительность всей системы регулирования | S, R, T | |
|
• по частоте |
±мГц | |
|
• по мощности |
± МВт | |
| Время запаздывания регулятора | с | S, D, R, T |
| Время открытия/закрытия серводвигателя | с/с | S, D, R, T |
| Точность измерения реакции
• частота/частота вращения • мощность • позиция серводвигателя • линейность преобразователя положение серводвигателя |
% | S |
| Максимальная сверхчастота вращения при сбросе нагрузки (nmax) | % nN | S, D, R |
| Время сохранения мощности заказанной АРС при поддержании определенного уровня частоты (для теплоэнергетических блоков) | мин | S, D, R, T |
| Регулятор напряжения (АРН): | ||
| Тип регулятора | Текст | D |
| Эквивалентная функция преобразования, возможно стандартизованная, регулятора напряжения, значения и единицы измерения | Текст | D, R |
| Регулирующие функции, выполняемые регулятором (функциональные схемы, комбинированные регулирующие функции, время коммутации, метод выбора и условия автоматической коммутации между режимами) | Диаграммы, текст | D, R |
| Точность регулятора напряжения | % | S, D, R, T |
| Минимальное значение эквивалента напряжения, которое подлежит настройке в АРН | % Un | S, D, R, T |
| Максимальное значение эквивалента напряжения, которое подлежит настройке в АРН | % Un | S, D, R, T |
| Максимальное напряжение возбуждения | % Un | S, D, R, T |
| Время поддержания максимального напряжения возбуждения | сек. | S, D, R, T |
| Максимальный ток возбуждения который может быть сохранен в течение 10 сек. | % экспериментально | S, D, R, T |
| Данные касаемо вторичного регулирования частота/мощность: | ||
| Диапазон вторичного регулирования максимальный/минимальный | МВт | S, D, R, T |
| Скорость загрузки/разгрузки блока для вторичного регулирования:
• диапазон регулирования • фактическое значение |
МВт/мин | S, D, R, T |
| Метод воздействия на АРС | Диаграмма | S, D |
| Время достижения заданного значения мощности | с | S, D, R, T |
| Время запаздывания вторичного регулирования | с | S, D, R, T |
| Для теплоэнергетических блоков:
• схема с функциональными блоками цепи нагрузки блока, подпиточной воды, топлива, воздуха, температур • параметры настройки упомянутых цепей регулирования • передаточные функции • ответная реакция основных параметров (давление, дебет, температура острого пара) на колебание регулирования со 100% степенью |
Диаграммы зарегистрированные данные | S, D, R |
| Системы защиты блоков и значения регулирования | текст | S, D |
| Установка следующих регуляторов: | ||
| Ограничитель максимального возбуждения | Текст, диаграмма | D |
| Ограничитель минимального возбуждения | Текст, диаграмма | D |
| Ограничитель статорного тока | Текст, диаграмма | D |
| Единицы трансформации: | ||
| Количество обмоток | Текст | S, D |
| Номинальная мощность каждой обмотки | МВА | S, D, R |
| Номинальный коэффициент трансформации | кВ/кВ | S, D, R |
| Напряжения короткого замыкания по парам обмоток | % от Unom. | S, D, R |
| Потери холостого хода | кВт | S, D, R |
| Потери под нагрузкой | кВт | S, D, R |
| Ток намагничивания | % | S, D, R |
| Группа соединений | Текст | S, D |
| Область регулирования | кВ-кВ | S, D |
| Схема регулирования (продольное или продольно-поперечное) | Текст, диаграмма | D, R |
| Величина шага регулирования | % | D |
| Регулирование под нагрузкой | ДА/НЕТ | D |
| Присоединение к нейтрали | Текст, диаграмма | S, D |
| Кривая насыщения | диаграмма | R |
|
Таблица 2 Данные для потребителей и установок в точке присоединения |
||
| Описание | Единица измерения | Категория данных |
| Напряжения: | ||
| Номинальное напряжение | кВ | S, D |
| Максимальное/минимальное напряжение | кВ | D |
| Согласование изоляции: | ||
| Выдерживаемое напряжение при грозовом импульсе | кВ | D |
| Выдерживаемое напряжение при промышленной частоте сети (50 Гц) | кВ | D |
| Выдерживаемое напряжение при коммутирующем импульсе | кВ | D |
| Токи: | ||
| Максимальный ток | кА | S, D |
| Максимальный кратковременный зарядный ток | кА для порядка времени в секундах | D |
| Условия, для которых применяются данные токи | Текстовой | S, D |
| Заземление: | ||
| Метод заземления | Текстовой | D |
| Рабочие характеристики изоляции в условиях загрязнения – уровень загрязнения | МЭК 815 | D |
| Система управления и сбора данных: | ||
| Дистанционное управление и передаваемые данные | Текстовой | D |
| Измерительные трансформаторы тока | A/A | D |
| Измерительные трансформаторы напряжения | кВ/В | D |
| Характеристики системы измерения | Текстовой | R |
| Измерительные трансформаторы – детали касаемо сертификатов испытаний | Текстовой | R |
| Конфигурация сети: | ||
| Рабочая схема электрических схем существующих и предложенных установок, включая расположение шин, присоединение к нейтрали, оборудование коммутации и рабочие напряжения | Однолинейная диаграмма | S, D, R |
| Полное сопротивление сети: | ||
| Сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательности | Ω | S, D, R |
| Токи короткого замыкания: | ||
| Максимальный ток короткого замыкания | кA | S, D, R |
| Возможность переключения: | ||
| Потребитель или группа потребителей питаемые из альтернативных точек присоединения | Текст | D, R |
| Нагрузка нормально питаемая из точки присоединения X | МВт | D, R |
| Нагрузка нормально питаемая из точки присоединения Y | МВт | D, R |
| Переключения в запланированных условиях или в условиях аварийного события | Текстовой | D |
| Трансформаторы в точке присоединения: | ||
| Кривая насыщения | Диаграмма | R |
| Данные о трансформаторных единицах | Диаграмма | S, D, R |
|
Таблица 3 Данные о защитах в точке присоединения |
||
| Описание | Единица измерения | Категория данных |
| Количество защит каждого типа | D | |
| Управление защит | мс | D, R |
| Время включения/отключения выключателя (включая гашение электрической дуги) | мс | D, R |
| Тип автоматики регулировок (АПВ, АВР) | Текстовой, мс | D, R |
|
Таблица 4 Данные об установках компенсации реактивной мощности |
||
| Описание | Единица измерения | Категория данных |
| Месторасположение реакторов | Текстовой | S, D, R |
| Номинальная реактивная мощность реакторов | Мвар | S, D, R |
| Номинальное напряжение реакторов | кВ | S, D, R |
| Расположение конденсаторных батарей | Текстовой | S, D, R |
| Номинальная мощность конденсаторных батарей | Мвар | S, D, R |
| Номинальное напряжение конденсаторных батарей | кВ | S, D, R |
| Расположение компенсаторов | Текстовой | S, D, R |
| Номинальная мощность компенсаторов (индуктивный/емкостной) | ± Мвар | S, D, R |
| Номинальное напряжение компенсаторов | кВ | S, D, R |
| Метод коммутации/регулирования | Текстовой | S, D, R |