Побудова та експлуатація електричних мереж. Технічна політика.

Міністерство енергетики та вугільної промисловості України

 

 

 

 

 

ПОБУДОВА ТА ЕКСПЛУАТАЦІЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ. ТЕХНІЧНА ПОЛІТИКА

 

 

 

 

Київ, 2012

 

ПЕРЕДМОВА

 

1  РОЗРОБЛЕНО:			Науково-технічний центр електроенергетики ДП  «Національна енергетична компанія «Укренерго»
2 РОЗРОБНИКИ:			О. Болдирєв, Р. Буйний, В. Васильченко, В. Грєчанінов, М. Головатюк, О.Гусятинська, А. Квицинський, М. Керницький, В. Коваленко, Г. Кот,  В. Лучніков, В. Лях, А. Мар­це­нюк-Кухарук,  В. Молчанов, В. Редін, В.  Сантоцький, О. Сологуб, В. Стафійчук
3 ВНЕСЕНО:			Відділ розвитку та методологічного забезпечення надійної роботи електричних мереж Департаменту електроенер­гетики Міненерговугілля України Л. Власенко
4 УЗГОДЖЕНО:			Департамент електроенергетики, С. Меженний   Департамент стратегічної політики, інвестицій та ядерно-енергетичного комплексу, М. Константінов   Департамент юридичного забезпечення, І. Варакута
5  ЗАТВЕРДЖЕНО ТА НАДАНО ЧИННОСТІ:			Заступник Міністра енергетики та вугільної промисловості України, С. Чех
6  УВЕДЕНО       ВПЕРШЕ
7  ТЕРМІН  ПЕРЕВІРЕННЯ:			2014 рік

___________________________________________________________________

Право власності на цей документ належить Міненерговугілля України.

Відтворювати, тиражувати і розповсюджувати його повністю чи частково на будь-яких носіях інформації без офіційного дозволу заборонено.

Стосовно врегулювання прав власності треба звертатися до Міненерговугілля України.

 

ЗАТВЕРДЖУЮ

Заступник Міністра енергетики та вугільної          промисловості України

 

     _____________  С. Чех

"___"   _______________  2012 р.

 

 

ПОБУДОВА ТА ЕКСПЛУАТАЦІЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ.

ТЕХНІЧНА ПОЛІТИКА

Загальні положення

Технічна політика у сфері побудови та експлуатації електричних мереж – це визначена органом, що здійснює державне управління в електроенергетиці, сукупність цілей, способів досягнення мети і дій, які спрямовано на отримання нових технічних рішень, що забезпечують підвищення ефективності, надійності, технічного рівня та безпеки процесів передавання електричної енергії, створення і впровадження більш досконалих технологій та технічних засобів.

В відповідності із Законом України «Про електроенергетику» в основі технічної політики в об’єднаній енергосистемі України лежить діяльність Міністерства енергетики та вугільної промисловості України із ефективного управління модернізацією та інноваційним розвитком об’єктів електричних мереж.

Головними стратегічними цілями технічної політики Міністерства енергетики та вугільної промисловості України, що забезпечують зазначені функції в частині побудови та експлуатації електричних мереж об'єднаної енергосистеми (далі - ОЕС) України, є підвищення технічного рівня електричних мереж ОЕС, надійності та екологічної безпеки об'єктів електроенергетики.

Електричні мережі ОЕС України складаються з високовольтних (магістральних та міждержавних) електричних мереж та розподільних (місцевих, локальних) електричних мереж.

За допомогою магістральних і міждержавних електричних мереж здійснюється передавання виробленої генерувальними компаніями електричної енергії енергопостачальним компаніям, паралельна робота ОЕС України з енергосистемами суміжних країн, а також експорт і імпорт електричної енергії.

Розподільні електричні мережі ліцензіатів з передачі електричної енергії місцевими (локальними) електричними мережами та постачання електричної енергії за регульованим тарифом, які є завершальною ланкою в системі забезпечення споживачів електричною енергією, перебувають у безпосередній  взаємодії як з конкретним споживачем, так і магістральними та міждержавними електричними мережами. Результати  роботи   розподільних електричних мереж  багато  в чому  визначають  надійність, якість, і ефективність роботи всієї ОЕС України.

Як свідчить аналіз сучасного стану електричних мереж, існує об’єктивна необхідність у оптимізації режимів їх роботи, удосконалення  принципів  побудови  мереж за  рівнями  напруги  та  видами виконання,  комплексній автоматизації, підвищенні  надійності, якості та ефективності функціонування мереж з урахуванням регіональних особливостей, що забезпечить ефективне управління, модернізацію та інноваційний розвиток електричних мереж. Ці та інші проблеми вимагають свого розв’язання шляхом вибору оптимального напрямку розвитку електричних мереж. В умовах реформування відносин власності в енергетиці  технічна політика є дієвим інструментом,  який реалізує положення Закону України «Про електроенергетику» в частині  створення державою умов для розвитку і підвищення технічного рівня електроенергетики.

В зв’язку із зазначеним, виникає потреба у  розробленні технічної політики в побудові та експлуатації магістральних і розподільних електричних мереж, яка, враховуючи особливості власності, складається з двох частин:

1)   Технічна політика у сфері побудови та експлуатації магістральних та міждержавних електричних мереж;

2)   Технічна політика у сфері побудови  та експлуатації розподільних електричних мереж.

На основі технічної політики повинні бути розроблені нормативно-технічні документи (стандарти, регламенти, норми і правила тощо) і нормативно-правові акти, що визначають пріоритети та правила застосування технічних рішень в ході реалізації програм нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення об'єктів електроенергетики.

Ця технічна політика підлягає перегляду та корегуванню один раз на два роки.

Пропозиції та зауваження до технічної політики просимо надсилати за адресою:

04112,  м. Київ,  вул. Дорогожицька, 11/8, НТЦЕ;

тел.(044) 206-73-91, E-mail: vp_ntce@ukr.net

 

Частина І

ТЕХНІЧНА ПОЛІТИКА У СФЕРІ ПОБУДОВИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ МАГІСТРАЛЬНИХ І МІЖДЕРЖАВНИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ

 

1. СФЕРА ЗАСТОСУВАННЯ

1.1. Технічна політика у сфері будівництва та експлуатації магістральних і міждержавних електричних мереж визначає основні цілі, способи досягнення мети  і дії електроенергетичної галузі в частині підвищення ефективності функціонування і розвитку магістральних і міждержавних електричних мереж напругою від 220 кВ до 750 кВ (далі – Технічна політика).

1.2. Технічна політика призначена для застосування ліцензіатом з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами і ліцензіатом, який здійснює централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління об’єднаною енергетичною системою України (Системний оператор).

Технічну політику рекомендовано для використання науково-дослідними, проектними, ремонтними, будівельно-монтажними і налагоджувальними організаціями, які виконують роботи у рамках договірних відносин (угод) щодо  забезпечення функціонування об’єктів магістральних і міждержавних електричних мереж.

1.3. Технічну політику рекомендовано використовувати при розробленні і реалізації:

-         державних і галузевих програм розвитку магістральних і міждержавних електричних мереж;

-         схем перспективного розвитку магістральних і міждержавних електричних мереж;

-         інвестиційних програм магістральних і міждержавних електричних мереж;

-         проектів нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення об’єктів електричних мереж (включаючи системи управління, зв’язку, захисту, діагностики тощо);

-         програм науково-дослідних і дослідно-конструкторських робіт у сфері будівництва магістральних і міждержавних електричних мереж;

-        проектів нормативних документів, технічних рішень тощо, що стосуються забезпечення функціонування та розвитку магістральних і міждержавних електричних мереж.

1.4. Технічна політика не містить норм щодо регулювання економічної діяльності підприємств, які виконують роботи у рамках договірних відносин (угод) щодо  забезпечення функціонування об’єктів електроенергетики, установлення яких відповідно до чинного законодавства покладено на орган державного регулювання діяльності в енергетиці.

 

2. НОРМАТИВНІ ПОСИЛАННЯ

Технічна політика розроблена відповідно до:

Закону України від 16.10.1997 № 575/97- ВР  «Про електроенергетику»

Закону України від 18.03.2004 № 1621-IV «Про державні цільові програми»

Закону України від 17.05.2001 № 2408-III «Про стандартизацію»

Закону України від 01.12.2005 № 3164-IV «Про стандарти, технічні регламенти та процедури оцінки відповідності»

Указу Президента України від 12.03.2012 № 187/2012 «Про затвердження національного плану дій на 2012 рік щодо впровадження Програми економічних реформ на 2010-2014 роки «Заможне суспільство, конкурентоспроможна економіка, ефективна держава»

Постанови Кабінету Міністрів України від 31 січня 2007 року № 106 «Про затвердження Порядку розроблення та виконання державних цільових програм»

Енергетичної стратегії України на період до 2030 року, схваленої розпорядженням Кабінету Міністрів України від 15 березня 2006 р. № 145-р.

Державної цільової економічної програми енергоефективності і розвитку сфери виробництва енергоносіїв з відновлювальних джерел енергії та альтернативних видів палива на 2010 – 2015 роки, затвердженої постановою Кабінету Міністрів України від 01.03.2010 № 243.

ДСТУ ISO 9001 – 2009 (ISO 9001:2008) Системи управління якістю. Вимоги, затверджений наказом Держспоживстандарт України від 22 червня 2009 року №225

ДСТУ 1.0 – 2003 Національна стандартизація. Основні положення, затверджений наказом Держспоживстандарт України від 24 лютого 2003 року №32

ДСТУ 1.2 – 2003 Національна стандартизація. Порядок розроблення національних нормативних документів, затверджений наказом Держспоживстандарт України від 24 лютого 2003 року №32

ДСТУ 1.3:2004 Національна стандартизація. Правила розроблення, побудови, викладання, оформлення, погодження, прийняття та позначення технічних умов, затверджений наказом Держспоживстандарт України від 30 квітня 2004 року №86

ДСТУ 1.5:2003 Національна стандартизація. Правила побудови викладання, оформлення та вимоги до змісту нормативних документів, затверджений наказом Держспоживстандарт України від 16 травня 2003 року №85

ДСТУ ГОСТ 12.2.091:2004 (МЕК 61010–1–90) Безопасность электрических контрольно-измерительных приборов и лабораторного оборудования (Безпека електричних контрольно-вимірювальних пристроїв і лабораторного обладнання), затверджений наказом Держспоживстандарт України від 5 липня 2004 року №131

ГОСТ 721 – 77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальное напряжение свыше 1000 В (Системи електропостачання, мережі, джерела, перетворювачі та приймачі електричної енергії. Номінальні напруги понад 1000 В), затверджено постановою державного комітету стандартів радою Міністрів СССР від 27 травня 1977 року №1376

ГОСТ 3062 – 80 Канат одинарной свивки типа ЛК-О конструкции

1 Х 7(1+6). Сортамент (Канат одинарної звивки типу ЛК-О конструкції

1 Х 7(1+6). Сортамент), затверджено постановою державного комітету СССР по стандартах від 23 квітня 1980 року №1833

ГОСТ 3063 – 80 Канат одинарной свивки типа ТК конструкции

1 Х 19 (1+6+12). Сортамент (Канат одинарної звивки типу ТК конструкції

1 Х 19(1+6+12). Сортамент), прийнятий протоколом Державного комітету СССР по стандартам від 23 квітня 1980 року №1833

ГОСТ 3064 – 80 Канат одинарной свивки типа ТК конструкции

1 Х 37 (1+6+12+18). Сортамент (Канат одинарної звивки типу ТК конструкції

1 Х 37 (1+6+12+18). Сортамент), прийнятий протоколом Державного комітету СССР по стандартам від 23 квітня 1980 року №1833

ГОСТ 13109 – 97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения (Електрична енергія. Сумісність технічних засобів електромагнітна. Норми якості електричної енергії в системах електропостачання загального призначення), прийнятий протоколом Міждержавною радою по стандартизації, метрології і сертифікації від 21 листопада 1997 №12-97

ГОСТ 14254 – 96 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками

(код ІР) (Ступені захисту, які забезпечуються оболонками) (код ІР), прийнятий протоколом Міждержавною радою по стандартизації, метрології і сертифікації від 12 квітня1996 №9-96

ГСТУ 45.005 – 98 Норми електричні на елементарні кабельні ділянки та кабельні секції аналогових і цифрових систем передачі, прийнятий протоколом Міждержавною радою по стандартизації, метрології і сертифікації від 12 квітня 1996 №9

СНиП 2.03.11 – 85 Защита строительных конструкцій от коррозии (Захист будівельних конструкцій від корозії), затверджено Госстроєм СССР

ГНД 34.20.567 – 2003 Правила застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження частоти в енергосистемах, затверджений наказом Мінпаливенерго України від 01 грудня 2003 року №714, зареєстрований в Міністерстві юстиції України 18 грудня 2003 року за №1177/8498

ГКД 341.004.003 – 94 Нормы технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше (Норми технологічного проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище), затверджений наказом Міненерго України від 10 жовтня 1994 року

ГКД 34.20.507 – 2003. Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила, затверджений наказом Мінпаливенерго України від 13 червня 2003 року №296

ГКД 34.35.108 – 2004 Керівні вказівки з протиаварійної автоматики енергосистем. Інструкція, затверджений наказом Мінпаливенерго України від 18 лютого 2004 року №95

ГКД 34.35.604 – 96 Технічне обслуговування пристроїв релейного захисту, протиаварійної автоматики, електроавтоматики, дистанційного керування та сигналізації електростанцій і підстанцій 110-750 кВ. Правила, затверджений наказом Міненерго України від 13 жовтня 1995 року

ГКД 34.48.151 – 2003 Проектування, будівництво та експлуатація волоконно-оптичних ліній зв’язку по повітряних лініях електропередавання. Інструкція, затверджений наказом Мінпаливенерго України від 13 червня 2003 року №300

РД 50-34.698 – 90 Автоматизированые системы требования к содержанию документов (Автоматизовані системи вимог до змісту документів), затверджено постановою Держстандарту СССР від 27 грудня 1990 року №3380

Р 45-010 – 2002 Рекомендації з підвішування оптичних кабелів на опорах повітряних ліній зв’язку, ЛЕП, контактної мережі залізниць. Загальні положення, затверджено наказом Державного комітету зв’язку та інформації України від 27 квітня 2003 року №162

СОУ-Н ЕЕ 05.838:2006 Норми часу на ремонт і технічне обслуговування електричних мереж. Пристрої релейного захисту та автоматики. Том 9, затверджений наказом Мінпаливенерго України від 18 грудня 2006 року №492

СОУ-Н ЕЕ 05.839:2007 Норми часу на ремонт і технічне обслуговування електричних мереж. Пристрої релейного захисту і автоматики типових схем приєднань. Том 10, затверджений наказом Мінпаливенерго України від 28 квітня 2007 року №220

СОУ-Н ЕЕ 11.315:2007 (МВУ031/08 – 2007) Кількість електричної енергії електрична потужність. Типова методика виконання вимірювань, затверджений наказом Мінпаливенерго України від 12 квітня 2007 року №189

СОУ-Н ЕЕ 20.178 – 2008 Схеми принципові електричні розподільчих установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій. Настанова, затверджений наказом Мінпаливенерго України від 14 травня 2008 року №262

СОУ-Н ЕЕ 20.577:2007 Технічне діагностування електрообладнання та контактних з’єднань електроустановок і повітряних ліній електропередачі засобами інфрачервоної техніки. Методичні вказівки, затверджений наказом Мінпаливенерго України від 15 лютого 2007 року №89

СОУ-Н ЕЕ 35.514:2007 Технічне обслуговування мікропроцесорних пристроїв релейного захисту, протиаварійної автоматики, електроавтоматики, дистанційного керування та сигналізації електростанцій і підстанцій від 0,4 кВ до 750 кВ. Правила, затверджений наказом Мінпаливенерго України від 30 жовтня 2007 року №514

Правил устройства електроустановок (ПУЭ) – М.: Энергоатомиздат, 1986 (Правила улаштування електроустановок (ПУЕ) – М.: Енергоатоміздат, 1986, затверджені Міненерго СССР 01 червня 1985 року

Правил улаштування електроустановок Глава 4.2 ПУЕ:2008 Розподільчі установки і підстанції напругою понад 1 кВ, затверджений наказом Мінпаливенерго України від 02 квітня 2003 року №203

 

3. ТЕРМІНИ ТА ВИЗНАЧЕННЯ ПОНЯТЬ.

У Технічній політиці використано такі терміни та позначення визначених ними понять:

3.1. автоматизована система обліку електроенергії - ієрархічна система, що являє собою сукупність технічних пристроїв, яка функціонально поєднує метрологічно атестовані вимірювально-інформаційних комплекси точок вимірювань, інформаційно-обчислювальні комплекси електроустановок на рівні підстанцій, інформаційно-обчислювальний комплекс та системи забезпечення єдиного часу, і виконує функції проведення вимірювань, збору, оброблення та зберігання результатів вимірювань, інформації про стан об'єктів і засоби вимірювань, а також передавання отриманої інформації в інтегровану автоматизовану систему обліку електроенергії на оптовому ринку електроенергії в автоматизованому режимі, одержання даних від суміжних учасників оптового ринку електричної енергії, а також дає змогу визначати достовірність цих приладів обліку, приведення показань приладів обліку до границь балансової приналежності, формування балансів електроенергії різного ступеня деталізації, проведення розрахунків із суміжними учасниками оптового ринку електроенергетики і споживачами, здійснення діяльності із купівлі електричної енергії на оптовому ринку електроенергетики.

3.2. автоматизована система управління технологічними процесами - програмно-технічний засіб автоматизації підстанцій, що інтегрує у своєму складі підсистеми збору й передавання інформації з параметрами роботи устаткування підстанцій, діагностики й моніторингу технологічного устаткування, керування колами первинної й вторинної комутації, релейного захисту і автоматики і протиаварійної автоматики, інженерних систем з метою реалізації завдань керування технологічними процесам підстанцій магістральних і міждержавних електричних мереж у повному обсязі

3.3. автоматизована система технологічного управління - комплекс засобів автоматизації завдань виробничо-технічного і оперативно-диспетчерського управління об'єктами електричних мереж, що забезпечують розв’язання завдань автоматизації процесів збору й передавання технологічної інформації з рівня підстанцій, її оброблення та зберігання, оперативного управління перемиканнями комутаційних апаратів і проведенням робіт з технічного обслуговування і ремонтів, аналізу технічного стану устаткування на базі сучасних програмно-технічних засобів автоматизації, обчислювальної техніки та інформаційних технологій

3.4. активно-адаптивна мережа -  якісно нова система автоматичного керування  електромережею, яка  дозволяє здійснювати в реальному часі моніторинг та керування режимами її роботи, здійснювати комунікації між споживачами та постачальниками, надаючи можливість оптимізації споживання, скорочуючи ціну електроенергії і тим самим забезпечуючи новий рівень надійності та економічності енергозабезпечення

3.5. діагностика - сфера знань, що охоплює теорію, методи й засоби визначення технічного стану об'єктів

3.6. електропередавальна організація - cуб’єкт господарювання, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами відповідно до отриманої ліцензії

3.7. енергорайон – сукупність об’єктів енергосистеми, розташованих на частині обслуговуваної нею території

3.8. енергокомпанія – це енергогенеруюча чи енергопостачальна компанія

3.9. єдина інформаційно-комунікаційна мережа електроенергетики - система передавання та, у відповідних випадках, комутаційне або маршрутизаційне обладнання та інші ресурси, які дають змогу передавати сигнали дротовими, радіо, оптичними або іншими електромагнітними засобами, зокрема фіксовані супутникові мережі (комутаційні та пакетні канали, у тому числі Інтернет) та мобільні глобальні мережі, електричні кабельні мережі, в яких вони використовуються для передавання сигналів  (згідно з Директивою 2002/21/ЄС Європейського департаменту та ради від 07.03.2002. про спільні правові рішення для інформаційних комунікаційних мереж і послуг)

3.10. вимірювально-інформаційний комплекс точки вимірювань - функціонально об'єднана й територіально локалізована сукупність метрологічно атестованих програмно-технічних засобів обліку електроенергії в даній точці вимірювань, у якій формуються й перетворюються сигнали, що містять кількісну інформацію про вимірювані величини, реалізуються обчислювальні й логічні операції, передбачені процесом вимірювань, а також інтерфейс доступу до інформації з даної точки вимірювань електроенергії. Вимірювально-інформаційний комплекс точки вимірювань є складним вимірювальним каналом, що являє собою сукупність декількох простих вимірювальних каналів, сигнали з виходу яких використовують для одержання результату непрямих, сукупних або спільних вимірювань

3.11. інформаційно-обчислювальний комплекс - сукупність функціонально об'єднаних метрологічно атестованих програмних, інформаційних і технічних засобів, призначених для рішення завдань діагностики станів засобів і об'єктів вимірювань, збору, оброблення й зберігання результатів вимірювань, що надходять від інформаційно-обчислювального комплексу електроустановки та вимірювально-інформаційного комплексу

3.12. інформаційно-обчислювальний комплекс електроустановки - сукупність функціонально об'єднаних метрологічно атестованих програмних і технічних засобів, призначених для вирішення завдань збирання та оброблення результатів вимірювань, діагностики засобів вимірювань у межах однієї електроустановки, а також забезпечення інтерфейсів доступу до цієї інформації

3.13. інформаційна система управління-сукупність інформаційних систем, методологічно й технічно об'єднаних одна з одною спеціальними програмними технологіями інтеграції, призначена для підвищення ефективності діяльності

3.14. кабельна лінія електропередавання - лінія електропередавання, що складається з одного або декількох, з'єднаних між собою без комутаційних апаратів паралельних кабелів зі сполучними, стопорними і кінцевими муфтами та кріпильними деталями

3.15. контроль технічного стану - перевірка відповідності значень параметрів об'єкта вимогам технічної документації й визначення на цій основі одного із заданих видів технічного стану в цей момент часу

3.16. лінія електропередавання  - електроустановка, що складається із проводів, кабелів і елементів, які ізолюють несучі конструкції, призначена для передавання електричної енергії між двома пунктами електричної мережі з можливим проміжним відбором

3.17. метрологічне забезпечення електричних вимірювань - установлення й застосування наукових і організаційних основ, технічних засобів, правил і норм, необхідних для досягнення необхідної точності вимірювань

3.18. моніторинг - безперервний контроль параметрів об'єкта із застосуванням автоматизованих систем управління, що забезпечують збір, зберігання та оброблення інформації в режимі реального часу

3.19. науково-дослідні робота - робота, що вимагає для досягнення поставленого завдання одержання нових знань про процеси, технології й властивості об'єктів та матеріалів і розроблення нових технічних рішень

3.20. нове будівництво - будівництво об'єктів електричних мереж для створення нових виробничих потужностей, здійснюване на спеціально відведених земельних ділянках

3.21. об’єкт ─ будь-який елемент (пристрій, підсистема, функціональна одиниця або система), який можна розглядати відокремлено

3.22 об’єкти магістральних і міждержавних електричних мереж (об’єкти електричних мереж) - об’єднані єдиним технологічним процесом передачі, перетворення і розподілу електричної енергії: повітряні лінії електропередавання   напругою 0,4-800 кВ; трансформаторні підстанції  напругою 6-20/0,4 кВ; кабельні лінії  напругою 0,4-330 кВ; підстанції  напругою 35 кВ і вище; виробничі будівлі і споруди; засоби релейного захисту і автоматики; засоби диспетчерського і технологічного управління, автоматизованої системи обліку електроенергії, автоматизованої системи управління технологічними процесами тощо; інформаційно-комунікаційна мережа

3.23. оперативно-диспетчерське управління - комплекс робіт з централізованого управління технологічними режимами роботи об'єктів електроенергетики і енергоприймальних пристроїв споживачів електричної енергії, якщо ці об'єкти й пристрої впливають на електроенергетичний режим роботи енергетичної системи і їх включено відповідним суб'єктом оперативно-диспетчерського управління в електроенергетиці до переліку об'єктів, що підлягають такому управлінню

3.24. оперативно-технологічне управління - комплекс робіт із зміни технологічних режимів роботи або експлуатаційного стану об'єктів електроенергетики та/або електроприймальних пристроїв споживачів електричної енергії, виконуваних суб'єктами електроенергетики й споживачами електричної енергії відповідно до диспетчерських команд, розпоряджень і дозволів суб'єкта оперативно-диспетчерського управління в електроенергетиці й установленого цим суб'єктом розподілу об'єктів диспетчеризації за способом управління й ведення відносно об'єктів диспетчеризації; самостійно або за погодженням з іншими суб'єктами електроенергетики (споживачами електричної енергії) – стосовно об'єктів електроенергетики й енергоприймальних пристроїв, що не відносяться до об'єктів диспетчеризації

3.25. оптовий ринок електричної енергії України - ринок, що створюється суб'єктами господарської діяльності для купівлі-продажу електричної енергії на підставі договорів

3.26. пілотний проект - це перший етап впровадження, що дозволяє переконатися в застосовності та ефективності вибраних технологій до їх введення у дію

3.27. проектна документація - графічні й текстові матеріали, що визначають об'ємно-планувальні, конструктивні та технічні рішення для будівництва, реконструкції й капітального ремонту об'єктів, а також освоєння та благоустрою земельних ділянок

3.28. повітряна лінія електропередавання - пристрій для передавання електроенергії по проводах, розташованих на відкритому повітрі й прикріплених за допомогою ізолюючих конструкцій і арматури до опор, несучих конструкцій, кронштейнів і стояків на інженерних спорудженнях

3.29. регіональні електричні мережі - функціонально поєднаний комплекс об'єктів електричних мереж номінальною напругою 0,38-110 (150) кВ, а також засобів управління та автоматики, що використовується для передачі, розподілу та постачання електричної енергії  споживачам

3.30. реконструкція - перебудова існуючих об’єктів виробничого та цивільного призначення, пов’язана з удосконаленням виробництва, підвищенням його техніко-економічного рівня та якості вироблюваної продукції, поліпшенням умов експлуатації та проживання, якості послуг, зміною основних техніко-економічних показників (кількість продукції, потужність, функціональне призначення, геометричні розміри тощо)

3.31. системний оператор – суб’єкт ринку електричної енергії, що здійснює централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління об’єднаною енергетичною системою України, підтримання балансу в об’єднаній енергетичній системі України та організацію паралельної роботи з енергетичними системами інших держав на підставі отриманої ліцензії органу державного регулювання діяльності в енергетиці

3.32. технічне переоснащення - комплекс заходів щодо підвищення техніко-економічного рівня окремих виробництв, цехів і дільниць на основі впровадження передової техніки та технології, механізації й автоматизації виробництва, модернізації та заміни застарілого і фізично зношеного устаткування новим, більш продуктивним, а також щодо удосконалення загальнозаводського господарства та допоміжних служб.

Технічне переоснащення діючих підприємств здійснюють, як правило, без розширення виробничих площ за проектами і кошторисами на окремі об’єкти або види робіт

3.33. технічна політика у сфері будівництва та експлуатації електричних мереж - визначена органом, що здійснює державне управління в електроенергетиці,  сукупність цілей, способів досягнення мети  і дій,  які  спрямовано на отримання нових технічних рішень, що забезпечують підвищення ефективності, надійності, технічного рівня та безпеки процесів передачі електричної енергії, створення і впровадження більш досконалих технологій та технічних засобів

3.34. якість електричної енергії - сукупність властивостей електричної енергії, що характеризують придатність її для нормальної роботи електроприймачів відповідно до їх призначення при розрахунковій працездатності. Показники якості електричної енергії унормовано відповідним міждержавним  стандартом

3.35. FACTS (Flexible AC Transmission Systems) – це керування потоками потужності, завдяки здатності виконавчих пристроїв технології керованих гнучких електропередач змінного струму управляти взаємопов'язаними параметрами, що визначають функціонування електропередач, включаючи реактивний опір, струм, напругу, кути фазових зрушень у вузлах мережі, загасання коливань на різних частотах і т.д.

4. ПОЗНАЧЕННЯ ТА СКОРОЧЕННЯ

У Технічній політиці застосовано такі скорочення:

ААМ – активно-адаптивна мережа;

АБ – акумуляторна батарея;

АВР - автоматичне вмикання резерву;

АРМ – автоматизоване робоче місце;

АСОЕ – автоматизовані системи обліку електроенергії;

АСТУ - автомати­зована система технологічного управління;

АСУ - автоматизовані системи управління; АСУТП – автоматизована система управління технологічними процесами;

ВН – висока напруга;

ВРУ – відкрита розподільна установка; ВП – власні потреби;

ВТНП – високотемпературна надпровідність;

ДБЖ – джерела безперебійного живлення;

ДЦ – диспетчерський центр; ЕС – енергетична система;

ЄІКМЕ – єдина інформаційно-комунікаційна мережа електроенергетики;

ЗІП – запасні частини і прилади;

ЗПА – зарядно-підзарядні агрегати;

ІЕС – інформаційно експертні системи;

ІОІ – інформаційно-обчислювальна інфраструктура;

ІТІ – інформаційно-технологічна інфраструктура;

КЗ – коротке замикання;

КІСУ – корпоративна інформаційна система управління;

КЛ – кабельні лінії;

КРУЕ – комплектна розподільна установка елегазова;

КТПР – комплектно-трансформаторні підстанції розподільні

ЛЕП – лінії електропередавання;

ММЕМ – магістральні і міждержавні електричні мережі;

МЕК - Міжнародна електротехнічна комісія;

НВН – надвисокі напруги;

НД – нормативний документ;

НДДКР – науково-дослідні і дослідно-конструкторські роботи.

НН – низька напруга;

НТР – Науково-технічна рада;

ОЕС – об’єднана електроенергетична система;

ОПН – обмежувачі перенапруг нелінійні;

ОРЕ – оптовий ринок електроенергетики;

ОТУ – оперативно-технологічне управління;

ПА – протиаварійна автоматика;

ПЗ – програмне забезпечення;

ПЛ – повітряні лінії;

ПС – підстанції;

ПТК – програмно-технічний комплекс;

РЗА – релейний захист і автоматика;

РУ – розподільна установка;

РПН - регулювання напруги під навантаженням;

СЗПІ – система збору та передачі інформації;

СН – середня напруга;

СОПС – системи оперативного постійного струму;

СТК - статичний тиристорний компенсатор СУОП – система управління охороною праці;

СУБД – системи управління базами даних;

СУЯ – система управління якістю;

ТЕО – техніко-економічне обґрунтування; ТМ – телемеханіка;

ТН – трансформатор напруги;

ТОіР – технічне обслуговування і ремонт;

ТС – трансформатор струму;

УСО – уніфікована стійка опора;

ЦОД – центр оброблення даних; ЦПС – цифрові підстанції;

ЧР – частотні розряди;

ШР – шунтувальний реактор;

FACTS – Flexible AC Transmission Systems - технології керованих гнучких електропередач змінного струму.

5. ЦІЛІ ТЕХНІЧНОЇ ПОЛІТИКИ

Головними стратегічними цілями технічної політики, направленої на забезпечення функцій із ефективного управління, модернізації та інноваційного розвитку об’єктів ММЕМ, є:

–      підвищення готовності ЛЕП і устаткування ПС ММЕМ з передавання електричної енергії для забезпечення стійкого постачання електричною енергією споживачів, функціонування ОРЕ та паралельної роботи ОЕС України з електроенергетичними системами іноземних держав;

–      підвищення надійності й ефективності роботи ММЕМ за рахунок істотного поліпшення керованості всіх елементів мережі;

–      забезпечення видачі потужності електричних станцій у мережу і створення умов для приєднання до електричної мережі учасників ОРЕ на умовах недискримінаційного доступу до електричних мереж за наявності технічної можливості для цього й дотримання ними встановлених правил доступу;

–      підвищення ефективності й розвиток системи діагностики устаткування об’єктів та дослідження режимів ММЕМ;

–      розвиток ОТУ об’єктами ММЕМ. Розвиток інформаційної та телекомунікаційної інфраструктури, підвищення спостережуваності  електричної мережі та якості інформаційного обміну з іншими суб’єктами ОРЕ;

–      підвищення ефективності експлуатації ММЕМ за рахунок обґрунтованої оптимізації головних схем електричних з’єднань, експлуатаційних витрат, витрат електроенергії на власні потреби, підвищення точності вимірювань обліку електроенергії;

–      подолання тенденції старіння основних фондів електричних мереж шляхом їх реконструкції і технічного переоснащення, а також за рахунок застосування устаткування із збільшеним життєвим циклом;

–      автоматизація ПС ММЕМ, упровадження та розвиток сучасних систем контролю технічного стану, автоматичної діагностики і моніторингу технологічного устаткування, систем релейного захисту та протиаварійної автоматики, систем зв’язку, інженерних систем, комерційного й технічного обліку електроенергії; перехід до створення ЦПС без постійного оперативного персоналу;

–      удосконалювання технологій експлуатації, технічного обслуговування та ремонту. Забезпечення професійної підготовки експлуатаційного й ремонтного персоналу з урахуванням упровадження нових технологій та інноваційного устаткування;

–      мінімізація впливу на навколишнє середовище за нового будівництва, реконструкції, експлуатації та ремонту об’єктів ММЕМ;

–      впровадження системи моніторингу режимів роботи (у тому числі аварійних) системотвірної мережі та вдосконалення принципів захисту і керування обладнанням ММЕМ.

6. ОСНОВНІ НАПРЯМИ ТЕХНІЧНОЇ ПОЛІТИКИ

Під час планування розвитку ММЕМ необхідно керуватися такими основними критеріями:

-           доступність: забезпечення всім суб’єктам ОРЕ умов для безперешкодного постачання на ринок своєї продукції на конкурентній основі в разі попиту на неї;

-           надійність: забезпечення протидії фізичним та інформаційним впливам на електричну мережу без тотальних вимикань споживачів і високих витрат на відновлювальні роботи; самовідновлення мережі після аварійних вимикань;

-           економічність: оптимізація використання наявних активів;

-           ефективність: зменшення витрат і втрат на передавання електроенергетичної та експлуатацію устаткування;

-           екологічність: забезпечення зменшення впливів на навколишнє середовище;

-           безпека: участь у забезпеченні безпечного функціонування ОЕС України, недопущення збитків навколишньому середовищу, населенню, персоналу.

-           живучість: здатність ММЕМ протистояти розвитку критичних відмов за будь-яких аварійних умов, включаючи й ті, які не передбачено регламентом та інструкціями з експлуатації обладнання.

6.1. Основні вимоги

6.1.1. Розвиток ММЕМ повинен ґрунтуватися на таких принципах:

-          схема ММЕМ повинна бути такою, щоб була змога здійснювати її поетапний розвиток у напрямі переходу до створення інтелектуальної мережі, забезпечувати можливість адаптації до змін напрямів і величини перетоків потужності в умовах зростання навантаження й розвитку електростанцій; забезпечувати готовність електричної мережі, у тому числі й до виконання умов міждержавних договорів із постачання електроенергії;

-          системний підхід, що забезпечує максимальний позитивний ефект від проведених технічних заходів;

-          забезпечення автоматичної фіксації параметрів електричних режимів з аналізом якості електроенергії та аварійних (перехідних) режимів з розробленням заходів з вибору типів обладнання, принципу  його захисту і керування;

-          у разі розроблення схем перспективного розвитку ММЕМ, а також під час комплексного технічного переоснащення та реконструкції ПС треба:

1)   розглядати можливість організації декількох суміжних центрів живлення обмеженої потужності з метою підвищення системної надійності;

2)   забезпечувати обґрунтовану фіксацію максимальних значень струмів КЗ в мережах різних класів напруги з прийняттям технічних рішень з їхнього обмеження;

-          пропускну здатність у перетинах ММЕМ у процесі її розвитку треба визначати виходячи з умов забезпечення надійності та довгострокових балансів електричної енергії й потужності окремих частин ОЕС України;

-         пропускну здатність ММЕМ у процесі її розвитку треба збільшувати на основі ТЕО за рахунок:

1) застосування  сучасного  устаткування для регулювання напруги та керування перетоками електроенергії, а також застосування сучасних видів проводів;

2)поступового розширення будівництва ЛЕП того ж самого класу напруги, уведень додаткової трансформаторної потужності; при цьому між двома вузлами мережі на одній трасі треба споруджувати, як правило, не більше двох ЛЕП одного класу напруги;

3)будівництва нових і/або переведення існуючих об'єктів на більш високі класи напруги;

-         передбачення системи моніторингу (автоматичної діагностики) припустимого завантаження устаткування й ЛЕП у режимі реального часу;

-          прив'язку ЛЕП здійснювати переважно до великих вузлів навантаження, без створення прямих зв'язків між електростанціями з максимальним використанням існуючих електричних мереж і електромережної інфраструктури;

-         розвиток ММЕМ, має враховувати  вимоги що до охорони навколишнього середовища;

-         забезпечення рівнів надійності електропостачання згідно з вимогами відповідних державних, галузевих нормативно-правових актів і внутрішніх стандартів;

-          передбачення технічних та організаційних заходів, спрямованих на забезпечення нормованих показників якості електричної енергії;

-         використання нових засобів автоматизації та нових технологій обслуговування обладнання.

6.1.2. Напруги об'єктів електричних мереж змінного струму потрібно вибирати відповідно до шкали номінальних напруг згідно з ГОСТ 721. При цьому під час перспективного розвитку ММЕМ, а також комплексної реконструкції та технічного переоснащення об'єктів ММЕМ необхідно обґрунтовано мінімізувати кількість енергетичних об’єктів, що зв'язують електричні мережі, які відносяться до різних систем номінальних напруг: 110-220-500 кВ, 110 (150) -330-750 кВ.

6.1.3. Схеми видачі потужності електростанцій у магістральну електромережу згідно з ГКД 341.004.003 на всіх етапах їх розвитку в нормальних режимах роботи ОЕС України мають забезпечувати можливість видачі всієї наявної потужності без застосування пристроїв ПА в повній схемі мережі в разі відключення будь-якої ЛЕП.

Для атомних електростанцій зазначену умову треба виконувати як у нормальних, так і в ремонтних режимах роботи ОЕС України.

6.1.4. За необхідності передачі великої потужності на значні відстані треба здійснювати технічний аналіз варіантів виконання електропередавання на постійному струмі.

6.1.5. При забезпеченні електропостачання великих міст (з населенням понад 250 тис. чоловік) і мегаполісів (з населенням понад 1 млн. чол.) згідно з ГКД 341.004.003 доцільно:

–         розглядати створення глибоких уведень на номінальній напрузі до

330­ кВ включно;

–         розрахункові збурення приймати одночасну відмову великих енергооб’єктів (ТЕЦ, ПС, втрата всіх ПЛ у перетині), що зумовлює найбільшу небезпеку розвитку аварії та втрату електропостачання значної частини або цілого мегаполісу;

–         передбачати кільцеві системотвірної мережі 330 кВ навколо мегаполісів із секціонуванням внутрішніх електричних мереж;

–         використовувати пристрої протиаварійного керування як тимчасовий засіб усунення обмежень електроенергетичних режимів до усунення їх за допомогою електромережного будівництва;

6.1.6. Під час перспективного розвитку ММЕМ, розроблення проектів нового будівництва або комплексної реконструкції й технічного переозброєння, а також при реалізації спеціальних програм, для скорочення числа мережевих обмежень, підвищення якості і зниження витрат електроенергії в мережі, а також підвищення керованості режимів роботи ММЕМ необхідно:

–  передбачати застосування сучасних засобів компенсації реактивної потужності (керованих і некерованих), у тому числі: шунтувальних реакторів, СТК тощо;

–  оснащувати ПЛ, за наявності обґрунтувань, пристроями поздовжньої компенсації індуктивного опору, у тому числі керованим при замовленні нових трансформаторів (автотрансформатори) використовувати сучасні пристрої РПН,  оснащені лічильником імпульсів та системою автоматичного контролю видачі сигналів на дистанційний пульт керування РПН;

–  впроваджувати технології автоматичного керування навантаженням мережі з урахуванням інформації про фактичні режими роботи устаткування (температури проводів ПЛ і кабелів КЛ, температури обмоток/масла трансформаторів (автотрансформатори) тощо).

6.1.7 Впроваджувати сучасні засоби регулювання напруги та реактивної потужності в ММЕМ треба спільно з  розробленням принципів їхнього комплексного використання.

Впровадження технологій керування навантаженням мережі з урахуванням інформації про фактичні режими роботи устаткування має супроводжуватися їхньою інтеграцією в централізовані й локальні комплекси протиаварійної автоматики. Вибір оптимального виду або комплексу засобів компенсації реактивної потужності й регулювання напруги треба здійснювати з урахуванням схемно-режимних особливостей конкретного вузла енергосистеми, у тому числі з урахуванням режимів роботи електростанцій (енергоблоків); обмежень пропускної здатності мережі; обмежень за умови статичної, динамічної й результуючої стійкості; електромагнітних впливів, створюваних зазначеним устаткуванням; враховувати вплив на нормальне функціонування (внутрішніх перенапруг, резонансних явищ), швидкодію, економічні  показники та умови ефективного сервісного обслуговування обладнання.

6.2. Підстанції.

Основні вимоги до схем ПС, вибору та розміщення основного устаткування, систем АСУТП, РЗА,  ПА, АСОЕ та зв'язку, а також до будівельної частини ПС викладено в Главі 4.2 ПУЕ:2008, СОУ-Н ЕЕ 20.178.

Нижче наведено основні вимоги, виконання яких обов'язкове в проектній документації щодо нового будівництва, технічного переоснащення та реконструкції ПС.

6.2.1. Схеми електричні принципові розподільних установок

35 − 750 кВ

Детальний алгоритм і вимоги до вибору схем РУ напругою 35 − 750 кВ викладено в СОУ – Н ЕЕ 20.178.

При цьому:

-           схеми електричні принципові РУ ПС мають забезпечувати:

1)     надійність функціонування конкретної ПС і прилеглої  мережі;

2)     простоту експлуатації та зниження імовірності помилкових дій персоналу;

3)     технічну гнучкість, що полягає в можливості пристосовуватися до режимів роботи електроустановки, що змінюються,  у тому числі під час планових і аварійно-відновлювальних ремонтів, розширення, реконструкції та випробувань;

4)     компактність;

5)     екологічну чистоту;

6)     технічно обґрунтовану економічність.

-           схеми електричні принципові РУ ПС повинні бути типовими;

-           живлення споживачів 6 − 35 кВ потрібно здійснювати від окремих трансформаторів 110 кВ або 220 кВ; у цьому разі третинні обмотки головних (автотрансформаторів) трансформаторів варто виконувати на номінальну напругу 20 − 35 кВ із метою підвищення надійності устаткування ВП ПС за рахунок зниження значень струмів КЗ;

-           принципові електричні схеми РУ мають забезпечувати можливість їхнього розширення в перспективі; за відсутності даних щодо кількості перспективних приєднань треба передбачати можливість їх розширення:

1)для РУ 330 кВ і вище − не менше ніж на два приєднання ПЛ;

2)для РУ 35-220 кВ − не менше ніж на чотири приєднання ПЛ.

6.2.2 Будівельні рішення під час будівництва підстанцій

Під час проектування, будівництва та реконструкції ПС необхідно:

- як правило, застосовувати типові проектні рішення;

- скорочувати площі під будівництво ПС за рахунок оптимізації схемно-компонувальних рішень за умови збереження загального рівня надійності;

- підвищувати надійність функціонування ПС  і прилеглої мережі ММЕМ за рахунок мінімізації впливу людини і використання під час будівництва устаткування з більш високим рівнем надійності;

- оптимізувати  витрати на експлуатацію ПС;

- підвищувати  безпеку оперативного та ремонтного персоналу;

- покращувати естетичний вигляд ПС;

- прагнути до більшої компактності ПС,  мінімізації впливу на екологію і зовнішніх кліматичних факторів на ПС, для чого під час нового будівництва або реконструкції необхідно враховувати таке:

1)   РУ 6-35 кВ, з кількістю приєднань,  більш ніж три, а також РУ, від яких здійснюється живлення ВП електростанцій, виконувати закритими з  використанням традиційного (вакуумного) обладнання або, за необхідності, у разі економічного обґрунтування, використовуючи обладнання КРУЕ;

2)   РУ 110-330 кВ, виконувати переважно із застосуванням устаткування КРУЕ  враховуючи необхідність надійного захисту обладнання КРУЕ від високочастотних комутаційних перенапруг і вирішення питань електромагнітної сумісності пристроїв РЗА, ПА, АСУТП, тощо;

3)   РУ 330-400-500 кВ ПС, що розташовані у містах, в районах мегаполісів,  у національних парках і заповідниках, у районах з IV СЗА й вище, у прибережних районах, а також РУ електричних станцій за наявності обґрунтувань повинні виконуватися закритими із застосуванням устаткування КРУЕ;

- передбачати можливість розширення ПС в перспективі за рахунок:

1)   збільшення автотрансформаторної (трансформаторної) потужності шляхом заміни автотрансформатора (трансформатора) на автотрансформатор (трансформатор) наступної (з ряду номінальних) потужності або установлення додаткового автотрансформатора (трансформатора) (з відповідним обґрунтуванням);

2)        збільшення кількості приєднань шляхом резервування місця для цих приєднань, а в разі, якщо розширення ПС планується раніше п'яти років з моменту її введення в роботу, то шляхом забезпечення готовності комірок для нових приєднань;

- на ПС із закритими РУ 110 - 500 кВ передбачати використання тепла автотрансформатора (трансформатора)для обігрівання приміщень;

- виконувати реконструкцію РУ 110-750 кВ ПС, як правило,  на новому місці з організацією у них приєднань; реконструкцію окремих комірок ВРУ виконувати за наявності спеціальних обґрунтувань; під час проектування закритих ПС рекомендовано передбачати окремі будівлі для РУ й автотрансформаторів (трансформаторів)110 кВ і вище, а також:

1.     полегшені попередньо-напружені залізобетонні стояки, залізобетонні палі, монолітні й збірно-монолітні фундаменти під устаткування;

2.     монолітні і збірні, у тому числі поверхневі й пальові залізобетонні буронабивні, у тому числі з розширенням і без розширення) фундаменти під портали;

- автотрансформатори (трансформатори) рекомендовано встановлювати на шляхи перекочування; за відповідного обґрунтування допускається безрейкове (безкаретне) встановлення;

-           мінімізувати земельні роботи за рахунок застосування різних типів збірних залізобетонних і пальових фундаментів (призматичні залізобетонні палі, буронабивні палі, палі із закрилками, гвинтові якорі й палі), малозаглиблених і поверхневих фундаментів, стрижневих закладень у скельних ґрунтах;

-          застосовувати високоефективні робочі бурові установки для проходження свердловин у міцних породах і скельних ґрунтах;

-         застосовувати нові високоефективні матеріали для захисту від корозії будівельних конструкцій, корозійностійкі та оцинковані сталі підвищеної міцності для виготовлення металоконструкцій стояків, траверс, порталів, і опорних конструкцій під устаткування;

-         використовувати переважно цеглу або інший близького за фізико-технічними властивостями матеріал із застосуванням енергозберігаючих технологій; при зовнішньому обробленні будинків застосовувати лицювальну цеглу, керамограніт або навісні лицювальні панелі, вентильований фасад;

-         виробничі й господарські резервуари виконувати з монолітного залізобетону щільністю, не меншою, ніж щільність ШР, або зі збірних бетонних блоків з гідроізоляцією за допомогою сталевої сорочки;

-         очисні споруди можна споруджувати в металевому каркасі з облицюванням сендвіч-панелями;

-         зовнішні мережі господарсько-питного й протипожежного водопроводу низького тиску передбачати з полівінілхлоридних розтрубних напірних труб типу Т у комплекті з гумовими кільцями;

-         зовнішні мережі побутової каналізації передбачати з полівінілхлорид безнапірних труб у комплекті з ущільнювальними кільцями;

-         для улаштування маслоприймачів, пристроїв маслонаповнювального устаткування застосовувати метод заливного армованого бетону з використанням полімерних добавок для поліпшення характеристик бетону;

-         фарбувати бетонні поверхні стійкою до атмосферних явищ і маслостійкою фарбою для захисту поверхні від трансформаторного масла;

-         застосовувати нові ефективні матеріали для огороджувальних і покрівельних конструкцій, підлог і оздоблення приміщень будинків. З появою нових гідроізоляційних матеріалів доцільно повертатися до питання про вилучення застосування плоских покрівель під час будівництва ПС;

-         виконувати екологічні заходи відповідно до чинного законодавства з охорони природи;

-         об'єднувати проектні рішення в єдиний архітектурно-промисловий комплекс, застосовувати єдиний корпоративний стиль щодо оформлення фасадів будинків і споруд із використанням елементів затвердженого корпоративного стилю (колірні рішення, емблеми тощо).

6.2.3. Силові трансформатори, автотрансформатори і реактори

Автотрансформатори (трансформатори), у тому числі лінійно-регулювальні, шунтувальні керовані й некеровані (ШР) і компенсаційні реактори, як правило, повинні мати:

- пристрої РПН у комплекті з регулятором напруги з можливістю роботи в автоматичному й ручному дистанційному режимі з пункту керування;

- датчики контролю стану ізоляції вводів ВН, СН, температури верхніх шарів масла бака устаткування; волоконно-оптичні системами контролю ділянок небезпечного перегрівання, положення РПН;

-        датчики газо- і вологовмісту трансформаторного масла, а також виводи релейних сигналів технологічних захистів систем охолодження, пристроїв РПН, релейних сигналів живлення захистів трансформатора тощо для систем автоматичної діагностики (моніторингу) і АСУТП;

-           магнітопроводи зі зниженими втратами за рахунок застосування високоякісної електротехнічної сталі з рівнем питомих витрат 0,8 Вт/кг при індукції 1,5 Тл;

-           сталі товщиною 0,23 − 0,3 мм;

-           магнітопроводи за технологією з косим стиком «Step Lap»;

-          обмотки із транспонованим укладанням за допомогою склеюванням. Пресувальну систему, виконують з електрокартону, який не піддається усадці;

-          герметичні уводи 110-500 кВ без надлишкового тиску, без розширювального бачка, із твердої RІР - ізоляції;

-          вимірювальні виводи ПІН; не менше чотирьох трансформаторів струму,  крім того, один трансформатор струму класу точності 0,2 для цілей моніторингу;

-          маслонасоси прямоточного типу. Режими керування охолодженням: ручний, автоматичний режим Д/ДЦ;

-          систему керування охолодженням з функціями:

1)керування системою охолодження за показниками навантажувальної здатності  з контролем стану кожного електродвигуна системи охолодження окремо;

2)плавного пуску й зменшення пускових струмів;

3)захисту електродвигунів від перевантаження й КЗ;

4)захисту електродвигунів-охолоджувачів від зникнення фази та асиметрії фаз;

5)моніторингу та індикації навантаження електродвигунів;

-       охолоджувальні пристрої (радіатори) – пластинчастої конструкції (плоско-штамповані радіатори, оцинковані методом гарячого занурення);

-          автотрансформатори з номінальною напругою обмотки НН, як правило, 35 кВ із метою зниження значень струмів КЗ;

-          автотрансформатори зі зниженою потужністю обмотки НН (за винятком випадків підключення до неї система контролю і реєстрації переміщення);

-          третинні обмотки автотрансформаторів (трансформаторів), від яких здійснюється живлення споживачів 6-35 кВ і які повинні мати групу з'єднання, що відповідає прийнятим у розподільних живильних мережах;

-          знижений рівень шуму, не більше ніж 85 дБ; для новопроектованих моделей – не більший ніж 75 дБ;

-         горизонтальну установку (без ухилу в бік розширювача);

-         оцинковані або виготовлені з нержавіючих матеріалів (ступінь захисту − не нижче ніж 1Р55 за ГОСТ 14254) шафи автоматичного керування охолодженням трансформаторів, які забезпечують автоматичне підтримування температури всередині шафи, мають контроль доступу в шафу із сигналізацією, ручне керування кожним із установлених маслонасосів і вентиляторів обдування, плавний пуск і струмовий захист електродвигунів маслонасосів і вентиляторів, контроль стану (справності) комутаційних апаратів, що керують двигунами, панель дистанційного керування для оперативного керування й візуалізації стану системи охолодження, канал зв'язку для передачі в систему моніторингу або АСУТП інформації про стан системи охолодження; самодіагностика шафи;

-  вимоги до надійності:

1)термін служби − не менше ніж 30 років;

2)гарантійний строк − не менше ніж 60 місяців;

3)відсутність необхідності капітального ремонту протягом усього терміну служби;

4)відсутність необхідності підпресування обмоток протягом усього терміну служби;

5)підвищену стійкість до залізничного транспортування (обов'язкова наявність датчика прискорень);

-  рівень радіоперешкод − не більше ніж 2500 мкВ;

-  рівень вібрацій для ШР − не більше ніж 60 мкм;

-  вибухонебезпечність – за рахунок застосування систем запобігання розгерметизації корпуса при внутрішніх ушкодженнях (клапани, системи запобігання вибухам і пожежам);

-         необслуговувані  системи осушування повітря;

-           автоматичне аварійне розвантаження трансформаторів на всіх трансформаторах, для яких існує можливість аварійного завантаження вище 130%, (автоматичне аварійне розвантаження трансформаторів може виконуватися за рахунок переведення частини навантаження на інші приєднання, якщо така можливість існує, або за рахунок  вимикання навантаження за відсутності можливості такого переведення).

6.2.4 Комутаційна апаратура

До комутаційної апаратури слід висувати такі вимоги та передбачати:

-         елегазові вимикачі 110-750 кВ колонкові й бакові вибухо- і пожежобезпечні (наявність клапанів скидання тиску) повинні бути переважно із пружинними приводами, із пристроєм керованої комутації для апаратів у колі ШР і конденсаторної батареї;

-          вакуумні вимикачі (в обґрунтованих випадках – елегазові) − у закритих РУ 6-35 кВ;

-        роз'єднувачі пантографного, напівпантографного та горизонтально- поворотного типів на напругу 330-750 кВ. Роз'єднувачі, у тому числі заземлювальні ножі на напругу 35-750 кВ треба оснащувати електродвигунними приводами, високоміцними порцеляновими або полімерними опорними ізоляторами (на напругу 35 -220 кВ), не-обслуговувані поворотні вузли та механізми;

-         комбіновані комутаційні вимикачі-роз'єднувачі та комутаційні апарати, здатні:

1) істотно спрощувати процес оперативних перемикань;

2)вмикати, проводити й вимикати струми за нормальних режимів;

3)вмикати, проводити протягом нормованого часу й вимикати

4) струми у аварійних режимах, таких, як КЗ;

- забезпечувати у вимкненому положенні ізоляційний проміжок, що задовольняє нормованим вимогам до роз’єднувачів.

- обґрунтована мінімізація обсягів технічного обслуговування комутаційних апаратів;

- відсутність необхідності капітального ремонту вимикачів протягом усього терміну служби;

- за робочих значень кліматичних факторів зовнішнього середовища під час експлуатації високовольтні вимикачі мають зберігати свої номінальні параметри й працездатність.

- застосування полімерної зовнішньої ізоляції (полімерні покришки) для вводів бакових вимикачів 110-220 кВ, які експлуатуються у складних кліматичних умовах і районах з підвищеним забрудненням.

6.2.5. Вимірювальні трансформатори

Рекомендовано застосовувати ТС та ТН:

- трансформатори, які не потребують спеціального технічного обслуговування (у тому числі високовольтних випробувань, відборів проб масла тощо);

-          елегазові ТС 110 кВ і вище, які забезпечують підвищену надійність, вибухову і пожежну безпечність, з класом точності вторинної обмотки для цілей АСОЕ не гірше 0,2S;

-          за відповідним обґрунтуванням передбачати встановлення ТС без феромагнітних осердь (котушки Роговського, оптико-електричні) для унеможливлення впливу на швидкодійний релейний захист похибок, які виникають у феромагнітних осердях у перехідних режимах;

-            елегазові ТС та ТН;

-         ємнісні ТН 110 кВ і вище з класом точності обмоток для цілей АСОЕ не гірше 0,2;

-          антирезонансні електромагнітні ТН 110 кВ і вище, за відповідного проектного обґрунтування, для установлення на об'єктах розширення й реконструкції зі значним вторинним навантаженням;

-           відсутність необхідності ремонту протягом усього терміну служби;

-         застосовувати ємнісні дільники зі зниженим значенням температурного коефіцієнта ємності;

-           використовувати знижений обсяг масла;

-           використовувати литі корозійностійкі корпуси.

-         застосовувати комбіновані ТС і ТН для установлення в комірках ПЛ 110-500 кВ із метою підвищення компактності  РУ.

Рекомендовано застосовувати також гідрофобні покриття або полімерні покришки для зниження експлуатаційних витрат і підвищення вибухонебезпечності.

6.2.6. Компактні комплектні розподільні установки елегазові та елегазові струмопроводи

КРУЕ та елегазові струмопроводи мають відповідати таким вимогам:

-        вони не повинні вимагати капітального ремонту за весь термін служби;

-        усі модулі КРУЕ мають бути малообслуговуваними;

-          комутаційний і механічний ресурс комутаційних апаратів повинен бути забезпеченим на весь термін служби КРУЕ;

-        гарантійний термін − 5 років;

-        термін служби КРУЕ - не менше ніж 30 років;

-          КРУЕ треба укомплектовувати системою моніторингу й діагностики (вимірювання щільності з можливістю візуального контролю наявності убудованих датчиків ЧР із системою безперервної сигналізації ЧР і можливістю підключення портативних пристроїв для розшифровки рівнів і характеру сигналів);

-         конструкція КРУЕ має передбачати вивід у ремонт будь-якого газового модуля без повного їх відключення;

-         для підключення приєднань до КРУЕ 110-500 кВ треба передбачати кабелі 110-500 кВ із ізоляцією зі зшитого поліетилену, за відповідного обґрунтування − елегазові струмопроводи напругою 110-500 кВ;

-         КРУЕ мають забезпечувати номінальні параметри за нижнього значення температури навколишнього повітря до мінус 5°С, елегазові струмопроводи зовнішнього установлення − за температури навколишнього повітря до мінус 45°С;

-      у конструкції елегазових струмопроводів треба передбачати компенсувальні пристрої, що компенсують переміщення в межах перепаду температур і в межах поділу фундаментів КРУЕ та зовнішніх опор струмопроводів за допомогою температурних швів;

-      конструкція КРУЕ має передбачати можливість доступу обслуговуючого персоналу до кожного комутаційного апарата (у тому числі пересувні або стаціонарні площадки обслуговування).

6.2.7. Обмежувачі перенапруг нелінійні

Потрібно передбачати застосування ОПН на основі оксидно-цинкових резисторів для всіх класів напруг, вибухобезпечних, з достатньою енергоємністю й захисним рівнем.

На збірних шинах РУ 110 кВ і вище ОПН треба встановлювати тільки з системами моніторингу, які дають змогу постійно контролювати рівень струмів провідності за робочої напруги і видавати попереджувальний сигнал про їх перевищення. Для ОПН збірних шин РУ нижчих класів напруги також треба передбачати такі системи моніторингу за необхідного обґрунтування.

Для вимірювання параметрів стану ОПН треба впроваджувати схеми моніторингу безконтактного типу.

6.2.8. Релейний захист і автоматика

6.2.8.1. Завдання технічної політики в галузі релейного захисту і автоматики

 Забезпечення збереження усталеної роботи ММЕМ, зниження збитків у разі пошкоджень мережевого електроустаткування та  недовідпуску електроенергії споживачам при виникненні технологічних порушень  значною мірою визначає надійна робота систем РЗА.

Надійність роботи системи РЗА визначається:

-           якістю ідеології побудови систем РЗА;

-           технічними засобами РЗА;

-           системою експлуатації пристроїв РЗА.

Технічну політику із забезпечення надійної роботи технічних засобів РЗА спрямовано на розв’язання таких завдань:

1.       Підтримка в працездатному стані існуючих систем РЗА.

2.       Забезпечення своєчасної заміни фізично застарілих систем або окремих пристроїв РЗА, подальша експлуатація яких неможлива.

3.      Впровадження систем РЗА, що відповідають сучасним вимогам.

Розв’язання першого завдання визначено чинними правилами й нормами обслуговування пристроїв РЗА, у яких також відображено умови продовження терміну служби експлуатованих пристроїв (СОУ-Н ЕЕ 35.514, ГКД 34.35.604, СОУ-Н ЕЕ 05.838, СОУ-Н ЕЕ 05.839 тощо). Крім того, для підтримки в працездатному стані пристроїв РЗА застосовують систему аналізу технологічних порушень та постійного моніторингу стану мікропроцесорних пристроїв РЗА.

Враховуючи велику кількість пристроїв РЗА і підпорядкування їх згідно з ГКД 34.20.507 за рівнями диспетчерського управління, доцільною є трирівнева система експлуатації пристроїв РЗА. Для проведення технічної експлуатації пристроїв РЗА відповідні служби, які займаються питаннями експлуатації і розрахунку уставок та модернізації пристроїв РЗА, треба забезпечувати діагностичним обладнанням, програмно-технічними засобами розрахунку нормальних і аварійних режимів та укомплектованими кадрами необхідної кваліфікації. Для забезпечення експлуатації пристроїв РЗА на мікропроцесорній елементній базі треба створювати лабораторії мікропроцесорних захистів.  Особливо відповідальні пристрої РЗА  ПЛ 220-750 кВ, автотрансформатори, ШР основної мережі повинні проходити багатоступеневий контроль якості від проекту до реалізації та поточної експлуатації пристроїв РЗА.

Розв’язання другого завдання спрямоване на виявлення реального стану пристроїв РЗА на основі виявлених дефектів під час проведення профілактичних перевірок і неправильної роботи пристроїв РЗА, на заміну застарілих, що виробили ресурс експлуатації та не відповідають сучасним вимогам, або дефектних пристроїв РЗА на нові, в основному, багатофункціональні мікропроцесорні пристрої.

Розв’язання третього завдання визначено, у першу чергу, програмами нового будівництва та комплексного технічного переоснащення і реконструкції та передбачає виконання таких основних вимог:

-          зниження часу вимикання коротких замикань за рахунок застосування надійних та швидкодійних вимикачів,  підвищення швидкодії пристроїв РЗА;

-           виявлення пошкоджень елементів мережі на ранніх стадіях їхнього виникнення за рахунок підвищення чутливості та застосування нових принципів побудови пристроїв РЗА;

-           підвищення надійності функціонування за рахунок самодіагностики пристроїв;

-           можливість одержання практично будь-яких форм характеристик та параметрів пристроїв РЗА;

-           створення на базі сучасних апаратно-програмних засобів надійних АСУ комутаційними апаратами ПС;

-           зниження експлуатаційних затрат за рахунок підвищення продуктивності праці шляхом застосування програмно-технічних засобів і дистанційного керування режимами роботи пристроїв РЗА;

-           виконання розрахунків і вибір параметрів спрацьовування пристроїв РЗА, характеристик для настроювання пристроїв РЗА, складання схем заміщення (моделей) для розрахунку струмів і напруг у разі КЗ та інших пошкоджень за допомогою ПТК; 

-         скорочення часу прийняття рішень оперативним персоналом у аварійних ситуаціях за рахунок повноти інформації й оперативності її надання, у тому числі за рахунок автоматично одержуваних повідомлень.

Виконання перерахованих основних вимог може бути забезпечено тільки шляхом упровадження сучасних пристроїв РЗА, виконаних на мікропроцесорній елементній базі, апаратно не інтегрованих в АСУТП об'єкта. Інформаційно пристрої РЗА інтегруються в АСУТП відповідно до загально технічних вимог щодо організації АСУТП ПС 110-750 кВ ОЕС України, затверджених Системним оператором 06.12.2011р. Безпека та надійність керування пристроями РЗА оперативним персоналом об'єкта ММЕМ через АРМ в АСУТП об’єкту ММЕМ,  треба вирішувати на проектному рівні (у тому числі питання доцільності й можливості введення-виведення захисту, зміни групи уставок, уведення-виведення й зміни режиму автоматичного повторного вмикання , уведення-виведення оперативних прискорень захистів).

6.2.8.2. Нова ідеологія побудови систем релейного захисту і автоматики

Технічна політика у сфері ідеології побудови систем РЗА має бути спрямована на вирішення таких завдань:

-          забезпечення резервування відмови та запобігання зайвим діям РЗА. Резервування відмови РЗА забезпечується дією захистів суміжних елементів і з боку протилежних об'єктів. Розвиток ОЕС, уведення в роботу потужних електростанцій погіршують умови для дальнього резервування. В ОЕС є вузли, де «дальнє» резервування не забезпечується. У цих умовах необхідно розвивати «ближнє» резервування (у тому числі -  дублювання комплектів РЗА). «Ближнє» резервування припускає наявність декількох комплектів РЗА різної архітектури для кожного елемента мережі, кожен з яких повністю автономний (як по колах живлення, так і по колах вимикання). Запобігання зайвим діям пристроїв РЗА передбачає застосування оптимальної кількості пристроїв одного призначення з прозорими надійними зв’язками з іншими РЗА та схемами управління вимикачами. Розміщувати кабельні траси треба таким чином, щоб унеможливлювати одночасну втрату  електричних кіл пуску та вимикання резервованих пристроїв РЗА;

-          створення масштабованого, з відкритою архітектурою, ПТКз розрахунків параметрів аварійного режиму (струмів КЗ, напруги тощо), розрахунку й вибору параметрів спрацьовування пристроїв РЗА, характеристик для настроювання пристроїв РЗА на базі трифазної розрахункової моделі мережі. У цій моделі треба виконувати розрахунки у фазних координатах і в симетричних складових. Модель має враховувати всі існуючі і мати засоби введення параметрів   перспективних елементів мережі (електричні параметри ЛЕП з урахуванням власних і  взаємних ємностей та індуктивностей, асинхронні і синхронні генератори, компенсатори, інтелектуальні елементи активно-адаптивної дії: пристрої FACTS, СТК, керовані ШР, пристрої поздовжньої компенсації ЛЕП, вставки й передавання постійного струму, струмообмежувальні реактори, накопичувачі енергії тощо).

-         створення систем РЗА, у яких несправність окремого елемента або пристрою не призводить до її відмови або неправильної роботи. Необхідно виконувати дослідження й розробляти рекомендації з підвищення стійкості функціонування РЗА.

6.2.8.3. Експлуатація  пристроїв релейного захисту автоматики

Технічну політику у сфері експлуатації пристроїв РЗА треба спрямовувати на розв’язання таких завдань:

-         впровадження систем РЗА, які дають змогу знижувати експлуатаційні витрати;

-         перехід від періодичного технічного обслуговування до технічного обслуговування за станом;

-          створення автоматизованих систем перевірки й оцінки стану (діагностики) пристроїв РЗА;

-         розроблення стандартів, які дають змогу застосовувати технічно ефективні підходи до перевірки працездатності пристроїв РЗА.

Впровадження мікропроцесорних пристроїв РЗА вимагає комплексного розв’язання таких питань:

-                    розроблення норм технологічного проектування ПС 110-750 кВ з елегазовим комутаційним обладнанням, які містять вимоги до систем РЗА, ПА та АСУТП;

-         розроблення концепції розвитку систем РЗА, яка враховує всі переваги мікропроцесорної техніки;

-         розроблення типових проектних рішень щодо застосування мікропроцесорних пристроїв РЗА різних виробників;

-          розроблення методичних вказівок з розрахунку та вибору параметрів характеристик спрацьовування;

-          розроблення (придбання, отримання в користування) й впровадження спеціального ПЗ для систем РЗА різних виробників;

-         розроблення вимог до устаткування РЗА, що відповідають вимогам чинних МЕК, Системному оператору і накопиченому ним досвіду експлуатації обладнання певних виробників;

-         розроблення і введення в дію НД щодо забезпечення електромагнітної сумісності для гарантованого нормального функціонування систем РЗА;

-          розроблення й впровадження СОПС, що забезпечують усталену роботу пристроїв РЗА за будь-яких порушень у роботі СОПС;

-         розроблення НД, додержання вимог яких забезпечує ефективну експлуатацію нової техніки;

Із урахуванням можливих тяжких наслідків для ОЕС України в разі неправильної роботи  та особливої відповідальності щодо ліквідації пошкоджень пристроями РЗА необхідно розробляти і впроваджувати систему допуску пристроїв РЗА до використання в основній мережі ОЕС України. Пристрої РЗА, які впроваджують уперше,  мають пройти випробування комісіями спеціалістів замовника та дослідною експлуатацією.  До впровадження слід рекомендувати пристрої РЗА, забезпечені комплексною технічною підтримкою в процесі експлуатації, а саме: наявність сервісного обслуговування та ремонту (у тому числі  за допомогою комплекту ЗІП), технічного навчання, настанов з безпечної експлуатації, методик вибору уставок,  файлів налагоджування, сертифікатів відповідності заявлених функцій пристроїв РЗА.

Для безпечної експлуатації пристроїв РЗА необхідно:

- розробляти єдині форми паспортів-протоколів з експлуатації, типові програми введення-виведення, методичні вказівки щодо технічного обслуговування пристроїв РЗА та ПА згідно з вимогами  ГКД 34.35.604; 

-          розробляти вимоги до проектних і підрядних організацій, які виконують роботи з впровадження нових, а також таких, що експлуатуються, пристроїв РЗА;

-          підсилювати відповідальність налагоджувальних організацій за виконані роботи, передбачаючи фінансову відповідальність у договорах на виконання технічного переоснащення, реконструкції та введення в дію нових об’єктів.

6.2.8.4. Реєстрація подій

Технічну політику у сфері реєстрації подій, як складову АСУТП ПС треба спрямовувати на розв’язання таких завдань:

-           забезпечення реєстрації подій і процесів, які виникають під час аварійних порушень у ММЕМ в обсязі, необхідному для їхнього повноцінного аналізу;

-           забезпечення запису як електромагнітних перехідних процесів за допомогою системи реєстрації аварійних режимів, так і електромеханічних перехідних процесів  за допомогою системи реєстрації перехідних режимів у режимі реального часу;

-           створення і впровадження системи, що забезпечує оброблення, відображення й документування технологічної інформації в усталених і перехідних режимах, діагностування й контроль справності апаратури і основного устаткування, автоматичну передачу інформації на верхні рівні керування у форматах міжнародних протоколів;

-           забезпечення можливості надання інформації різним категоріям користувачів: для експертної оцінки технологічного (аварійного) порушення; для аналізу функціонування пристроїв РЗА; для уточнення розрахункових режимів ММЕМ для автоматизованих систем диспетчерського управління  тощо.

6.2.8.5. Визначення місць пошкодження ліній електропередавання

Технічну політику в сфері визначення місць пошкодження ЛЕП треба спрямовувати на розв’язання таких завдань:

-                    зменшення недовідпуску електроенергії;

-         підвищення точності автоматичного розрахунку місць пошкодження;

-         скорочення часу визначення місця пошкодження;

-          скорочення витрат на пошук місця пошкодження.

6.2.9. Протиаварійна автоматика

6.2.9.1. Завдання технічної політики у сфері протиаварійної автоматики

Збереження стійкої роботи ММЕМ, локалізація та запобігання розвитку системних аварій, забезпечення синхронної роботи окремих частин ОЕС України  в післяаварійних режимах значного мірою визначає надійна робота пристроїв і систем ПА.

Комплекси ПА, які експлуатують сьогодні,  в основному фізично й морально застаріли і не відповідають сучасним вимогам, що призводить до збільшення трудовитрат на їхнє обслуговування. У цих умовах технічну політику у сфері застосування ПА треба спрямовувати на розв’язання таких завдань:

-          підтримка в працездатному стані існуючих систем ПА;

-         забезпечення своєчасної заміни фізично застарілих систем (окремих пристроїв) ПА, подальша експлуатація яких неможлива;

-         впровадження систем ПА, що відповідають сучасним вимогам.

6.2.9.2. Підтримка протиаварійної автоматики в працездатному стані

Заходи щодо підтримання в працездатному стані існуючих систем ПА визначено чинними правилами й нормами обслуговування пристроїв ПА (СОУ-Н ЕЕ 35.514, ГКД 34.35.604, ГНД 34.20.567, ГКД 34.35.108 тощо), у яких також унормовано можливість продовження терміну експлуатації пристроїв ПА, які виробили свій ресурс.

6.2.9.3. Заміна систем і окремих пристроїв протиаварійної автоматики

Розв’язання завдання із своєчасної заміни фізично застарілих систем (окремих пристроїв) ПА, які виробили ресурс експлуатації, не відповідають сучасним вимогам і подальша експлуатація яких неможлива, спрямоване на виявлення реального стану пристроїв ПА на основі виявлених дефектів під час проведення профілактичних перевірок і неправильних дій. Морально й фізично застарілі пристрої ПА, що перебувають у експлуатації на ПС, треба замінювати технічно більш досконалими сучасними (у тому числі мікропроцесорними) пристроями зі збереженням або зі зміною виконуваних ними функцій відповідно до розробленої проектної документації з реконструкції та технічного переозброєння ПА. При модернізації (заміні) обладнання ЛЕП, трансформаторів та інших елементів ММЕМ, які оснащуються ПА, потрібно передбачати модернізацію (заміну) і цих пристроїв.

6.2.9.4. Впровадження сучасних систем протиаварійної автоматики

Впровадження сучасних систем ПА у взаємодії з пристроями РЗА, системами регулювання та управління повинне забезпечувати:

-           максимальний рівень ефективності використання основного устаткування ОЕС, що може бути досягнуто на даному етапі розвитку електроенергетики. У разі будівництва нових об’єктів електроенергетики, змін конфігурації мережі та режимів роботи необхідно передбачати модернізацію систем і комплексів протиаварійного та технологічного управління згідно ГКД 34.20.507, ПУЕ, нормами технологічного проектування ПС 110-750 кВ, а також правилами підключення електроустановок споживачів до спеціальної автоматики відключення навантаження;

-   надійність функціонування та живучість ОЕС за будь-яких технічних відмов устаткування, природних впливів і ненавмисних помилок експлуатаційного персоналу, кількісні характеристики якої визначено, у першу чергу, програмами нового будівництва, технічного переоснащення та реконструкції.

Для досягнення цих цілей ПА розв’язує такі основні завдання:

-          максимальне послаблення аварійного збурювання (у взаємодії з пристроями РЗА і швидкодійними системами регулювання);

-          запобігання порушенню стійкості та небезпечному перевантаженню із струму;

-                припинення асинхронного режиму (якщо не вдалося зберегти стійкість);

-                запобігання виходу за припустимі межі частоти (у частинах ОЕС України, що відділилися), струму й напруги;

-                виділення на збалансоване навантаження окремих енергоблоків і електростанцій для забезпечення умов подальшого якнайшвидшого відновлення режиму ОЕС.

Технічну політику у сфері експлуатації впроваджуваних пристроїв ПА має бути спрямовано на забезпечення постійної готовності систем ПА до дії шляхом:

-                застосування систем ПА, здатних до самодіагностики, а також перевірки вторинних кіл у вимірювальних трансформаторах та інших пристроях;

-               забезпечення збору й моніторингу в режимі реального часу інформації, одержуваної від систем ПА, технологічної автоматики та інших пристроїв, які контролюють роботу елементів цих систем і за станом яких можна спостерігати стан усіх систем автоматики;

-               періодичної перевірки стану й характеристик пристроїв ПА відповідно до затверджених методик і графіків.

6.2.10. Автоматизована система управління технологічними процесами

6.2.10.1. Завдання автоматизованої системи управління технологічними процесами

Технічну політику у сфері автоматизації ПС ММЕМ треба спрямовувати на створення сучасних інтегрованих АСУТП на базі мікропроцесорних пристроїв і розвинутої ІОІ.

АСУТП ПС повинна забезпечувати єдину систему вимірювань і реєстрації технологічних параметрів, моніторинг і діагностику стану устаткування та режиму мережі в нормальних і аварійних режимах, керування оперативними перемиканнями з пунктів керування.

Завдання, які розв'язують за допомогою впровадження АСУТП:

-          підвищення спостережуваності ОЕС України − моніторинг стану приєднань мережі в режимі реального часу, забезпечення роботи систем підтримки прийняття рішень оперативним персоналом;

-         підвищення загальної надійності функціонування ММЕМ за рахунок моніторингу поточного стану роботи устаткування й режимів його роботи;

-         запобігання виникненню та розвитку технологічних порушень і зниження збитків;

-          підвищення продуктивності та зниження чисельності персоналу;

-          зниження збитків, викликаних помилками персоналу;

-          збір даних для забезпечення моніторингу та діагностики основного й допоміжного устаткування ПС;

-         автоматизоване управління основним і допоміжним устаткуванням ПС;

-          оптимізація ремонтно-експлуатаційного обслуговування устаткування ПС, забезпечення переходу від календарного планування до ремонту на основі обліку технічного стану устаткування.

6.2.10.2. Загальні технічні вимоги до автоматизованої системи управління технологічними процесами підстанцій

АСУТП ПС 110-750 кВ ММЕМ треба будувати з урахуванням загальних технічних вимог, затверджених Системним оператором 06.12.2011р. щодо:

-                    інтеграції підсистем моніторингу, керування й діагностики устаткування, інженерних систем, РЗА та ПА (на інформаційному рівні);

-         модульного принципу побудови технічних і програмних засобів;

- відкритої масштабованої архітектури з пріоритетом рішень на основі відповідних стандартів МЕК.

-           типізації принципів побудови системи відображення на АРМ;

-         розвитку аналітичних функцій у АСУТП, які дають змогу виділяти в первинній інформації сутність події, що відбулася, і надавати підтримку персоналу в позаштатних ситуаціях;

-         оптимізації виведення аварійної та попереджувальної сигналізації;

-         створення метрологічного забезпечення контролю первісних датчиків АСУТП.

-         функції керування;

-         функції моніторингу силового обладнання;

-         виконання функцій моніторингу газової схеми КРУЕ;

-         виконання функцій технологічного та охоронного відеоспостереження;

-         виконання функцій кліматичного контролю приміщень, контролю протипожежного водопостачання, дренажних систем, роботи вентиляційних систем і іншого допоміжного устаткування та інженерних систем;

-         виконання функцій автоматичного керування послідовністю перемикань приєднання на базі програмної логіки, аналогічної типовим бланкам перемикань, для забезпечення можливості наступного переведення керування на рівень ДЦ;

-         виконання функцій контролю та керування системами охолодження трансформаторів з наступною відмовою від локальних систем керування;

-          виконання в АСУТП функцій контролю та дистанційного керування насосами й арматурами систем автоматичного пожежогасіння (зі збереженням локальної автоматики пожежогасіння);

-         надання необхідної та достатньої інформації для різних категорій персоналу (оперативного й неоперативного) на окремих робочих місцях;

-          збереження функцій контролю й керування окремою одиницею устаткування ПС, мінімально залежною від стану (у тому числі відмов) інших компонентів системи;

-         використання загальної бази даних;

-          забезпечення резервного електроживлення АСУТП ПС в аварійних режимах з розрахунковою тривалістю, достатньою для прибуття на ПС ремонтного персоналу, виявлення ним несправностей та вживання заходів з відновлення основних джерел електроживлення АСУТП;

-          застосування цифрових пристроїв зв’язку з об’єктом з оптичним інтерфейсом для керування комутаційними апаратами (за винятком вимикачів) і одержання дискретної інформації від приєднання та інших методів оптимізації кабельних проводок для поліпшення електромагнітної обстановки на ПС.

У перспективі треба оцінювати готовність повного переходу програмно-технічних засобів АСУТП на цифрову архітектуру побудови із застосуванням шини процесу.

6.2.11. Системи збору та передачі інформації

Технічна політика у сфері СЗПІ ПС має бути спрямованою на модернізацію існуючих і створення нових систем на основі застосування мікропроцесорних пристроїв і систем, що забезпечують збільшення спостережуваності ММЕМ відповідно до вимог Системного оператора.

СЗПІ ПС треба будувати з урахуванням таких вимог:

-         використання сучасних мікропроцесорних систем ТМ з безпосереднім підключенням до вторинних кіл ТС і ТН;

-         підвищення обсягу та розширення номенклатури технологічної інформації, що передається;

-         використання модульного принципу побудови технічних і програмних засобів;

-         підтримка міжнародних протоколів передачі даних (1ЕС - МЕК);

-         забезпечення похибки вимірювань не більше 1%;

-          можливість масштабування та інтеграції мікропроцесорних  систем ТМ в АСУТП ПС;

-          експлуатація СЗПІ із застосуванням  ЗІП в обсязі 30%  від встановленого обладнання з можливістю аварійної заміни протягом години після аварії.

У системах збору інформації повинна виконуватися фільтрація по параметрах пошкодження (КЗ), інформації  окремого пристрою, окремої події та можливість для детального аналізу інформації та запису в стандартних файлах з можливістю імітувати процеси за допомогою перевірочних пристроїв.

Діяльність  Системного оператора у сфері СЗПІ ПС треба реалізовувати в таких напрямах:

-          впровадження ПТК СЗПІ − сучасних мікропроцесорних комплексів ТМ, що забезпечують контроль стану основного устаткування і передачу даних у регіональні ДЦ та ДЦ Системного оператора ПТК СЗПІ впроваджують відповідно до технічних вимог, затверджених Системним оператором, а саме:

1)  у разі часткової реконструкції ПС, коли обсяг реконструкції первинного та вторинного устаткування становить до 30% від загальної кількості. ПТК СЗПІ можна створювати й за меншого обсягу реконструкції ПС у разі неможливості розширення існуючої ТМ й існуючої необхідності введення й передачі додаткових даних;

2) у рамках Галузевої програми розвитку ММЕМ, проект якої передбачає створення сучасних ПТК СЗПІ;

-            комплексна автоматизація ПС. Новостворювані  ПТК СЗПІ треба будувати як частину (окремі фрагменти) у складі перспективного проекту повнофункціональної АСУТП. При збільшенні обсягів реконструкції первинного устаткування елементи ПТК СЗПІ повинні повноцінно інтегруватися в АСУТП.

6.2.12. Пристрої компенсації реактивної потужності

У ММЕМ потрібно передбачати:

-         керовані статичні засоби поздовжньої та поперечної компенсації на базі сучасної силової електроніки:

1)  шунтувальні шинні й лінійні реактори 110 − 500 кВ, у тому числі керовані підмагнічуванням або тиристорними вентилями з використанням трансформаторів з напругою КЗ, яка дорівнює 100%;

2)  статичні тиристорні компенсатори (СТК) і транзисторні

3)  вакуумно-реакторні та тиристорно-реакторні групи, що комутуються вимикачами з підвищеним комутаційним ресурсом, оснащеними пристроєм синхронної комутації;

4)  керовані пристрої поздовжньої компенсації;

-         екологічно безпечні конденсатори з просоченням рідким синтетичним діелектриком, сухі конденсатори для фільтрових і шунтових батарей, пристроїв поздовжньої компенсації.

6.2.13 Власні потреби підстанції

При організації ВП ПС необхідно:

-          здійснювати живлення електроприймачів ВП змінного струму ПС від двох незалежних джерел (для ПС 330 кВ і вище − від трьох, за схемою наявного резерву);

-         мати на ПС власні джерела електроенергії, що забезпечують автономну роботу ПС не менше ніж 1 год. за повної втрати зовнішнього живлення ВП, і наступний пуск ПС ;

-         застосовувати кабелі напругою: більшою ніж 1 кВ − із ізоляцією зі зшитого поліетилену, нижчою ніж 1 кВ − з ізоляцією, що не підтримує горіння;

-           забезпечувати роздільну роботу секцій 0,4 кВ ВП з АВР, передбачати роздільну роботу без АВР кіл, що живляться від різних секцій 0,4 кВ (живлення приводів роз'єднувачів, заведення пружин приводів вимикачів тощо);

-          застосовувати захисну комутаційну апаратуру з можливістю створення видимих розривів;

-            як увідні і секційні захисні апарати на стороні 0,4 кВ використовувати селективні автоматичні вимикачі;

-          як захисні апарати у схемах секціонування і захисту живлячих приєднань на стороні 0,4 кВ застосовувати селективні автоматичні вимикачі.

6.2.14. Обмеження щодо застосування технологій

Забороняється застосовувати:

-          силові трансформатори та реактори з розрахунковим терміном служби, меншим ніж 30 років;

-          обертові електричні машини для компенсації реактивної потужності, крім асинхронних компенсаторів за наявності спеціальних обґрунтувань;

-         повітряні, масляні вимикачі 110-750 кВ;

-         маломасляні вимикачі 6-220 кВ;

-          вимикачі 110 кВ і вище із пневматичними й електромагнітними приводами;

-          трансформатори струму 110 кВ і вище з класом точності обмотки для цілей АСОЕ гірше 0,2S, для цілей АСУТП і моніторингу − гірше 0,2;

-          трансформатори струму 35 кВ і нижче з класом точності обмотки для цілей АСОЕ гірше 0,5S, для цілей АСУТП − гірше 0,5;

-          трансформатори напруги 110 кВ і вище без окремої обмотки для цілей АСОЕ;

-          трансформатори напруги 110 кВ і вище з класом точності обмотки для цілей АСОЕ гірше 0,2;

-          трансформатори напруги 35 кВ і нижче з класом точності обмотки для цілей АСОЕ гірше 0,5;

-         роз'єднувачі напругою 110-750 кВ вертикально-рублячого типу;

-         роз'єднувачі без електродвигунного  приводу;

-         засипання гравієм масло приймачів автотрансформаторів (трансформаторів) і ШР;

-         масло наповнені струмопроводи для приєднання (авто)трансформаторів до КРУЕ;

-         схеми електропостачання без автоматичного введення резерву (АВР);

-          кабелі з паперово-масляною ізоляцією та масло наповнені;

-          акумуляторні батареї з терміном експлуатації, меншим ніж 15 років;

-          устаткування, у якому застосовується трихлордифеніл.

Під час проведення комплексної реконструкції, розширення та нового будівництва не рекомендовано застосовувати під устаткування ПС залізобетонні стояки типу УСО.

6.2.15. Вимоги щодо екологічних властивостей підстанцій

Технічну політику у сфері поліпшення екології ПС доцільно спрямовувати на:

-          проведення заходів щодо зниження негативного впливу на атмосферу, гідросферу, рослинний і тваринний світ;

-          проведення заходів щодо запобігання попаданню трансформаторного масла на землю;

-          застосування, де це можливо, сухих реакторів, трансформаторів і конденсаторів, оптико-електронних вимірювальних трансформаторів;

-          зниження рівня шуму устаткування;

-          забезпечення захисту персоналу від впливу електромагнітного поля;

-          використання пожежо- і вибухобезпечного устаткування;

-          заміну й утилізацію до 2025 р. устаткування, в якому використовується трихлордифеніл;

-          відновлення порушених у процесі будівництва та експлуатації природних умов;

-          очищення забруднених зливостоків.

6.2.16. Діагностика та моніторинг устаткування

Потрібно передбачати діагностичний контроль технічного стану устаткування, що впливає на надійність електричних мереж.

На новоспоруджуваних і реконструйованих ПС треба застосовувати електроустаткування в конструктивному виконанні, яке забезпечує можливість організації моніторингу технічного стану під робочою напругою без його вимикання. Діагностика технічного стану обладнання на основі постійного моніторингу  має передбачати його відключення для вчасного ремонту – до виникнення пошкодження.

Застосовувати засоби і системи автоматичної (оn-line) діагностики треба переважно з функцією віддаленого доступу до оперативної (ретроспективної) інформації про технічний стан устаткування та можливістю передачі оперативної інформації в АСУТП.

Під робочою напругою, як правило,  повинен забезпечуватися безперервний (автоматичний) контроль стану обладнання:

-           на силових трансформаторах (автотрансформаторах)  і ШР:

1)   ділянок небезпечного перегрівання магнітопроводу з використанням волоконно-оптичних систем контролю

2)   параметрів електроенергії (струм, напруга, активна та реактивна потужність, соs φ) сторін ВН,  НН, СН;

3)   фізико-хімічних характеристик трансформаторного масла (газо-вологовмісту);

4)   стану ізоляції (tg δ, ємності) вводів ВН, ВП;

5)   рівня часткових розрядів;

6)   технологічних захистів і сигналізації, систем охолодження й пристрою на РПН;

-       на високовольтних уводах 110 кВ і вище – змінної абсолютного значення кута діелектричних втрат tg δ і ємності ізоляції;

-       на ТС 330 кВ і вище – змінної абсолютного значення кута діелектричних втрат і ємності ізоляції (там, де це можливо, виходячи з конструкції ТС);

-       на обмежувачах перенапруг – струму провідності, кількості та  значень струмів спрацьовування;

-       на вимикачах і роз'єднувачах – комутаційного ресурсу.

Експлуатовані вводи силових трансформаторів і ШР 110 кВ і вище та ТС 330 кВ і вище треба обладнувати системами автоматичного контролю під робочою напругою за змінною абсолютного значення кута діелектричних втрат tg δ і ємністю.

Новозмонтовані і ті, що приймають із ремонту, силові трансформатори перед уведенням в експлуатацію треба випробовувати шляхом подачі робочої напруги з вимірюванням і локацією ЧР.

Для періодичної (або безперервної) оцінки експлуатаційного стану елегазового устаткування, кабельних уводів, вимірювальних трансформаторів 110 кВ і вище необхідно використовувати відповідні методи контролю, у тому числі з автономним живленням і системою передачі інформації по радіоканалу.

На об'єктах ММЕМ треба застосовувати засоби автоматичного контролю (діагностики) системи оперативного постійного струму, системи ВП ПС.

Систему заземлення, у тому числі робочого, захисного, грозозахисного, треба діагностувати комплексно з урахуванням взаємного впливу та розподілу навантаження по всій системі заземлення. Система заземлення повинна забезпечувати електромагнітну обстановку, за якої рівні електромагнітних впливів усіх видів не перевищували б припустимих значень для кожного конкретного пристрою.

6.2.17. Електромагнітна сумісність

Усі пристрої, кабелі вторинної комутації ПС піддаються електромагнітним впливам, що виникають у разі КЗ, перемикань первинного устаткування, ударів блискавки, під час роботи високочастотного зв'язку різного призначення тощо.

На ПС повинні бути забезпечені умови, за яких рівні електромагнітних впливів усіх видів не перевищували б припустимих значень для кожного конкретного пристрою.

До пристроїв, які піддаються електромагнітним впливам відносяться пристрої РЗА, ПА, АСУТП, АСОЕ, АСТУ, СЗПІ, протипожежні системи, системи відеоспостереження, охоронної сигналізації, системи зв'язку, системи оперативного струму.

Технічну політику у сфері створення необхідної електромагнітної обстановки на ПС забезпечують виконанням комплексу організаційних і технічних заходів:

-          застосування заземлювальних пристроїв, що забезпечують вирівнювання потенціалу на території ПС і заземлювальному устаткуванні;

-          застосування, як правило, корозійностійких матеріалів зі зниженим питомим опором для заземлювальних пристроїв;

-          застосування блискавкозахисту, що унеможливлює перекриття ізоляції та проникнення перенапруг у кола вторинної комутації;

-          вибір компонування ПС із урахуванням електромагнітного впливу первинних кіл і устаткування на кола вторинної комутації та окремі пристрої;

-          виконання обстежень на електромагнітну сумісність для новоспоруджуваних і реконструйованих ПС силами спеціалізованих організацій;

-          вибір способу і трас прокладання силових кабелів і кабелів вторинної комутації, що гарантують рівні наведень, перешкод та інших впливів, припустимих для застосовуваних пристроїв ПС;

-          заборона прокладання в одному кабелі кіл постійного, оперативного та змінного струмів;

-          прийняття за необхідності додаткових заходів із забезпечення електромагнітної сумісності (застосування екранованих кабелів, установлення фільтрів у колах живлення тощо);

-          вживання заходів із захисту електроустановок від високочастотних комутаційних перенапруг;

-          вживання заходів із захисту від статичної електрики;

-          вживання заходів із захисту від радіовипромінювання;

-          застосування на ПС волоконно-оптичних кабелів;

-          розміщування кабельних лотків, як правило, нижче поверхні землі з організацією дренажу ґрунтових і талих вод, у тому числі в місцях перетинів із комунікаціями та у місцях введення в будинки.

6.2.18. Організація системи оперативного живлення підстанцій

Однією з основних умов надійного функціонування пристроїв РЗА, ПА, АСУТП, АСОЕ, АСТУ, СЗПІ, протипожежних систем, систем відеоспостереження, охоронної сигналізації, систем зв'язку та інших систем ПС є організація оптимальної структури їхнього оперативного живлення.

Особливість організації оперативного живлення цих систем визначається тим, що сьогодні  на ПС впроваджуються нові системи й види устаткування, що вимагають нових підходів порівняно з існуючими. Джерелами живлення цих систем є системи змінного і постійного оперативного струму.

Проектування систем оперативного живлення треба виконувати з урахуванням можливості роботи ПС без постійної присутності оперативного персоналу на ній.

Живлення пристроїв РЗА, контролерів АСУТП, телекомунікаційного устаткування та інших пристроїв треба здійснювати від СОПС.

Основні вимоги до систем електроживлення технічних засобів зв'язку, вимірювачів часових інтервалів ПС тощо (крім РЗА і ПА) викладено у відповідних чинних стандартах і НД.

 Для живлення систем зв'язку, ІОІ ПС та інших систем треба передбачати ДБЖ.

СОПС ПС повинна відповідати таким основним вимогам:

-       розрахункова тривалість розряду АБ повинна враховувати час прибуття персоналу на ПС, виявлення ним несправності в СОПС і вживання заходів з відновлення нормального режиму роботи АБ і СОПС у цілому;

-       треба застосовувати АБ з терміном служби, не меншим ніж 15 років, і здатністю забезпечувати максимальні розрахункові поштовхи  струмів після гарантованого (не менше ніж двогодинного) розряду струмом навантаження в автономному режимі (у разі витрати ВП ПС) протягом усього терміну служби;

-       технологічна сумісність ЗПА і АБ;

ЗПА повинні забезпечувати:

1)        можливість автоматичного триступінчастого режиму заряду (режим обмеження струму, режим зрівняльного заряду, режим постійного підзаряду);

2)      у режимі постійного підзаряду якість напруги (рівень, пульсації, стабільність і термокомпенсація) згідно  технічними умовами на акумулятори конкретного типу;

3)      якість напруги відповідно до технічних умов електроприймачів постійного оперативного струму (наприклад, пристрою РЗА) у режимах як постійного підзаряду, так і зрівняльного заряду;

4)       електроживлення пристроїв, які перебувають постійно під напругою (зокрема, пристроїв РЗА), відповідно до їхніх технічних умов у разі порушення зв'язку з АБ з будь-якої причини;

5)       автоматичний повний заряд АБ за мінімально можливий час із урахуванням обмежень, визначених технічними умовами на АБ;

6)      живлення навантаження від ЗПА при відключенні АБ з будь-якої причини;

7)       наявність мікропроцесорного блока управління з інформаційним виходом в інтелектуальні мережі системи ПС за узгодженим протоколом обміну;

8)       охолодження елементів ЗПА за допомогою природної вентиляції.

-           відключення КЗ у мережі оперативного постійного струму, що супроводжується зниженням напруги на навантаженні, нижчої від припустимої, з мінімальним часом, що унеможливлює перенавантаження мікропроцесорних терміналів пристроїв РЗА;

-          забезпечення вимог до електромагнітної сумісності;

-           пошук «землі» в мережі постійного оперативного струму без відключення приєднань, що відходять від щита постійного струму;

-           виявлення зниження опору  ізоляції кожного полюса й одночасного зниження опору ізоляції на обох полюсах СОПС;

-           виконання захисту мережі постійного оперативного струму з використанням крім автоматичних вимикачів, запобіжників електробезпечного виконання;

-           живлення навантаження постійного струму  ПС 220 кВ і вище і ПС 110 кВ із більш ніж трьома вимикачами в розподільному пристрої вищої напруги здійснювати від двох і більше АБ.

Необхідно розглядати доцільність організації децентралізованих  СОПС. У децентралізованих СОПС АБ, щити ПС розташовуються так само, як у приміщенні ОПК, і у відповідних приміщеннях розподільчого щита розподільних пристроїв. При цьому всі елементи СОПС інтегруються в єдину систему із забезпеченням відповідної надійності.

ДБЖ  ПС має відповідати таким основним вимогам:

-          забезпечення живлення навантаження від ДБЖ, як правило, протягом, не менше ніж 4 годин при відключенні ВП ПС із будь-якої причини;

-          забезпечення вимог до електромагнітної сумісності.

В обґрунтованих випадках організації оперативного живлення ПС може бути передбачено установлення дизель-генераторів необхідної потужності.

Основними завданнями на найближчий період є:

-      розроблення вимог до інтегрованої системи оперативного живлення, що враховують наявність системи змінного й постійного оперативного струму, а також ДБЖ;

-      розроблення типових схем організації СОПС, ДБЖ і типових проектних рішень із урахуванням різних виробників;

-      використання сучасних методик розрахунку струмів КЗ і вибору типів захисних апаратів і параметрів їхнього спрацьовування;

-      опрацювання питань використання нових альтернативних джерел постійного струму замість АБ.

6.2.19. Моніторинг і керування якістю електроенергії

Створення системи моніторингу й керування якістю електроенергії спрямовано на поліпшення якості електроенергії, підвищення надійності електропостачання та зменшення технологічних витрат у мережі  ММЕМ.

При створенні системи контролю й керування якістю електроенергії необхідно:

-   виконувати аналіз впливу силового обладнання, установленого на ПС  ММЕМ, і систематизувати споживачів за ступенем впливу на показники якості електричної енергії;

-     проектувати та установлювати прилади контролю якості на шинах або приєднаннях ПС  ММЕМ;

-     використовувати наявні лічильники комерційного обліку із сертифікованими функціями вимірювань показників якості електроенергії;

-     виявляти найбільш значущі показники якості електроенергії та визначити припустимі межі відхилень цих показників для  Системного оператора;

-     розробляти заходи щодо поліпшення якості електроенергії та зменшення негативних наслідків у разі відхилень норм якості від нормативних (заданих);

-     розробляти регламентуючі документи з вимірювання і контролю параметрів якості електроенергії, регулювання режиму роботи технологічного устаткування мережі та порядку обліку електроенергії, що не відповідає нормам якості;

-     розробляти документи, які  регламентують визначення винних у відхиленні показників якості та ступінь їхньої відповідальності;

-     установлювати прилади контролю якості електроенергії на ПС, де мають місце регулярні відхилення норм якості по приєднаннях з контролем напрямку поширення гармонік для виявлення джерела погіршення якості електроенергії;

-     використовувати заходи щодо поліпшення якості електроенергії на ПС, а також щодо зменшення провалів і сплесків напруги;

-     створювати метрологічне забезпечення контролю якості електроенергії;

-     навчати персонал моніторингу і керуванню якістю електроенергії.

Система моніторингу якості електроенергії є багаторівневою, просторово розподіленою інформаційно-технологічною системою і вимагає організації експлуатації на рівнях ММЕМ. На рівнях ММЕМ також треба створювати центри моніторингу з експлуатації системи, включаючи ремонтну службу, забезпечену ЗІП.

Систему моніторингу й керування якістю електроенергії створюють у три етапи.

- аналіз режимної схеми і якості електроенергії в ОЕС України;

- технічне оснащення об'єктів  ММЕМ приладами контролю якості електроенергії або проведення заходів щодо сертифікації існуючих лічильників комерційного обліку в частині функцій вимірювань показників якості електроенергії;

- створення системи моніторингу контролю якості. У разі виявлення відхилень норм якості електроенергії на раніше «благополучних» шинах або приєднаннях визначають джерела погіршення якості і систему доповнюють приладами контролю якості по відповідних приєднаннях.

6.2.20 Оснащення підстанцій інженерно - технічними засобами охорони

До інженерно - технічних засобів охорони належать:

–       інженерні засоби охорони (огорожа, охоронне освітлення тощо)

–       технічні засоби охорони (сигналізація, зв'язок, відеоспостереження, оповіщення тощо)

З огляду на важливість ПС ММЕМ у системі безпеки держави, оснащення їх інженерно-технічними засобами охорони треба здійснювати на підставі відповідної галузевої програми, розробленої і затвердженої у встановленому порядку згідно з концепцією, розробленою Системним оператором у 2013 р.   

6.3. Лінії електропередавання

6.3.1. Повітряні лінії електропередавання

Основними напрямами технічної політики під час проектування, будівництва, реконструкції та експлуатації ПЛ є:

-          забезпечення надійності та ефективності їх роботи;

-          скорочення впливу ПЛ на екологію;

-          геометрична оптимізація лісових просік;

-          зниження витрат електроенергії в ПЛ;

-          застосування конструкцій, елементів і устаткування, що зберігають розрахункові параметри протягом усього терміну служби;

-          застосування конструкцій і матеріалів, що забезпечують стійкість до розкрадань і відсутність збитків третіми особами;

-          скорочення площі відведення  земель під ПЛ у постійне користування;

-          використання передових, безпечних методів будівництва та експлуатації;

-            розвиток технологій діагностики з використанням методів неруйнівного контролю, що дає змогу оцінювати технічний стан ЛЕП без виведення їх з експлуатації;

-          комплексне забезпечення аварійного запасу устаткування та матеріалів, його оптимальне розміщення;

-          впровадження геоінформаційних систем (GPS тощо).

6.3.1.1. Технології виконання будівельно-монтажних робіт, технічного переоснащення та реконструкції

Під час проектування ПЛ 220 кВ і вище, які не мають цілорічного доступу для проведення їхнього ТОіР, і таких, що проходять у особливих кліматичних районах,  допускається застосовувати технічні рішення, що забезпечують їхню підвищену надійність.

Під час проектування ПЛ 330 кВ і вище треба, як правило, застосовувати індивідуальне проектування.

Потрібно передбачати застосування комплексної механізації робіт під час прокладання просік з використанням високопродуктивних комплексів машин і устаткування, диференційованих за видами вирубки та розміром деревини, рельєфно - ґрунтовими умовами; використання перспективних технологічних процесів лісосічних робіт і способів зрізування деревинно-чагарникової рослинності.

Зменшення обсягів земельних робіт потрібно планувати за рахунок застосування пальових фундаментів (призматичні залізобетонні палі, буронабивні палі, у тому числі з розширеною п'ятою, палі з закрилками, гвинтові якорі та палі, палі-оболонки), малозаглиблених і поверхневих фундаментів, паль закритого профілю, стрижневих закладень у скельних ґрунтах, а також за рахунок застосування високоефективних робочих бурових механізмів для буріння в міцних породах і скельних ґрунтах.

Монтаж проводів і грозозахисних тросів потрібно здійснювати під тяжінням, без  волочіння проводів по землі, що дає змогу забезпечувати відсутність механічних пошкоджень проводу та його забруднення, і як наслідок − зменшення витрати електроенергії на корону й радіоперешкоди.

6.3.1.2. Опори

На магістральних ПЛ 220-750 кВ треба застосовувати опори необхідної висоти й міцності, які забезпечують відповідність ПЛ вимогам ПУЕ щодо стійкості до кліматичних і екологічних впливів, одноланцюгові і дволанцюгові сталеві опори баштового типу (на основі сталевих багатогранних і ґратчастих конструкцій).

На ПЛ 220 − 500 кВ, що проходять через землі сільськогосподарського призначення, через міста, лісові масиви, а також через райони з високим ризиком вандалізму, як проміжні рекомендовано застосовувати сталеві вільно-стоячі опори.

Анкерно-кутові опори ПЛ 220 − 750 кВ повинні бути сталевими вільно-стоячими. Заборонено застосовувати бетонні анкерно-кутові опори з відтяжками та без відтяжок. Проектні розміри й маса проміжних опор повинні бути оптимізованими для конкретних ПЛ, у тому числі, за рахунок більш широкого застосування сталі підвищеної механічної міцності й корозійної стійкості.

Конструкції опор повинні забезпечувати можливість технічного обслуговування та ремонту ПЛ під напругою, максимальну технологічність під час монтажу проводів і тросів, відсутність, як правило, необхідності одержання спеціального дозволу на транспортування по автодорогах і комплектуватися системами безпечного підіймання ремонтного персоналу на опору.

Сталеві опори, а також сталеві деталі залізобетонних опор і конструкцій, металоконструкції фундаментів, U- подібні болти  повинні бути захищеними від корозії на заводах-виробниках методом гарячого або термодифузійного цинкування, а для районів з високим ступенем забруднення атмосфери – виготовлятися з корозійностійких сталей підвищеної міцності.

Розрахункові кліматичні навантаження на будівельну частину опори й фундаменти повинні відповідати вимогам  ПУЕ, МЕК.

Необхідно застосовувати висотні опори, що забезпечують розміщення проводів ПЛ над цінними лісовими масивами, з метою мінімізації ширини просіки.

Висотні опори слід оздоблювати світловими сигнальними пристроями з автономними джерелами живлення, що не потребують зв’язку з іншими електричними мережами.

На ПЛ, що проходять через великі населені пункти, в туристично-рекреаційних зонах, поблизу місць відпочинку, через національні парки і заповідники, на перетинах з великими транспортними магістралями поблизу міст рекомендовано фарбувати опори декоративними фарбами, атестованими Системним оператором, а також застосовувати конструкції опор більш естетичні.

6.3.1.3. Фундаменти

Умови застосування фундаментів визначають згідно з проектною документацією яка повинна враховувати вимоги відповідних чинних галузевих стандартів  залежно від результатів досліджень ґрунтів (інженерно-геологічних, гідрогеологічних і інших вишукувань) у місцях їхнього установлення.

 На лініях електропередавання необхідно застосовувати фундаменти:

-         збірні залізобетонні фундаменти (грибоподібні підніжки, фундаменти із залізобетонних плит);

-         монолітні залізобетонні фундаменти (заглиблені, малозаглиблені та поверхневі);

-          пальові залізобетонні фундаменти (буронабивні, у тому числі з розширенням і без розширення) і металеві фундаменти (фундаменти із залізобетонних паль з металевими ростверками, гвинтові палі, палі відкритого профілю);

Слід забезпечувати впровадження на ПЛ:

-         індустріальних методів виконання  робіт у польових умовах;

-         полімерних покриттів для захисту залізобетонних конструкцій від корозії;

-          сучасних корозійностійких матеріалів, відповідно до чинних норм, для металоконструкцій фундаментів, що перебувають безпосередньо в контакті з ґрунтом;

-         вузлів кріплення U-подібних болтів до фундаментів, розташованих над поверхнею землі, для середньоагресивних і сильноагресивних ґрунтів за СНиП 2.03.11.

6.3.1.4. Проводи, грозозахисні троси

На ПЛ треба застосовувати:

-          під час нового будівництва − проводи з дротами струмопровідних шарів складної форми, які утворюють верхній повив, близький до ідеально циліндричного, із сердечником з алюмінієвих сплавів, що мають підвищену пропускну здатність, менші коефіцієнти аеродинамічного опору, підвищену корозійну стійкість і підвищену стійкість до ожеледно-вітрових впливів, кращу деформаційну здатність, більшу крутильну жорсткість, поліпшені характеристики щодо гасіння коливань;

-          під час реконструкції ПЛ із збереженням їхньої номінальної напруги за умови відповідності механічної міцності існуючих опор за умови позитивного ТЕО, а також при будівництві  переходів:

1)          проводи з підвищеними довгостроково припустимими температурами (до 210°С) зі струмопровідними повивами з термостійких і надтермостійких алюмінієвих сплавів, з корозієстійким осердям, у тому числі виготовлених зі сплаву «інвар»;

2)          проводи з надвисокими довгостроково припустимими температурами (до 240°С) зі струмопровідними повивами із надтермостійких алюмінієвих сплавів і композитних сердечників;

-          грозозахисні троси зі сталевих оцинкованих або алюмінованих (плакірованих алюмінієм)  дротів, грозозахисні троси з низьколегованої сталі, що мають  високу  стійкість до обривання дротів від дії блискавки та високу корозійну стійкість;

-          грозозахисні троси із вбудованим оптико-волоконним кабелем, у тому числі з термостійким оптичним волокном.

6.3.1.5. Лінійна арматура та ізолятори

Кількість і тип ізоляторів у гірляндах різного призначення на ПЛ треба вибирати відповідно до чинних НД, а також з урахуванням місцевих умов, у тому числі -  за картами забруднення ізоляції.

На ПЛ потрібно застосовувати скляні тарілчасті ізолятори із зниженим рівнем завад (радіоперешкод).

На ПЛ 220-330 кВ, цілорічно доступних для обслуговування, що проходять через райони із СЗА I-III (за винятком ПЛ, що проходять через III-й і вище райони з вітру/ожеледі) за результатами ТЕО дозволено застосовувати полімерні ізолятори суцільнолиті з кремнійорганічним захисним покриттям (тільки підтримувальні підвіски з двома паралельними ізоляторами, двоколові підвіски) за умови  наявності індикатора пробою.

Дозволено застосовувати полімерні консольні ізолюючі траверси для ПЛ 220 кВ, що проходять у стиснутих умовах, де є  можливість під'їзду автовишки до опор для проведення технічного обслуговування та ремонту арматури.

На ПЛ потрібно застосовувати:

-           зчіпну, підтримувальну, натяжну, захисну й  з’єднувальну арматуру, яка не вимагає обслуговування, ремонту та заміни за весь розрахунковий період експлуатації ПЛ;

-          як правило, пресовану  арматуру; за відповідних обґрунтувань - спіральну, болтову;

-          багаточастотні гасники вібрації;

-          гасники галопування та обмежувачі утворення ожеледі.

 

 

6.3.1.6. Обмежувачі перенапруг нелінійні

У разі проходження ПЛ у районах з високим питомим опором ґрунтів і на  переходах через перешкоди значної довжини для захисту від грозових впливів треба застосовувати ОПН.

Для ПЛ в районах з інтенсивним ожеледоутворенням і галопуванням, що призводять до частих обривів грозозахисного троса, розглядати доцільно застосовувати ОПН без грозозахисного троса.

Лінійні ОПН треба оснащувати контактною частиною, що забезпечує їх звільнення  та можливість включення ПЛ у роботу після їхнього пошкодження.

6.3.1.7. Захист повітряних ліній від ожеледо-вітрових впливів

Для новозбудованих, реконструйованих  ПЛ, що проходять через райони з товщиною стінки ожеледі понад 25 мм і вище (IV район по ожеледі й вище), а також із частим утворенням ожеледі й паморозі в сполученні із сильними вітрами, у районах із частим і інтенсивним галопуванням проводів потрібно розглядати можливість застосування керованих установок плавлення ожеледі, як правило, контейнерного типу і з можливістю самотестування. Плавлення ожеледі треба виконувати з урахуванням режиму роботи ЕС таким чином, щоб у кожній схемі час його проведення не перевищував 1 год. Треба активно виконувати заміну морально й фізично застарілих некерованих установок для плавлення ожеледі на сучасні.

Необхідно застосовувати автоматизовані системи раннього виявлення ожеледоутворення і розподіленого контролю температури оптичного волокна в разі плавлення ожеледі на грозозахисному тросі із вбудованим оптико-волоконним кабелем і безпосереднього контролю температури проводу під час плавлення ожеледі.

Якщо плавлення ожеледі неможливо організувати з режимних причин, то під час будівництва потрібно застосовувати елементи ПЛ вищого класу безвідмовності, обмежувачі галопування тощо.

На ПЛ або ділянках ПЛ, що проходять в особливих районах по ожеледі, треба:

-   застосовувати скляні ізолюючі гірлянди  (за відповідного обґрунтування - установлювати подвійні паралельні гірлянди);

-  застосовувати проводи сучасних конструкцій, з підвищеною стійкістю до ожеледно-вітрових впливів.

-  грозозахист виконувати лінійними ОПН (за відсутності грозозахисних тросів з вбудованим оптико-волоконним кабелем);

-  застосовувати полімерні міжфазні розпірки;

-  застосовувати пристрої, що запобігають закручуванню проводів, а також пристрої для захисту проводів від налипання мокрого снігу.

6.3.1.8. Обмеження щодо застосування технологій та устаткування на повітряних лініях

Заборонено застосовувати:

-          анкерні плити з підземним вузлом кріплення відтяжок  у середньоагресивних і сильноагресивних ґрунтах;

-         підвісні тарілчасті порцелянові ізолятори;

-          полімерні ізолятори серії ЛП і ЛПІС із оболонкою поліолефінової (севиленової) композиції;

-          полімерні ізолятори, зібрані послідовним (перебірним) складанням захисної оболонки;

-         гасники вібрації одночастотні типу ГВН та ГВ;

-          за нового будівництва – грозозахисний трос сталевий  марки ТК (ГОСТ 3062, ГОСТ 3063, ГОСТ 3064);

-          матеріали для антикорозійного захисту опор і фундаментів;

-          монтаж проводів і грозозахисних тросів без застосування технології «під тяжінням»;

-        некеровані установки для плавлення ожеледі;

-        арматуру типу СКТ (скоба трилапчаста)

 

 

6.3.1.9. Діагностика та моніторинг повітряних ліній

Діагностику елементів ПЛ треба виконувати переважно в рамках комплексних обстежень на основі методів неруйнівного контролю.

Комплексна діагностика ПЛ включає такі основні види діагностичних робіт:

-          магнітометричний контроль стану металевих конструкцій опор;

-          контроль зовнішньої ізоляції ПЛ;

-           вимір відстаней по вертикалі від проводів (грозозахисних тросів) до поверхні землі та інженерних споруд уздовж траси ПЛ;

-          ультразвуковий контроль анкерних кріплень фундаментів;

-           сейсмоакустичний контроль стану фундаментів і залізобетонних конструкцій;

-          дефектоскопія відтяжок проміжних та анкерних опор;

-          тепловізійний контроль з'єднань проводів;

-          контроль проявів високовольтного пробою;

-          вимірювання опору контуру заземлення опор.

Періодичність діагностичного обстеження повинна бути не рідше встановленої відповідними чинними НД, а саме:

-          для нововведених :

1)   ПЛ 220-330 кВ – на 20-й рік  введення їх в експлуатацію;

2)   ПЛ 550-750 кВ – на 15-й рік введення їх в експлуатацію;

-          після розрахункового терміну експлуатації - не рідше одного разу на десять років, але термін наступного обстеження визначає спеціалізована організація;

-          діагностичне обстеження контактних з'єднань – відповідно до норм випробування контактних з'єднань за СОУ-Н ЕЕ 20.577 (не рідше одного разу на шість років);

У разі здійснення контролю технічного стану ПЛ рекомендовано застосовувати:

-          автоматизовані системи моніторингу  грозової активності та утворення ожеледі на ПЛ і ПС;

-          аеросканування з електромагнітною, лазерною, ультрафіолетовою та інфрачервоною фіксацією дефектів у разі струмового навантаження обстежуваної ПЛ не нижче 50% номінальної.

6.3.1.10. Зниження впливу повітряних ліній на навколишнє середовище

Вплив ПЛ на навколишнє середовище треба знижувати шляхом:

-           забезпечення нормованих рівнів індукованих напруг, електромагнітних полів, акустичних шумів, завад (радіоперешкод) з урахуванням перспективного (15-20 років) розвитку інфраструктури в місцях розміщення ПЛ;

-          мінімізації ширини лісових просік за рахунок застосування висотних опор з розташуванням проводів над кронами цінних дерев, а також за рахунок прокладання геометрично-оптимізованих просік;

-          застосування екологічно чистих технологій і матеріалів під час будівництва та експлуатації, у тому числі очищення просік ПЛ від дерево-чагарникової рослинності;

-          вивезення на полігони або використання як палива відходів від розкорчовування чагарників і дрібнолісся;

-            обмеження і, по змозі, унеможливлення негативного впливу на навколишнє середовище під час проведення будівельно-монтажних робіт мінімізацією порушення природної геологічної будови ґрунтів будівельною технікою, з наступною рекультивацією земель;

-          оснащення опор ПЛ та ізоляторів спеціальними пристроями, що перешкоджають гніздуванню та сіданню птахів на конструктивних елементах опор.

6.3.2. Кабельні лінії електропередавання

Основними напрямами технічної політики під час проектування, будівництва, технічного переоснащення та експлуатації КЛ є:

-         модернізація мереж і підвищення їх енергоефективності з метою забезпечення надійності роботи мереж на основі інноваційного підходу до розвитку й модернізації діючого мережевого комплексу;

-         застосування кабелів і арматури КЛ, отриманих на високоефективних виробництвах, на лініях безперервної вулканізації, що використовують дві концепції – «чиста подача матеріалів» і «чиста екструзія», які гарантують низьку дефектність ізоляційної системи вироблених кабелів і є ключовим фактором надійності для кабелів НВН, у тому числі пожежобезпечного виконання;

-          використання кабелів з ізоляцією зі зшитого поліетилену;

-          застосування кабельних систем, у тому числі напругою 110 кВ і вище, що пройшли тривалі випробування на надійність згідно з МЕК 62 067 у тих сполученнях кабелів і арматури, які планується встановити на об'єкті;

-          зниження експлуатаційних витрат;

-          використання передових, безпечних методів будівництва та експлуатації;

-         розвиток технологій оцінки технічного стану КЛ без виведення КЛ із роботи;

-          забезпечення гарантійного обслуговування КЛ, формування аварійного резерву кабелю й кабельної арматури, оптимальне розміщування, розроблення маршрутів, а також оперативність його доставки до місця монтажу;

-          розроблення відповідної науково-технічної документації з урахуванням актуалізованих рекомендацій відповідних МЕК, CIGRE, у тому числі різних природно-кліматичним умов.

6.3.2.1. Будівельно-монтажні роботи

У технологіях виконання будівельно-монтажних робіт на КЛ в процесі  будівництва, реконструкції і технічного переоснащення потрібно передбачати:

-         впровадження комплексної механізації робіт під час прокладання КЛ із використанням високопродуктивних комплексів машин і устаткування;

-          скорочення об’єму земельних робіт за рахунок застосування безтраншейного способу прокладання КЛ – горизонтального направленого буріння або колекторів з метою захисту природоохоронних зон і упоряджених ділянок міст;

-          застосування способу прокладання КЛ по території ПС у лотках, на естакадах або в колекторах;

-          застосування концепції будівництва «під ключ»;

-          забезпечення можливості легкого та швидкого монтажу КЛ ВН з максимальною надійністю й швидкістю без необхідності технічного обслуговування надалі;

- використання існуючих конструкцій мостів і спільне спорудження мостових і кабельних переходів через водні перешкоди, великі автомагістралі тощо за обов'язкової координації проектної документації.

6.3.2.2. Кабелі

Для класів напруг 110 кВ і вище треба застосовувати кабелі із вбудованим оптоволокном для моніторингу температури кабелю, з ізоляцією зі зшитого поліетилену та перетинами струмопровідних жил до 3000 мм², у тому числі нового покоління – повністю герметизованих конструкцій, із зовнішніми оболонками, виконаними з матеріалів зниженої горючості, у тому числі полівінілхлоридних композицій з низьким димо- та газовиділенням або з безгалогенних композицій з високим кисневим індексом.

Для прокладання КЛ під водою треба застосовувати броньовані кабелі й арматуру, які мають герметичні конструкції, що забезпечують роботу протягом запланованого терміну служби в умовах гідростатичного тиску.

6.3.2.3. Арматура кабелів високої напруги

Кількість і типи застосовуваної арматури кабелів визначають за проектною документацією з прокладання КЛ. Арматура повинна мати максимальний ступінь заводської готовності, що забезпечує мінімізацію негативного впливу людського фактора (ймовірності пошкодження елементів конструкції муфт) під час монтажу та транспортування.

До використання арматури кабелів на будівельно-монтажних робітах на КЛ потрібно передбачати:

- конструкції елегазових уводів, сполучних і кінцевих муфт, адаптованих до монтажу кабелів з оптичними волокнами, інтегрованими в екран кабелю, орієнтованих на вилучення рідких діелектричних середовищ, крім випадків, зазначених у проектній документації;

-          композитні ізолятори для кінцевих муфт зовнішнього установлення з різними довжинами шляху витоку залежно від ступеня забруднення атмосфери на об'єкті;

-          арматуру, що не вимагає технічного обслуговування;

-          арматуру, конструкція якої забезпечує захист від механічних пошкоджень, проникнення води й пилу;

6.3.2.4. Заземлення екранів кабелів і застосування систем транспозиції

В однофазних кабелях до 500 кВ необхідно приділяти особливу увагу до вибору способу з'єднання й заземлення екранів.

При проектуванні КЛ вибір  перетину екрана і його заземлення треба здійснювати за умов припустимого нагрівання КЛ у нормальному режимі роботи, а також у режимі КЗ, безпеки обслуговування з урахуванням кількості та місць розташування коробок транспозиції, за принципом мінімізації кількості сполучних муфт.

Спосіб заземлення екранів (часткове розземлення або застосування транспозиції екранів) вибирають індивідуально в кожному конкретному випадку залежно, насамперед, від значення струмів КЗ і умов безпечного проведення робіт під час експлуатації й ТО.

6.3.2.5. Діагностика та моніторинг кабельних ліній

КЛ 110-500 кВ з ізоляцією зі зшитого поліетилену необхідно забезпечувати системами моніторингу температури кабелів, що дає змогу забезпечувати оперативне реагування на перевантаження, виявлення існуючих резервів для збільшення передаваних потужностей (збільшення навантаження без перевищення припустимої температури).

Необхідно розробляти (удосконалювати) відповідні НД, що регламентують проведення діагностики, з урахуванням практичного досвіду експлуатації устаткування, оснащеного системами діагностики,  із терміном експлуатації, не меншим ніж п’ять років.

Розробляти вимоги до випробувань кабелів з ізоляцією зі зшитого поліетилену, що регламентують норми їхніх випробувань, критерії і методи діагностики стану ізоляції, потрібно із урахуванням актуалізованих рекомендацій відповідних МЕК. 

Кабелі з ізоляцією зі зшитого поліетилену  треба випробовувати номінальною напругою або підвищеною напругою низької частоти. Для цього потрібно:

-         застосовувати пересувні випробувальні установки для контролю стану ізоляції КЛ залежно від класу напруги;

-          контролювати гелеподібні діелектричні середовища;

-         застосовувати тепловізійний контроль з точністю вимірів, не меншою ніж 0,1°С,

-         реєструвати ЧР та їхню акустичну локацію для контролю стану ізоляції кінцевих муфт.

6.3.2.6. Зниження впливу кабельних ліній електропередавання на навколишнє середовище

З метою зниження впливу на навколишнє середовище кабельних ліній електропередавання необхідно:

-         застосовувати екологічно чисті технології та матеріали під час будівництва, експлуатації та ремонту КЛ;

-          обмежувати, а якщо можна, унеможливлювати негативний вплив на навколишнє середовище будівельно-монтажних робіт шляхом мінімізації порушення природної геологічної будови ґрунтів будівельною технікою з наступною рекультивацією земель;

-          для КЛ ВН виконувати розрахунки і контроль (вимірювання) рівня  електромагнітних полів з метою обмеження (за необхідності) їх небезпечного впливу на навколишнє середовище.

6.3.2.7. Організація експлуатації кабельних ліній 110-500 кВ

Для якісної експлуатації КЛ 110-500 кВ необхідно:

-          створювати спеціальні підрозділи у ЕС для організації експлуатації КЛ 110 − 500 кВ;

-         розробляти типові форми експлуатаційної документації, технологічних карт, інструкцій для експлуатації та ремонту і забезпечувати підрозділи з експлуатації КЛ методиками випробувань, вимірювань, контролю температур  тощо;

-          розробляти порядок приймання КЛ 110 − 500 кВ в експлуатацію, порядок розмежувань відповідальності між суб’єктами  ММЕМ за експлуатацію КЛ, порядок допуску на роботи в зоні КЛ 110-500 кВ, у тому числі сторонніх організацій;

-         розробляти системи ведення обліку виконавчої документації КЛ 110-500 кВ (плани, профілі), активізувати їх з урахуванням розвитку інфраструктури (інженерні комунікації тощо);

-          створювати сервісні центри при  електричних станціях, вивчати технології монтажу, випробувань і вимірювань на КЛ 110 − 500 кВ;

-          забезпечувати ремонтні бригади комплектами оснащення для ремонту та монтажу кабельних муфт, вимірювальною та випробувальною технікою.

6.4. Оперативно-технологічне управління

6.4.1. Відповідно до Закону України «Про електроенергетику» в країні діє єдина централізована диспетчерська система ОТУ виробництвом, передаванням і постачанням електричної енергії.

6.4.2 ОТУ ОЕС України  здійснюється диспетчерською службою Системного оператора.

6.4.3 ОТУ ОЕС передбачає комплекс заходів з управління технологічними режимами роботи та експлуатаційним станом об’єктів електроенергетики, включаючи виконання неопераційних і операційних функцій щодо:

-                      ЛЕП, обладнання і пристроїв ПС ММЕМ;

-         ЛЕП, обладнання і пристроїв ПС РЕМ, що знаходяться в оперативному управлінні диспетчерської служби енергопостачальників;

-         електростанцій, у тому числі таких, що використовують поновлювані джерела енергії (сонце, вітер, воду тощо).

6.4.4. Система ОТУ повинна бути оптимальною за структурою, не мати зайвих і дублюючих  ланок,  бути ефективною при плануванні та поточному управлінні ОЕС.

6.4.5 Завдання ОТУ, які вирішує Системний оператор, орієнтовано на виконання зобов'язань перед учасниками оптового ринку електричної енергії в частині забезпечення параметрів якості електроенергії, виконання критеріїв надійності роботи ОЕС України та мінімізації витрат при транзиті електроенергії ММЕМ від енергогенеруючої компанії до споживача.

6.4.6 До завдань ОТУ, які розв’язує  диспетчерська служба Системного оператора, відносяться:

-   забезпечення нормованої надійності функціонування об’єктів ММЕМ у всіх режимах їх роботи;

-   моделювання режимів роботи ММЕМ на базі використання програмних комплексів, які працюють у реальному часі;

-   розрахунки і вибір уставок спрацювання та об’ємів керувальних впливів пристроїв ПА, підготовка і видача завдань на підключення споживачів і генеруючого обладнання електростанцій до пристроїв ПА;

-   забезпечення належної якості та безпеки в процесі виконання  ремонтів та експлуатації об’єктів ММЕМ;

-   створення ієрархічної структури ОТУ Системного оператора для виконання функцій ОТУ ОЕС і ММЕМ;

-   створення єдиної системи підготовки оперативного персоналу для виконання функцій ОТУ;

-   забезпечення технологічного оснащення  і готовності оперативного персоналу всіх рівнів до виконання диспетчерських команд (розпоряджень) оперативного персоналу вищого рівня;

-   створення АРМ оперативного персоналу різних рівнів диспетчерського управління  для керування комутаційними апаратами;

-   впровадження програм-порадників зі схемно-режимних питань для диспетчерів;

-   впровадження засобів оперативного блокування від помилкових дій оперативного персоналу в разі перемикання у електроустановках;

-   впровадження програмних засобів аналізу аварійних відключень на об’єктах ММЕМ;

-        автоматизація процесів ОТУ з метою зниження випадків технологічних порушень, пов’язаних  з помилковими діями оперативного персоналу;

-        широке використання систем відеоспостереження за обладнанням об’єктів ММЕМ;

-        використання геоінформаційних технологій, що здійснюють просторово-технічний моніторинг об'єктів електричних мереж (у тому числі з використанням сучасних аерокосмічних методів зйомки), включаючи моніторинг пожежної та метеорологічної обстановки;

-        створення ПС без постійного оперативного персоналу, на яких буде існувати  можливість управління комутаційними апаратами з ДЦ ММЕМ;

-        створення можливості моніторингу стану устаткування з АРМ чергового ПС або  з ПТК центрів диспетчерського керування ;

-        участь у розробленні та реалізації програми розвитку ММЕМ для забезпечення необхідного рівня надійності видачі потужності електростанцій, передавання електроенергії, керованості мережі та забезпечення якості електричної енергії;

-        розроблення, узгодження та участь у реалізації  планів ремонтів генеруючого устаткування електростанцій, ЛЕП, обладнання та пристроїв  ММЕМ;

-        розроблення, узгодження та затвердження у встановленому порядку графіків обмеження та аварійного відключення споживачів енергії, а також ПА систем зниження споживання;

-        забезпечення надійного електропостачання мегаполісів (міст із населенням понад 1000 тис. людей) та великих міст (міст із населенням понад 250 тис. жителів) за рахунок своєчасного розвитку електричної мережі і трансформаторної потужності ПС, від  яких здійснюється їх електропостачання (з урахуванням ремонтних схем і перспективи розвитку їх інфраструктури та потужності споживання в найбільш напружені періоди);

-        розроблення організаційно-технічних заходів щодо відновлення електропостачання споживачів енергії у мегаполісах і великих містах у разі  повного або часткового відключення їх від енергопостачання;

-        проведення періодичних протиаварійних тренувань з оперативним персоналом усіх рівнів .

6.4.7. Організаційно ОТУ являє  собою багаторівневу  ієрархічну структуру – виконавчий апарат Системного оператора, регіональні ДЦ, ММЕМ та ПС ММЕМ.

6.4.8 Персонал ОТУ Системного оператора та ОЕС виконує неопераційні функції; персонал ММЕМ і ПС ММЕМ виконує як неопераційні, так і операційні функції.

6.4.9 Принципи оперативно-диспетчерського та ОТУ побудовано на ієрархії управління нижчого рівня вищим рівнем, на чіткому  розподілі обладнання по рівнях оперативного підпорядкування і збудованій системі підготовки та навчання персоналу.

6.4.10 Система ОТУ повинна бути основним інструментом у створюваній системі ситуаційно-аналітичного управління  для забезпечення збору технологічної інформації від об’єктів електроенергетики та ММЕМ, моніторингу  технологічних порушень, виявлення надзвичайних ситуацій та виконання заходів щодо їх усунення.

6.4.11 Технічна політика повинна бути  спрямованою на оснащення  ДЦ Системного оператора та його регіональних ДЦ, ММЕМ та ПС ММЕМ АСТУ, засобами оперативно-диспетчерського зв’язку. До складу АСТУ мають входити система збору та передачі оперативно-технологічної інформації, ПТК SKADA/EMS/NMS.

6.4.12 Технічна політика розвитку АСТУ повинна  інтегруватися з впровадженням АСУТП ПС,  із створенням ПТК ситуаційно-аналітичного центра, АСОЕ.

Систему зв’язку  треба створювати на основі єдиної телекомунікаційної інфраструктури. 

6.5. Автоматизовані системи управління

6.5.1. Мета та завдання технічної політики у сфері автоматизованих систем управління

Метою технічної політики у сфері АСУ є:

-          комплексна автоматизація основних бізнес-процесів: фінансово-економічного, господарського, оперативно-технологічного та виробничо-технічного характеру;

-         участь підрозділів  Системного оператора в оперативно-диспетчерському управлінні режимами функціонування ОЕС України;

-          забезпечення підвищення керованості ОЕС України за рахунок централізації та систематизації всієї наявної інформації, а також надання оперативного доступу до неї;

-          забезпечення зниження витрат за рахунок використання АСУ в закупівельній  діяльності під час керування технічним обслуговуванням і ремонтами обладнання ММЕМ, керування активами тощо.

 

 

6.5.2. Базові принципи реалізації АСУ

АСУ Системного оператора базується на таких основних взаємозалежних принципах:

6.5.2.1. Єдина система нормативної документації, яка має засновуватися на відкритих міжнародних стандартах

При побудові системи стандартів для створення АСУ за основу приймають відкриті стандарти МЕК, а також методично й технічно пов'язані з ними стандарти інших міжнародних організацій (ОМG, W3С тощо).

6.5.2.2. Єдина інформаційна модель

Єдність інформаційних і розрахункових моделей є найважливішим інструментом технічної політики у сфері автоматизації, яка забезпечує якість розрахунків та їх аналіз. Як основу для створення зазначених моделей рекомендовано застосовувати стандартизовану відповідним стандартом МЕК загальну інформаційну модель електроенергетики.

6.5.2.3. Єдина система класифікації та кодування

Єдина класифікація об'єктів електричних мереж при функціонуванні розподілених систем керування дасть змогу забезпечити однозначну консолідацію та угрупування даних, однаковість різних вибірок показників електричних мереж .

6.5.2.4. Єдина концепція розвитку

Єдина концепція розвитку програмного й технічного забезпечення Системного оператора. Уніфіковані для автоматизації бізнес-процеси й регламенти взаємодії при спільному використанні інформаційних систем.

6.5.2.5. Єдина платформа інтеграції

Єдина платформа інтеграції забезпечує можливість обміну даними між численними додатками максимально гнучким і економічним шляхом. Принциповою особливістю АСУ Системного оператора є поетапне створення загальної структури (системної шини) обміну даними.

6.5.2.6. Багатоплатформеність

АСУ Системного оператора має забезпечувати міжплатформенне рішення для будь-якої операційної платформи (Windows, Unix), підтримувати лінію промислових СУБД (MS SQL, Оrас1е тощо) з можливістю реалізації гетерогенної розподіленої системи.

6.5.2.7. Безпека інформації

Усі інформаційні об'єкти в АСУ Системного оператора мають бути захищеними матричною схемою безпеки. Матрицю рівнів доступу створює та редагує спеціальними засобами адміністратор АСУ. Система безпеки повинна давати змогу протоколювати дії користувачів. Типи протоколювання дій, як і типи самих об'єктів, що підлягають контролю, мають бути налаштованими. Для контролю доступу користувачів мають бути широкий набір функцій моніторингу та одержання звітів.

6.5.2.8. Єдність керування

Модуль моніторингу та керування повинен забезпечувати єдину точку контролю та керування всіма елементами АСУ: сховищами, серверами, користувачами й групами користувачів, незалежно від їхнього розташування.

6.5.2.9. Відкритість розробок

Рекомендовано надавати розроблювачам повний комплект бібліотек для створення власних інтерфейсів користувача за допомогою відкритих інтерфейсів прикладного програмування (АР1) як для клієнт-серверних, так і вебархітектурних бізнес-додатків.

6.5.2.10. Єдина точка входу для користувача

Під час розроблення корпоративних додатків перевагу треба віддавати триланковій вебархітектурі з можливістю інтеграції АРМ користувачів на базі корпоративного порталу, що забезпечують працівникам персоналізоване подання різних корпоративних даних і єдину точку входу користувача до бізнес-додатків, дозволених для використання.

6.5.3. Технічна політика у сфері автоматизації

Діяльність Системного оператора у сфері автоматизації передбачає створення ієрархічної КІСУ, що складається із функціональних блоків і окремих підсистем (модулів). У КІСУ повинна забезпечуватися взаємодія  як між її внутрішніми функціональними модулями, так і зовнішніми відносно КІСУ системами та суб'єктами і учасниками ринку електричної енергії (за необхідності).

Політика Системного оператора у сфері автоматизації окремих функціональних блоків повинна передбачати досягнення таких основних цілей:

6.5.3.1. Блок стратегічного управління

У сфері управління енергокомпанією:

-       надання керівництву та громадськості оцінки результатів діяльності Системного оператора на основі якісних і кількісних ключових показників ефективності в різних розрізах;

-       оцінка досягнень поставлених стратегічних цілей енергокомпанії;

-       виявлення закономірностей у розвитку ситуацій під час їх аналізу.

6.5.3.2. Блок  фінансово-економічного та господарського управління

У сфері керування закупівлями та матеріальними потоками:

-       підвищення ефективності закупок продукції (товарів, робіт, послуг) для потреб Системного оператора за рахунок утворення централізованої бази даних про планування та реалізацію закупок з уніфікованим доступом до інформації і функцій;

-       скорочення витрат Системного оператора за рахунок централізації і автоматизації закупівельних процесів;

-       зниження витрат на матеріальне забезпечення за рахунок оптимізації планування ресурсів і зниження рівня складських запасів.

У сфері планування та бюджетування, бухгалтерського, податкового обліку й звітності:

-       підтримка процесів економічного планування та бюджетування Системного оператора та його регіональних ДЦ своєчасною, повною й достовірною інформацією з можливістю проведення комплексного аналізу даних їхньої динаміки та тенденцій;

-       забезпечення в рамках єдиної інформаційної системи реєстрації та оброблення документів про рух матеріалів виконання робіт, надання послуг і ведення бухгалтерського й податкового обліку відповідно до прийнятих в енергокомпанії нормативів і законодавства України;

-       забезпечення керівництва енергокомпанії сучасними програмними інструментами для проведення всебічного аналізу діяльності енергокомпанії.

У сфері керування майном:

-            контроль вартості майнових комплексів;

-            оптимізація структури майна  Системного оператора;

-            контроль грошових потоків у розрізі майнових комплексів.

У сфері керування інвестиційною діяльністю:

-            забезпечення централізованого зберігання повної, актуальної і достовірної інформації про інвестиційні проекти;

-            надання інструментів для оперативного формування та коригування інвестиційних програм;

-            забезпечення контролю реалізації інвестиційних проектів та інвестиційної програми за допомогою оперативного доступу до інформації про одержання й використання інвестицій, порівняння планових і фактичних показників, формування аналітичної звітності;

- підтримка інформаційного обміну й взаємодії між підрозділами центрального апарату Системного оператора, філіями й агентами.

6.5.3.3.  Блок корпоративного управління

У сфері керування персоналом:

-       забезпечення планування та контролю витрат на персонал − оплата праці, заходи щодо навчання та підвищення кваліфікації, мотиваційні заходи;

-       зниження трудозатрат у разі автоматичного формування звітів.

У сфері корпоративного та управлінського документообігу:

-       підвищення продуктивності праці співробітників за рахунок ліквідації «дублювання» функцій, скорочення часу пошуку документів тощо;

-       підвищення «прозорості» корпоративних бізнес-процесів за рахунок реалізації контрольних процедур.

6.5.3.4. Блок виробничо-технічного управління

У сфері керування ТОіР об’єктів електричних мереж:

-       перехід до системи ремонтів з визначенням їх необхідності та обсягів робіт на підставі технічного стану, показників надійності, а також важливості устаткування;

-       формування багаторічної бази статистичних даних про технологічні порушення та пошкодження устаткування, відмови устаткування, час і витрати на ремонт устаткування.

У сфері оцінки технічного стану устаткування об’єктів електричних мереж!:

-       підвищення надійності роботи устаткування за рахунок якісного планування робіт з ТОіР, заміни устаткування на основі даних про фактичний технічний стан устаткування;

-       планування робіт з ТОіР, заміна та відновлення устаткування на основі детального аналізу технічного стану устаткування для оптимального використання ресурсів;

-       визначення залишкового експлуатаційного ресурсу.

6.5.3.5. Блок ОТУ

У сфері автоматизації ОТУ диспетчерсько-технологічне управління Системного оператора треба передбачати в рамках багаторівневої ієрархічної АСТУ.

АСТУ Системного оператора має забезпечувати:

-                     комплексну автоматизацію ОТУ, включаючи підтримку організації та проведення ремонтів, технічного обслуговування, реконструкції, технічного переозброєння і розвитку мережного устаткування;

-                     одержання достовірної оперативної та технологічної інформації, необхідної для комплексної автоматизації різних видів діяльності  Системного оператора, здійснюваної за допомогою різних автоматизованих підсистем.

У сфері технічного та комерційного обліку електроенергії:

-       автоматизація оброблення результатів вимірювань АСОЕ ММЕМ, що відповідає вимогам нормативної бази;

-                     автоматизація розрахунку витрат електроенергії у ММЕМ на всіх рівнях технологічного управління на основі результатів вимірювань АСОЕ ММЕМ;

- автоматизація процесів метрологічного забезпечення та оброблення одержуваних результатів засобів вимірювань електричних величин з метою своєчасності одержання результатів вимірювань і формування облікових показників.

6.5.3.6.  Блок інформаційного забезпечення

У сфері зберігання та подання технологічних даних:

-  забезпечення уніфікованого доступу до сукупного обсягу технологічних даних по всіх об'єктах ММЕМ, прикладних системах і користувачах КІСУ;

-            збір даних від усіх підсистем технологічного управління:

1)        систем автоматичного управління й регулювання;

2)        АСУТП;

3)        підсистеми моніторингу та діагностики устаткування;

4)        АСОЕ;

-       агрегування даних, ведення історичних архівів, параметрів, процесів, математичне оброблення даних;

-       уніфіковане подання даних клієнтським додаткам кінцевих користувачів і обмін даними на основі єдиної інформаційної моделі;

-       забезпечення можливості поетапного нарощування обсягів зібраних даних, вторинних функцій оброблення даних і масштабування кількості одночасно працюючих із системою клієнтських додатків і прикладних систем.

6.5.3.7. У сфері управління технічною інформацією:

-                     забезпечення стандартизованого підходу до створення, експлуатації та модернізації об'єктів  ММЕМ на основі двох груп стандартів:

1)функціональних стандартів, що визначають порядок функціонування ОЕС України (галузеві та промислові стандарти електроенергетики, відповідні стандарти МЕК тощо);

2)стандартів життєвого циклу, що визначають процеси проектування (розроблення), будівництва, пуско-налагоджувальних випробувань, експлуатації та ліквідації об'єкта (міжнародні (ISO/IЕС 12207 тощо) і національні стандарти;

-       забезпечення доступу всіх учасників процесу управління інформацією, які створюють, керують та експлуатують об'єкти ММЕМ, до технічної інформації засобами сучасних інформаційних технологій;

- забезпечення контролю якості технічної інформації  об'єктів ММЕМ та  контролю коректності протікання процедур керування життєвим циклом об'єктів ММЕМ.

6.5.3.8. Блок інформаційно технологічної-інфраструктури

У сфері ІОІ:

-       архітектура апаратних засобів повинна базуватися на принципах відкритих систем і розподілених комп'ютерних систем з високим ступенем резервування;

-       доцільно використовувати однотипне ПЗ й промислові СУБД (одного виробника) або широко розповсюджені зв'язування;

-       під час експлуатації системного та прикладного ПЗ необхідно використовувати аудит, системи автоматичного відновлення та контролю  цілісності;

-       все використовуване ПЗ (системне, прикладне, СУБД) має підтримувати функції невпинного резервного копіювання та адміністрування;

-       як основну технологію комп'ютерних мереж використовують Ethernet (на рівні ядра мережі);

-       структуровану кабельну систему треба будувати на відповідність категорії 5е слабкострумових кабельних систем будинку;

-       ДБЖ повинні включати модулі моніторингу й діагностики, в аварійній ситуації підтримувати роботу ядра системи не менше ніж 40 хв.;

-       дотримання принципів ієрархічної побудови мережі в єдиному адресному просторі єдина технологічна мережа зв’язку електроенергетики;

-       категоризація завдань на рівні системного ПЗ з наступною ізоляцією важливих і консолідацією другорядних, можливе застосування систем віртуальних машин;

-       за технічної можливості на кожному активному мережному елементі треба встановлювати систему єдиного часу;

-       на все закуповуване устаткування та ПЗ має бути повний комплект ліцензій, необхідний для експлуатації, гарантійні зобов'язання і передбачене післягарантійне обслуговування;

-       використовувати  для побудови ІОІ мережне устаткування і ПЗ, що здійснюють функції захисту інформації (міжмережеві екрани).

У сфері забезпечення інформаційної безпеки:

-       конфіденційність і автентичність інформації, що циркулює в КІСУ або найбільш її важливої частини;

-       цілісність і достовірність інформації;

-       доступність (своєчасний доступ користувачів до необхідної їм інформації та ресурсів системи);

-       стійкість до відмов і працездатність компонентів системи;

-       розмежування відповідальності за порушення установлених правил;

-       оперативний контроль процесів керування, оброблення й обміну інформацією (системи сканування, моніторингу, виявлення й реєстрації аномального режиму роботи системи).

У сфері моніторингу й керування ІТІ:

-            створення єдиних центрів моніторингу й керування ІТІ за дворівневою схемою − консолідовані на верхньому рівні (Системного оператора) і локальні - на рівні об'єктів електричних мереж;

- реалізація в центрах моніторингу ІТІ таких функцій:

1)   збору відомостей і реєстрації подій про роботу комп'ютерного й телекомунікаційного обладнання;

2)   моніторингу працездатності – ідентифікацію й інвентаризацію компонент інфраструктури, аналіз збоїв і продуктивності систем, відображення стану системи й оповіщення про аварії;

3)   формування звітів про роботу системи;

4)   відображення графічної інформації адміністраторові АСУ;

5)   оповіщення адміністратора АСУ про необхідність втручань;

6)   аналіз здатності системи виконувати бізнес-функції;

- реалізація в центрах керування ІТІ таких функцій:

1)   облік надаваних послуг;

2)   резервне копіювання і відновлення даних;

3)   централізоване виконання операцій за заданим розкладом;

4)   поширення ПЗ;

5)   керування персональними комп'ютерами.

У сфері керування інформаційно-технологічними послугами:

-       підтримка реструктуризації підрозділів ІТІ у сервісні служби − служба підтримки користувачів, служба мережевого й системного адміністрування;

-       використання в роботі сервісних служб промислових, адаптованих під конкретні потреби інструментів класу «Service Desk», інтегрованих із системами моніторингу й керування устаткуванням;

-       використання в роботі сервісних служб угоди про рівень обслуговування (SLA), а також чітких регламентів і схем взаємодії різних підрозділів.

У сфері забезпечення резервування основного ЦОД:

-       створення резервного ЦОД , територіально віддаленого від основного ЦОД;

-       забезпечення додаткових потужностей резервного копіювання даних для оперативного відновлення працездатності підсистем, КІСУ в разі відключення основного ЦОД, через тривалі незаплановані (аварійні) простої, численні збої або відмови устаткування, катастрофи тощо. Архітектура резервного ЦОД і склад устаткування повинні відповідати технічній архітектурі основного ЦОД.

6.5.4      Реалізація технічної політики у сфері автоматизації

Технічну політику у сфері автоматизації здійснюють шляхом:

–       визначення черговості розроблення і впровадження в експлуатацію складових  (блоків, модулів, систем, підсистем тощо) КІСУ;

–       розроблення,  обговорення, погодження і затвердження    концепцій  (вимог) щодо побудови  складових КІСУ відповідно до вимог технічної політики, тощо;

–       розроблення, обговорення, погодження і затвердження  галузевих програм реалізації складових КІСУ на підставі затверджених концепцій;

–       розроблення проектів реалізації складових КІСУ і необхідного нормативно-технічного забезпечення;

–       реалізації проектів складових КІСУ і впровадження їх в експлуатацію;

–       коригування проектів відповідно до досвіду експлуатації.

–       У процесі реалізації технічної політика у сфері автоматизації процесів у Системного оператора доцільно додержуватися такої послідовності:

6.5.4.1. Блок оперативно-технологічного управління, у тому числі:

-                 АСОЕ;

-                 автоматизована система контролю параметрів якості електричної енергії.

-                 автоматизована система технологічних процесів ПС;

6.5.4.2. Блок інформаційного забезпечення, у тому числі:

-                 ЄІКМЕ;

-                 АСУ технічною інформацією.

6.5.4.3. Блок ІТ-інфраструктури, у тому числі:

- ІОІ ;

- забезпечення інформаційної безпеки;

- резервування основного ЦОД;

- система керування інформаційно-технологічного процесу.

6.5.4.4. Блок виробничо-технічного управління, у тому числі:

–       автоматизована система оцінки технічного стану устаткування;

–       АСУ ТОіР.

6.5.4.5. Блок фінансово-економічного та господарського управління,

у тому числі:

–       АСУ закупівлями та матеріальними потоками;

–       автоматизована система планування та бюджетування, бухгалтерського, податкового обліку й звітності;

–       АСУ майном;

–       АСУ інвестиційною діяльністю.

6.5.4.6.  Блок корпоративного управління, у тому числі:

–       автоматизована система корпоративного та управлінського документообігу;

–       АСУ персоналом;

6.5.4.7. Блок стратегічного управління.

6.5.5. Першочергові завдання реалізації технічної політики у сфері автоматизації

Середовищем, яке забезпечує реалізацію технічної політики у сфері автоматизації процесів у Системного оператора, є ЄІКМЕ, побудована відповідно до затвердженої у встановленому порядку галузевої програми, концепцію якої Системний оператор повинен розробити і подати на розгляд і затвердження до Міненерговугілля України.

АСОЕ має бути побудовою згідно із затвердженою у встановленому порядку галузевою програмою, концепцію якої Системний оператор  повинен розробити і подати на розгляд і затвердження до Міненерговугілля України.

Автоматизована система контролю параметрів якості електроенергії повинна бути побудованою згідно із затвердженою у встановленому порядку галузевою програмою, концепцію якої Системний оператор повинен розробити і подати на розгляд і затвердження до Міненерговугілля України.

Зазначені Галузеві програми мають бути розробленими і затвердженими протягом 2013 р.

Порядок і терміни розроблення і реалізації заходів щодо реалізації решти завдань КІСУ потрібно визначати у 2014 р. з урахуванням набутого досвіду.

6.6. Експлуатація електричних мереж

6.6.1 Оперативне обслуговування

Оперативне обслуговування передбачає:

-       моніторинг стану ММЕМ, що включає в себе контроль стану устаткування, аналіз оперативної обстановки на об'єктах ММЕМ;

-       організацію оперативних дій з локалізації технологічних порушень і відновлення режимів ММЕМ;

-       організацію оперативного обслуговування ПС,  виконання оперативних перемикань, режимне та схемне забезпечення безпечного виконання ремонтно-експлуатаційних робіт у електричних мережах, які відносяться до ММЕМ;

-       виконання оперативним персоналом операційних функцій з виконання перемикань у ММЕМ.

6.6.2. Планування та організація експлуатації

Планування та організація експлуатації електричних мереж передбачає:

-       планування ремонтів згідно з графіками із визначенням обсягів робіт на основі оцінки технічного стану, з використанням сучасних методів і засобів діагностики, у тому числі без виведення устаткування з роботи;

-       проведення комплексного обстеження та технічного огляду устаткування, що відпрацювало свій нормативний термін служби для продовження строку експлуатації;

-       розроблення пропозицій з модернізації, заміни устаткування, удосконалення  проектних рішень;

-       оптимізацію фінансування робіт з експлуатації, ТОіР шляхом визначення обсягів ремонтних робіт на підставі фактичного стану елементів електричних мереж;

-       зниження витрат і втрат;

-       удосконалювання організаційних структур керування та обслуговування;

-       професійну підготовку, перепідготовку та підвищення кваліфікації працівників;

-       аналіз параметрів і показників технічного стану устаткування, будинків і споруд до та після ремонту за результатами діагностики;

-       оптимізацію аварійного запасу устаткування та елементів ПЛ;

-       вирішення технічних проблем під час експлуатації і будівництва та доведення способів і методів розв’язання проблем до структурних підрозділів ММЕМ  (оформляються у вигляді інформаційних листів, оперативних вказівок, циркулярів, технічних рішень із статусом обов'язковості виконання, наказів, розпоряджень, рішень нарад та інших управлінських рішень).

6.6.3. Моніторинг і керування надійністю магістральних міждержавних електромереж

Моніторинг і керування надійністю ММЕМ передбачають:

-       організацію контролю та аналізу (розслідування) технологічних порушень і аварій;

-       організацію оцінки та контролю надійності електропостачання;

-       розроблення і реалізацію запобіжних заходів;

-       створення відповідної інформаційної бази;

-       забезпечення доступу зацікавлених суб’єктів (осіб) до результатів розслідування технологічних порушень і аварій.

 

6.7. Технічне обслуговування та ремонт

6.7.1. Організаційні напрями

До організаційних напрямів ТОіР на об'єктах ММЕМ входять:

-       проведення ТОіР силами експлуатаційної організації з покладанням на неї відповідальності за технічний стан електричних мереж;

-       зміцнення внутрішніх матеріальних, інструментальних і людських ресурсів, необхідних для проведення своєчасних та якісних робіт з ТОіР у повному обсязі;

-       розвиток сучасних засобів діагностики та оцінки технічного стану;

-       розроблення й впровадження автоматизованої методики оцінки технічного стану, інтегрованої з базою даних АСУ ТОіР;

-       впровадження автоматизованих систем планування й контролю проведення ТОіР;

-       перехід до довгострокового планування ТОіР (на 3 − 5 років);

-       удосконалення системи контролю якості;

-       укладання договорів сервісного обслуговування із заводами – виробниками основного електротехнічного обладнання.

6.7.2. Комплекс заходів щодо забезпечення надійного функціонування мереж

До комплексу заходів відносяться:

-       впровадження методів і засобів діагностики, у тому числі без виведення устаткування з роботи;

-       впровадження спеціалізації ремонтних робіт;

-       застосування нових технологій ремонту обладнання ПС і ПЛ, нових матеріалів, що забезпечують високу якість і зниження витрат;

-       механізація виконання робіт на ЛЕП і ПС, у першу чергу – найбільш трудомістких видів робіт;

-       збільшення обсягів ремонту ПЛ під напругою (без вимикання);

-       розроблення і удосконалювання нормативно-технічної й експлуатаційної документації, технологічних карт на виконання ТОіР.

6.8. Підготовки виробничого персоналу

Для забезпечення необхідного рівня кваліфікації виробничого персоналу необхідно вживати заходів щодо подальшого розвитку наявних центрів навчання та підвищення кваліфікації  виробничого персоналу, своєчасно переглядати навчальні програми і удосконалювати матеріальну базу. Навчальний процес підготовки персоналу, що обслуговує й експлуатує електричні мережі, треба будувати на практичному навчанні та відпрацьовуванні професійних навичок на реальному устаткуванні.

Кожен центр підготовки персоналу повинен мати:

–        навчальні класи для проведення теоретичних занять;

–        тренажерні класи для проведення протиаварійних тренувань і передекзаменаційної підготовки. У тренажерних класах мають бути тренажери для проведення протиаварійних тренувань, оперативних перемикань і робочі місця для тих, кого навчають, та для викладачів, що ведуть тренування;

–        електромережевий полігон (за потреби) для проведення практичних занять, придбання необхідних навичок і проведення змагань із професійної майстерності. Електромережевий полігон повинен складатися з ділянки ЛЕП, окремого устаткування ПС (у тому числі елегазового), пристроїв РЗА та засобів технічного обслуговування;

–        приміщення для розміщення відряджених на навчання, їдальню

6.9. Перспективні технології

6.9.1. Устаткування на основі явища надпровідності

Явище надпровідності засноване на зниженні опору провідника до нуля за його охолодження до дуже низьких температур. Сфера застосування устаткування на основі ВТНП технології:

-           глибокі введення великої потужності в центри великих міст, що дасть можливість у ряді випадків відмовитися від ПС ВН на користь ПС СН при збереженні передаваної потужності;

-          несинхронні зв’язки ОЕС України на постійному струмі з використанням ВТНП  КЛ, що підвищують стабільність ОЕС України;

-          передавання електроенергії через великі водні перешкоди;

-           створення та застосування нових типів кабелів на базі ВТНП, підвищення економічності, екологічності та надійності передавання електроенергії;

-           надпровідникові струмообмежувачі для зниження струмів КЗ та зняття обмежень при паралельній роботі ділянок ОЕС України через невідповідність вимикальної  спроможності обладнання струмам КЗ;

-           створення та застосування на об’єктах електроенергетики силових трансформаторів на основі надпровідності;

-           створення надпровідникових накопичувачів електроенергії для підвищення динамічної стійкості ОЕС України.

6.9.2. Активно-адаптивна мережа

Лібералізація електроенергетичної галузі та розвиток ринкових відносин в електроенергетиці пред’являють нові та посилюють традиційні вимоги, що стосуються, у першу чергу:

-         надійності функціонування  об’єктів електроенергетики і як наслідок – надійності електропостачання споживачів;

-          готовності електромережної інфраструктури до забезпечення функціонування ОРЕ та паралельної роботи ОЕС України та електроенергетичних систем іноземних держав, приєднання нових потужностей і споживачів;

-         економічності функціонування та розвитку;

-          безпеки персоналу та скорочення негативного впливу на екологію.

Забезпечення зазначених вимог ускладнюється постійним підвищенням вартості електричної енергії, обмеженістю традиційних органічних видів палива, моральним старінням і фізичним спрацюванням устаткування, дефіцитом кваліфікованих кадрів і появою нових загроз у вигляді тероризму, кібернетичних атак тощо. Розвиток ММЕМ за традиційними принципами не зможе повною мірою задовольнити висунуті до них вимоги, що зумовлює необхідність переходу до інноваційного шляху їх розвитку. Це, у свою чергу, зумовлює необхідність розроблення концепції ААМ на підставі таких технологій, як:

-         технології гнучких ЛЕП;

-         технології ЛЕП і вставок постійного струму на основі сучасних перетворювальних пристроїв з мікропроцесорним керуванням;

-         високошвидкісні засоби зв’язку;

-          технології моніторингу динамічних властивостей ОЕС України (WAMS) на основі реєстрації векторних параметрів електричного режиму мережі в режимі реального часу з використанням сучасних технічних засобів оброблення і передавання інформації (системи моніторингу перехідних режимів ОЕС України;

-         мікропроцесорна техніка для оброблення інформації та керування устаткуванням.

У рамках розроблюваної концепції розмаїтість вимог до ААМ може бути зведено до групи таких базових характеристик:

доступність – забезпечення споживачів енергією залежно від того, коли й де вона їм необхідна;

надійність – можливість протистояння фізичному й інформаційному негативним впливам без масштабних відключень або високих витрат на відновлення роботи;

економічність – функціонування відповідно до основних законів попиту та пропозиції на базі обґрунтованих цін;

ефективність – забезпечення контролю над витратами, зменшенням втрат електроенергії під часи її передавання та розподілення, більш ефективне виробництво електроенергії та експлуатація устаткування;

органічність у взаємодії з навколишнім середовищем – зменшення впливів на навколишнє середовище за допомогою нововведень у генерації, передаванні, розподіленні, зберіганні та споживанні електроенергії;

безпека – забезпечення функціонування без нанесення збитків навколишньому середовищу або обслуговуючому персоналу;

технологічна єдність – мережа ОЕС України повинна бути модернізованою не за допомогою різних технологій, обраних випадково, а за допомогою спланованої програми й системи поглядів.

Для реалізації цих вимог ААМ повинна мати нові властивості, основними з яких є:

-          стандартизований високотехнологічний гнучкий інтерфейс «генератор-мережа», «споживач-мережа»;

-         нова мережева топологія, що забезпечує регулювання обміну потужності з відповідною системою шляхом керування активними елементами ААМ і об’єктами генерації;

-          адаптивна реакція керованих елементів ААМ на зміну режиму енергосистеми в реальному часі, у тому числі у взаємодії з централізованими й локальними пристроями режимного та протиаварійного управління в нормальних і аварійних режимах;

-         базування на нових інформаційних ресурсах і технологіях для оцінки ситуацій, вироблення й прийняття оперативних та довгострокових рішень.

Для забезпечення побудови ААМ, що володіє вищезазначеними властивостями, найближчим часом необхідно розробляти інноваційну технологічну платформу, яка включала б у себе такі основні напрями:

-          сучасне високопродуктивне устаткування з поліпшеними економічними, надійнісними та екологічними характеристиками;

-         інтелектуальні АСУ генерацією й навантаженням у ситуаційному і нормальному режимах;

-          активний інтерфейсний зв’язок, що забезпечує можливість підключення нових автоматичних систем з використанням поновлюваних, вторинних і нетрадиційних енергоджерел;

-          нові інформаційні ресурси та технології для оцінки ситуацій, вироблення та прийняття оперативних і довгострокових рішень;

-         компетентні наукова, проектна та освітня бази.

Ці напрями, у свою чергу, базуються на таких технологіях, які найближчим часом вимагають відпрацьовування і пілотного впровадження:

-         обмежувачів струмів КЗ (комутаційні, надпровідникові, напівпровідникові);

-         накопичувачів електроенергії різного типу та призначення (акумулятори великої енергоємності, маховикові агрегати, надпровідникові накопичувачі тощо);

-         пристроїв на основі ВТНП (генератори, трансформатори, КЛ змінного та постійного струму, компенсатори реактивної потужності, обмежувачі струмів КЗ тощо);

-          системи самодіагностики устаткування в режимі «on-line», інтелектуальні самодіагностуючі трансформатори, КРУЕ та інші електроустановки;

-          оптичні системи вимірювань і управління, та створені на їхній основі ЦПС;

-          сучасні системи РЗА, протиаварійного та режимного управління;

-         програмні комплекси та інформаційні керуючі системи.

Створення ІЕС ААМ повинне стати основним двигуном технічного прогресу в електроенергетиці, стимулюючи такі напрями:

-         інноваційні технології передавання та перетворення електроенергії, автоматичного управління;

-          фундаментальні наукові дослідження, у тому числі у сфері нових матеріалів;

-         ефективні нетрадиційні та поновлювані джерела електроенергії.

При цьому позитивними факторами технологічного прогресу для економіки України с:

-         розвиток вітчизняної електротехнічної промисловості;

-         підвищення ефективності використання енергоресурсів;

-          зниження викидів вуглекислого газу та шкідливих речовин у атмосферу за рахунок економії органічного палива для виробництва електроенергії.

До початку робіт щодо переведення існуючих ММЕМ до класу ААМ у встановленому порядку має бути розроблено і затверджено відповідну галузеву програму, концепцію якої Системний оператор має розробити і подати на розгляд і затвердження до Міненерговугілля України у 2013 р.

6.9.3. Оптико-електронні трансформатори струму і трансформатори напруги

Як альтернативу традиційним вимірювальним ТС і ТН можна припустити застосування оптичних вимірювальних перетворювачів, характеристики яких допускають їхнє застосування для систем вимірювань і РЗА. За допомогою оптичних вимірювальних перетворювачів можна забезпечити:

–       створення метрологічного забезпечення контролю оптико - електронних ТС і ТН.

–       необхідну точність вимірювань струму в широкому динамічному діапазоні вимірювань  від 100А до 4000А  і захисту − до 160 кА;

–       необхідну точність вимірювань напруги в діапазоні 50 − 200% номінального значення.

При цьому широка смуга пропускання (від 10 Гц до 5 кГц) дає змогу виконувати повний аналіз показників якості електроенергії в частині гармонік і перехідних процесів.

Оптико-електронні трансформатори не мають потреби в спеціальному рідкому або газовому ізоляційному середовищі, пожежо- і вибухобезпечні.  Вони мають високі масогабаритні характеристики і вимагають менших трудозатрат під час монтажу та обслуговування.

6.9.4. Створення повністю автоматизованих підстанцій без обслуговуючого персоналу. Цифрові підстанції

Для зменшення впливу кваліфікації (тренованості) персоналу на безаварійність роботи ММЕМ  доцільно застосовувати автоматизацію технологічних процесів: РЗА, технологічна автоматика, ПА, виконання оперативних перемикань. Для цього, насамперед, потрібно значно поліпшити якість спостереження параметрів обладнання і режимів, забезпечити контроль достовірності положення комутаційних апаратів і їх ефективне оперативне блокування, автоматизацію керуючих впливів. Силове устаткування повинне бути адаптованим до новітніх систем керування, захисту та моніторингу.

У разі впровадження мікропроцесорних пристроїв перевагу треба надавати пристроям, призначеним для роботи в складі АСУ. Автономні пристрої необхідно застосовувати тільки в разі відсутності системних аналогів. У зв'язку з цим на об'єктах Системного оператора у централізованому порядку має бути унеможливленим застосування мікропроцесорних пристроїв із закритими протоколами обміну, пристроїв, що не підтримують роботу в стандарті єдиного часу.

Архітектуру та функціональність АСУТП ПС як інтегратора всіх функціональних систем ПС визначає рівень розвитку техніки, призначеної для збору і оброблення інформації на ПС для видачі управлінських рішень і впливів. У проектуванні АСУТП ПС спостерігається істотний стрибок розвитку апаратних і програмних засобів АСУ. З’явилися високовольтні цифрові вимірювальні ТС та ТН; розробляється первинне і вторинне електромережеве устаткування з вбудованими комунікаційними портами, виробляють мікропроцесорні контролери, оснащені інструментальними засобами розроблення, на базі яких можливе створення надійного програмно-апаратного комплексу ПС.

Усе це створює передумови для побудови ПС нового покоління - ЦПС.

Під цим терміном розуміють ПС із застосуванням інтегрованих цифрових систем вимірювань, РЗА, управління високовольтним устаткуванням, оптичних ТС і ТН, цифрових схем управління, вбудованих у комутаційну апаратуру, що працюють за єдиним стандартним протоколом обміну інформацією.

Впровадження технологій ЦПС надасть переваги, порівняно з традиційними ПС, на всіх етапах реалізації та експлуатації об'єктів, а саме:

6.9.5. Проектування

Під час проектування передбачають:

- проектування ЛЕП, ПС і систем з використанням спеціалізованого ПЗ;

-       передавання даних без спотворення на практично необмежені відстані;

-       скорочення номенклатури застосованого устаткування;

-       необмежену кількість одержувачів даних. Розподіл інформації здійснюється засобами цифрових мереж, що дає змогу передавати дані від одного джерела будь-якому пристрою на ПС, або за її межами;

-       скорочення часу на ув’язування  окремих підсистем за рахунок високого ступеня стандартизації;

-       зниження трудомісткості метрологічних розділів проектів;

-       можливість створення типових рішень для об'єктів різної топологічної конфігурації й довжини;

-       єдність вимірювань. Вимірювання виконують за допомогою одного високоточного вимірювального приладу. Користувачі результатів вимірювань одержують однакові дані з одного джерела. Усі вимірювальні прилади включено в єдину систему синхронізації;

-       зниження трудомісткості перепроектування в разі внесення змін і доповнень до проекту.

6.9.6. Будівельно-монтажні роботи

Під час виконання будівельно-монтажних робіт передбачають:

-       скорочення найбільш трудомістких і нетехнологічних видів монтажних і пусконалагоджувальних робіт, пов'язаних із прокладанням і тестуванням вторинних кіл;

-       більш ретельне та всебічне тестування системи завдяки широким можливостям створення різних сценаріїв поведінки та їх моделювання в цифровому виді;

-       скорочення витрат на непродуктивні переміщення персоналу за рахунок можливості централізованого настроювання та контролю параметрів робіт;

-       зниження вартості кабельної системи. Цифрові вторинні кола дають змогу здійснювати мультиплексування сигналів, яке передбачає двостороннє передавання через один кабель великої кількості сигналів від різних пристроїв. Для цього в РУ ПС достатньо прокласти лише один оптичний магістральний кабель замість десятків, а то і сотень аналогових мідних кіл.

6.9.7. Експлуатація

Під час експлуатації об’єктів електричних мереж  передбачають:

-       всеосяжну систему діагностики, яка охоплює не тільки інтелектуальні пристрої, а й пасивні вимірювальні перетворювачі та їхні вторинні кола. Вона дає змогу в більш короткий термін установлювати місце і причину відмов, а також виявляти стан обладнання, що загрожує відмовами;

-       контроль цілісності ліній. Цифрова лінія постійно контролюється, навіть якщо по ній не передають значущої інформації;

-       захист від електромагнітних перешкод. Використання оптико-волоконних кабелів забезпечує повний захист від електромагнітних перешкод у каналах передавання даних;

-       простота обслуговування та експлуатації. Перекомутація цифрових кіл виконується значно простіша, ніж аналогових ;

-       скорочення термінів ремонту через широку пропозицію на ринку пристроїв різних виробників, сумісних між собою (принцип інтероперабельності).

-       за рахунок абсолютного моніторингу технологічних процесів, який дає змогу скорочувати витрати на експлуатацію, перехід до методу обслуговування устаткування за станом (по факту);

-       підтримка проектних (розрахункових) параметрів і характеристик, який у процесі експлуатації вимагає менших витрат;

- розвиток системи автоматизації вимагає менших витрат (необмеженість у кількості приймачів інформації) ніж традиційні підходи.

6.9.8. Тросові системи для захисту підстанцій від грозових впливів

Під час нового будівництва та реконструкції ПС розглядають доцільність застосування на ВРУ тросових блискавковідводів, які крім підвищення надійності захисту від прямих ударів блискавки унеможливлюють поширення струму блискавки по землі на території  ВРУ. Завдяки цьому зникає загроза пошкодження кіл вторинної комутації і знижується рівень електромагнітних завад , які впливають на пристрої РЗА, канали передавання, оброблення та зберігання оперативної інформації.

6.10. Енергозбереження та підвищення енергетичної ефективності

Технічна політика у сфері енергозбереження і підвищення енергетичної ефективності полягає в реалізації вимог і заходів із проведення обов'язкового енергетичного обстеження (аудиту), обліку всіх типів використовуваних енергетичних ресурсів, у забезпеченні вимог щодо енергоефективності будинків і  споруд відповідно до вимог енергетичного паспорта, а також виконанні вимог щодо відповідних обов'язків.

Ціль і завдання енергопостачальника полягають в енергозбереженні та підвищенні енергетичної ефективності через скорочення витрат на основний вид діяльності (скорочення технологічних витрат електроенергії під час передавання її ММЕМ) і скорочення споживання всіх видів енергетичних ресурсів, які реалізують згідно з розробленими  програмами заходів, що забезпечують:

-          виконання вимог законодавства України та інших нормативно-правових актів у сфері енергозбереження та підвищення енергетичної ефективності;

-          удосконалення системи проведення контролю за енерговитратами та їх зниження;

-          досягнення цільових індикаторів згідно з програмами енергозбереження та підвищення енергетичної ефективності;

-          формування умов, що забезпечують економічно ефективну реалізацію потенціалу енергозбереження і підвищення енергетичної ефективності роботи енергопостачальника;

-          організацію моніторингу та коригування програм зменшення втрат і підвищення ефективності заходів;

-         аналіз і впровадження передового досвіду і технологій;

-         безперервність  дії заходів у часі.

Основними напрямами технічної політики енергопостачальника в частині енергозбереження та підвищення енергетичної ефективності є реалізація заходів, спрямованих на:

-          зменшення технологічних  витрат електроенергії під час її передавання, розподілу та перетворення;

-         розроблення та удосконалення нормативно-правових актів, стандартів (у тому числі підприємства) та проведення інформаційної роботи;

-          зменшення витрат енергетичних ресурсів, оснащення автоматизованою системою обліку споживаних енергоресурсів (тепла, газу, води тощо), будинків і споруд, які використовують під час здійснення послуг з передавання (розподілу) електроенергії;

-          оснащення об'єктів електричних мереж приладами обліку електричної енергії і організація процесу збирання інформації на основі даних приладів обліку за допомогою АСОЕ;

-          створення та впровадження інноваційних пілотно-демонстраційних проектів підвищення енергетичної ефективності;

-          проведення енергетичного обстеження об'єктів і одержання енергетичного паспорта

6.11. Захист інтелектуальної власності

Науково-технічна інформація як результат науково-технічної діяльності, що сприяє найкращий реалізації принципових нововведень, є комерційною таємницею і охороняється в режимі конфіденційності, у тому числі:

-  принципові конструкторські та технологічні нововведення, захист яких здійснюється шляхом патентування з одержанням документів на ім'я  енергопостачальника;

-  комерційно значущі програми для ЕОМ і бази даних, захист яких здійснюється шляхом офіційної реєстрації з видачею посвідчень на ім'я енергопостачальника;

7. РЕАЛІЗАЦІЯ ТЕХНІЧНОЇ ПОЛІТИКИ В МАГІСТРАЛЬНИХ

І МІЖДЕРЖАВНИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖАХ

7.1. Основні способи реалізації

Основними способами реалізації технічної політики в ММЕМ є:

-       Державні цільові програми національного, регіонального і галузевого рівнів;

-       Галузеві програми нового будівництва, реконструкції і технічного переоснащення ММЕМ (далі – Галузеві програми);

-       Схеми перспективного розвитку ОЕС України та  електроенергетичних систем (далі – Схеми розвитку);

-       інвестиційні програми;

-       проекти нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення, які виконано із застосуванням технічних рішень, устаткування і технологій відповідно до вимог Технічної політики (далі – Проекти);

-          пілотні інноваційні проекти;

-          СУЯ;

-          комплексна програма технічного аудиту;

-          нормативно-технічне забезпечення розвитку і сталого функціонування ОЕС України;

-          науково-технічні послуги;

-          допоміжні послуги для забезпечення сталого функціонування ОЕС України.

7.2. Державні цільові програми

7.2.1. Основні  засади розроблення, затвердження та виконання державних цільових програм регулюються Законом України «Державні цільові програми» та . постановою Кабінету Міністрів України від 31 січня 2007 року № 106.

7.2.2. Електричні мережі, що діють сьогодні на території України, в основному, забезпечують умови для постачання та одержання потужності й електроенергії суб'єктам ОРЕ .

Разом з тим у електричних мережах виникають «вузькі» місця, пов'язані з недостатньою пропускною здатністю зв'язків, відсутністю необхідного обсягу пристроїв компенсації реактивної потужності, невідповідністю комутаційної здатності вимикачів струмам КЗ, перевантаженням і старінням устаткування. Зазначені обставини знижують технічну та економічну ефективність функціонування ОЕС України і призводять до:

-            обмеження передавання потужності в міжсистемних перетинах;

-            обмеження видачі потужності електростанцій;

-             проблем із забезпеченням необхідного ступеня надійності видачі потужності електростанцій і електропостачання споживачів;

-                проблем із регулюванням та підтриманням у нормованих межах рівнів напруги.

7.3. Галузеві програми розвитку

7.3.1. Ефективність інвестицій у реконструкцію і технічне переоснащення діючих об'єктів ММЕМ, необхідність  яких викликано зростанням споживання електроенергії,  значно вища, ніж у нове будівництво. Це зумовлено тим, що в ряді випадків відпадає необхідність у створенні інфраструктури, і головним чином тому, що об'єкти технічного переоснащення вже мають готових споживачів, а за нового будівництва проектних навантажень досягають через кілька років після введення об'єкта ММЕМ в роботу. Крім того, після технічного переоснащення різко знижуються витрати на експлуатацію об'єкта ММЕМ і підвищується його енергетична ефективність і надійність роботи.

У період за 2012 – 2016 рр. основним напрямом інвестиційної політики в мережах (з урахуванням збалансованого посилення міжсистемних зв’язків і мереж у регіонах із швидко зростаючим споживанням) має бути технічне переоснащення та реконструкція діючих об'єктів відповідно до Галузевих програм розвитку ММЕМ.

7.3.2.  Галузеві програми затверджує своїми наказами Міненерговугіля України.

7.3.3.  Метою розроблення Галузевих програм є:

-       визначення обсягів реконструкції і технічного переоснащення ММЕМ на підставі наявного технічного стану ЛЕП і прогнозованого зниження ресурсу ЛЕП і ПС, фізичного та морального старіння систем технологічного управління, РЗА і ПА та систем регулювання частоти й потужності;

-       складання необхідних планів заходів реконструкції та модернізації і термінів їх виконання;

-       визначення фінансових витрат для виконання Галузевої програми;

-       визначення джерел фінансування Галузевої програми.

Основні вимоги до Галузевих програм:

- єдині принципи формування;

- виконання вимог галузевих стандартів і положень під час розроблення;

- виявлення пріоритетів розвитку і визначення черговості проведення технічних і організаційних заходів під час реалізації;

- оцінка ефективності окремих підпрограм, інвестиційних проектів і Галузевих програм в цілому за єдиною методикою;

- подання Галузевих програм в єдиному форматі.

7.3.4. Галузева програма нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення ММЕМ має поєднувати заходи, що передбачають:

- підвищення надійності електричних мереж;

- забезпечення нормованих показників якості електричної енергії;

- зниження втрат електроенергії в електричних мережах;

- підвищення пропускної здатності електричних мереж;

- забезпечення комплексної системи безпеки технологічних об’єктів та ефективності експлуатації електричних мереж;

- зведені показники обсягів нового будівництва, розширення, реконструкції та технічного переоснащення.

Перелік заходів, передбачених Галузевою програмою, має бути обґрунтованим основними положеннями Схеми розвитку ММЕМ та електроенергетичних систем .

7.3.5. Заходи з підвищення надійності електричних мереж

Основна мета підвищення надійності електричних мереж  полягає в зниженні тривалості та частоти планових вимикань елементів мережі,  імовірності та  тривалості  аварійних  вимикань електроустановок споживачів і електростанцій.

Основними завданнями є:

- аналіз післяаварійних режимів, викликаних кліматичними аномаліями;

- періодична перевірка відповідності параметрів устаткування умовам їхньої роботи в електричній мережі;

- вивчення найбільш характерних причин пошкоджень у мережі та впровадження заходів із запобігання аварійним ситуаціям;

- удосконалювання системи організації ремонтів, спрямоване на скорочення кількості планових вимикань у разі виведення устаткування з роботи;

- впровадження на ПЛ робіт під напругою, що дає змогу максимально скорочувати час перерв електропостачання під час усування пошкоджень і заміни устаткування.

Заходи щодо підвищення надійності ПЛ напругою понад 110(150) кВ мають передбачати:

- розроблення комплексу заходів, рекомендацій і конструктивних рішень  для посилення та підвищення надійності існуючих ПЛ до економічно обґрунтованого рівня на основі аналізу причин масових відмов (аварій);

- вибір оптимального варіанту реконструкції  ПЛ  за  мінімумом витрат для терміну служби, що залишився.

 Надійність ПЛ, що підлягають реконструкції, треба оцінювати за даними статистики про їх відмови.

 Під час розроблення переліку заходів необхідно використовувати характеристики елементів ПЛ (опор, проводів, їх кріплень до опор, закріплень у  ґрунті тощо) та відомості щодо кліматичних впливів.

Доцільно розглядати варіанти підвищення надійності ПЛ до:

–       нормативного (заданого) рівня;

–       економічно обґрунтованого рівня з урахуванням терміну служби, що залишився  (у тому числі, обґрунтування доцільності реконструкції);

–       максимально  можливого  рівня, зумовленого наявними  засобами реконструкції.

Доцільність вкладення коштів у реконструкцію ПЛ потрібно визначати розрахунком терміну окупності витрат.

7.3.6. Заходи із забезпечення показників якості електроенергії

Показники якості електроенергії мають відповідати вимогам ГОСТ 13109.

Керування якістю електроенергії має передбачати:

- моніторинг показників якості електроенергії в ММЕМ;

- заходи щодо оснащення об'єктів електричних мереж пристроями регулювання напруги;

Інформація, що надходить до підсистеми моніторингу якості електроенергії,  повинна:

–            бути достовірною, аргументованою і документально підтвердженою;

–            бути оптимальною за складом і обсягом (з необхідною точністю) і не бути надлишковою;

–            адекватно відображати технічні аспекти мережі в частині забезпечення надійності функціонування і пропускної здатності, а також кількості та якості електроенергії, що відпускається споживачам.

Заходи щодо оснащення електричних мереж пристроями регулювання напруги розробляють у Схемі розвитку.

Сертифікацію якості електроенергії треба здійснювати відповідно до вимог чинного законодавства.

7.3.7. Заходи щодо  підвищення ефективності та безпеки експлуатації електричних мереж

Обслуговування об'єктів ММЕМ має відбуватися на принципах виконання робіт виходячи із критеріїв технічного стану об’єктів мереж і мінімуму тривалості вимикання споживачів та електростанцій.

Для визначення критеріїв технічного стану об’єктів потрібно створювати інформаційні підсистеми АСУ, які містять таку інформацію:

–       загальні показники об'єктів електричних мереж;

–       основні параметри ПЛ і КЛ, трансформаторних ПС та інших об'єктів електричних мереж;

–       показники надійності;

–   строки введення та/або заміни основного електроустаткування, конструкцій або матеріалів.

Інформаційна підсистема АСУ має виконувати функції збирання, зберігання, аналізу та подання інформації про реальний стан об'єктів ММЕМ (комплексну інвентаризацію і паспортизацію об'єктів) з можливістю обміну з іншими базами даних.

При цьому треба здійснювати постійний облік і аналіз дефектів, що виникли, порушень у роботі об'єктів електричних мереж і обставин, що їх спричинили, методів планування реконструкції та технічного переоснащення.

Облік виконують на «місцевому» рівні управління, на якому здійснюється збирання і оброблення вихідної інформації, що характеризує технічний стан.

На верхньому «центральному» рівні технологічного управління треба виконувати основне аналітичне та статистичне оброблення інформації з метою одержання загальних статистичних даних для устаткування та умов його експлуатації.

Технічне обслуговування треба планувати з урахуванням:

- наявного устаткування і матеріалів, що дають можливість організовувати своєчасні ремонти і швидке проведення аварійно-відновлювальних робіт;

- регулярних обстежень стану об'єктів ММЕМ;

- залучення спеціалізованих сертифікованих організацій до виконання  робіт з технічного обслуговування,  ремонту і випробування  складного устаткування;

- підвищення кваліфікації персоналу шляхом регулярного проведення тренувань;

- можливостей зміни схеми електричної мережі.

Підвищення ефективності експлуатації електричних мереж забезпечують на основі:

- впровадження надійних методів і засобів діагностики технічного стану електроустаткування без виведення його з роботи;

- механізації виконання робіт на ПЛ і ПС;

- ремонтів ПЛ під напругою;

- оптимізації аварійного запасу устаткування, конструкцій і матеріалів, чіткої організації ліквідації аварійних пошкоджень;

- оптимізації ремонтно-експлуатаційного запасу устаткування, матеріалів і конструкцій для забезпечення підготовчих і ремонтних робіт ПЛ і ПС.

7.3.8. Заходи щодо зниження втрат електроенергії

Стратегічна мета зниження втрат електроенергії − це посилення тенденції до зменшення сумарних втрат у електричних мережах усіх напруг.  Мету можна досягнути в результаті реалізації основних пріоритетних заходів, які передбачають:

- постійну оптимізацію режимів роботи електричних мереж і удосконалення їх експлуатації;

- введення в роботу енергозберігаючого устаткування;

- будівництво і введення нових потужностей з генерації в енергодефіцитних регіонах;

- удосконалення обліку, метрологічне забезпечення вимірювань показників якості та кількості  електричної енергії;

- уточнення розрахунків втрат і балансів електроенергії по центрах живлення і електричній мережі в цілому;

- удосконалювання організації робіт, стимулювання зниження втрат  електроенергії, підвищення кваліфікації персоналу,  контроль ефективності його діяльності.

Основні заходи щодо оптимізації режимів роботи електричних мереж і удосконалення їх експлуатації передбачають:

- оптимізацію усталених режимів електричних мереж із реактивної потужності та рівнів напруги;

- уведення  в роботу невикористаних засобів автоматичного регулювання напруги;

- виконання ремонтних і експлуатаційних робіт під напругою;

- скорочення тривалості технічного обслуговування та ремонту устаткування електричних мереж.

Під час нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення електричних мереж необхідно застосовувати нове енергозберігаюче обладнання та технології, зокрема:

- трансформатори із зменшеними втратами електроенергії;

- автоматичне регулювання напруги на трансформаторах;

- вимірювальні  системи і прилади обліку електроенергії підвищеної точності, у тому числі системи й прилади обліку реактивної електроенергії;

- керовані конденсаторні установки;

- нові проводи і електротехнічні матеріали;

-  переведення  ПЛ і  ПС  на  більш високу номінальну напругу.

Удосконалення обліку електроенергії, метрологічного забезпечення вимірювань показників якості й кількості електроенергії та потужності треба здійснювати в напрямах:

- розроблення, атестації і впровадження методик виконання вимірювань;

- забезпечення умов роботи систем та приладів вимірювання електроенергії в нормативних умовах і режимах експлуатації;

- установлення засобів вимірювання підвищених класів точності;

- розроблення та впровадження АСОЕ;

- забезпечення своєчасності  та  правильності зняття показань приладів обліку;

- оснащення метрологічних служб зразковими засобами, перевірки устаткування, у тому числі мобільними метрологічними лабораторіями;

- розроблення і впровадження автоматизованих систем розрахунків балансів електроенергії та втрат електроенергії;

- ведення баз  даних обліку електроенергії з використанням сучасного ПЗ та каналів передавання інформації;

- відмови від індукційних лічильників і перехід до статичних, що забезпечує  підвищення точності вимірювання кількості електричної енергії,  формування графіка (профілю) споживаної потужності і можливість інтервального обліку;

- застосування дистанційних методів зняття показань лічильників, у тому числі засобами АСОЕ;

- роздільного під’єднання до вимірювальних ТС приладів обліку та пристроїв РЗА.

Підвищення точності розрахунків втрат електроенергії і балансів у центрах живлення та електричній мережі в цілому необхідно досягати шляхом:

− впровадження сертифікованого ПЗ для розрахунків технологічних витрат електроенергії в устаткуванні мереж;

- виконання щомісячних розрахунків балансів електроенергії;

- розрахунку та аналізу балансів електроенергії по ПС і електричних мережах у цілому;

- формування і аналіз балансів реактивної електроенергії (потужності).

Розробленню заходів щодо зниження втрат електроенергії мають передувати:

- оцінювання технічного стану, метрологічних характеристик і умов роботи  приладів  обліку, що враховують надходження електроенергії в електричну мережу і корисний відпуск її споживачам (періодичність повірки, ремонту, заміни; режими роботи, умови застосування та правильність увімкнення систем вимірювання; наявність метрологічного устаткування);

- аналіз схем розміщення систем обліку, схем надходження і відпуску електроенергії;

- аналіз організації роботи з обліку електроенергії, а також характеристика метрологічної служби, парку і умов роботи приладів обліку електроенергії в ММЕМ.

Зазначений вище аналіз необхідно виконувати на стадії енергетичного аудиту.

За результатами аудиту  складають середньострокову і довгострокову програми, які мають представляти комплекс наведених вище та інших заходів щодо зниження втрат електроенергії в мережах ММЕМ.

7.3.9. Заходи щодо підвищення пропускної здатності електричних мереж

Заходи щодо підвищення пропускної здатності електричних мереж треба розробляти під час підготовки Схем розвитку ММЕМ із урахуванням планів будівництва джерел електричної енергії  регіону, у тому числі поновлюваних.

7.3.10 Зведені показники обсягів нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення

Зведені показники Галузевої програми повинні містити:

- основні завдання для нового будівництва об'єктів електричних мереж з урахуванням планів розвитку джерел електричної енергії (генерації) регіону;

- основні завдання для розширення об'єктів електричних мереж;

- основні завдання для реконструкції та технічного переоснащення об'єктів електричних мереж;

- очікувані результати реалізації Галузевої програми;

- джерела коштів.

Галузеву програму реалізовують за такими етапами:

- планування інвестицій;

- здійснення  інвестицій;

- оформлення активів (оформлення прав власності на закінчені об'єкти будівництва).

Виконання інвестиційних проектів, включених до Галузевої програми, має передбачати:

на   поставку

- узгодження титульних списків на рік з розбивкою їх по кварталах для планування і освоєння інвестицій;

- проведення конкурсів на підрядні роботи та  постачання електроустаткування, конструкцій і матеріалів;

- контроль якості запланованого до закупівель обладнання, придбання матеріальних ресурсів, виконання будівельно-монтажних робіт і надання необхідних послуг;

-  подання звітів  про  освоєння  фінансових ресурсів  і  вибіркова перевірка фізичних обсягів виконаних робіт;

- вибіркові перевірки правильності застосування кошторисних норм і розцінок, договірної ціни і вартості матеріально-технічних ресурсів та устаткування на відповідність діючим ринковим цінам у регіонах;

- роботу комісій з приймання закінчених будівництвом об'єктів електричних мереж  та допоміжних об'єктів.

Як джерела коштів для виконання Галузевої програми слід розглядати:

- частину прибутку енергокомпанії;

- інвестиційну надбавку до тарифу;

- кредити міжнародних і вітчизняних фінансових установ;

- кошти державного бюджету;

- кошти фондів соціального розвитку, страхових та інших фондів ММЕМ.

Основним інструментом регулювання фінансової діяльності ММЕМ є тариф на  передачу електричної енергії.

7.3.11. Забезпечення надійності устаткування

Проектна документація, яку розробляють на виконання Галузевої програми, повинна забезпечувати нормовані показники надійності роботи ММЕМ.

Основні принципи забезпечення надійності включають:

-          стратегічне управління надійністю (підвищення надійності виділеної частини ММЕМ заміною найбільш відповідальних елементів і об'єктів, а також зміною структури ММЕМ шляхом будівництва та реконструкції ПЛ і ПС);

-          оперативне управління надійністю (способи і прийоми підвищення надійності об'єкта електричної мережі або його частини проведенням ремонту, технічним переоснащенням, реконструкцією);

-          антикризове управління надійністю (відновлення нормального стану ділянки або об'єкта ММЕМ виконанням аварійно-відновлювальних робіт у разі зростання числа відмов через велику кількість технічних дефектів конструкцій чи вузлів устаткування, вплив несприятливих кліматичних і погодних явищ, пожеж, техногенних аварій, несанкціонованих дій населення тощо);

-         розвиток методичного забезпечення з організації розслідування технологічних порушень, збору та обліку інформації, аналізу й оптимізації надійності ММЕМ для етапів планування розвитку і експлуатації;

-         організація нормативно-технічного забезпечення, розроблення та перегляд відповідних НД;

-         розроблення вимог до інформаційного забезпечення вирішення завдань підвищення надійності ММЕМ, організація моніторингу й статистичного аналізу аварійності в ОЕС України із одержанням необхідних показників надійності (параметри потоку відмов, інтенсивності відновлення, недовідпуску електроенергії, збитки тощо), формування та підтримка інформаційних баз;

-          удосконалення вимог щодо показників надійності електроустаткування, включаючи системи захисту й автоматики, на етапах проектування, закупівель та експлуатації (діагностика, моніторинг, тестування, випробування тощо);

-         розроблення та обґрунтування критеріїв оцінки стану основного устаткування;

-         реалізація системи моніторингу технічного стану основних елементів електричних мереж;

-         удосконалювання планування та організації ремонтів з урахуванням фактора надійності;

-         розроблення та впровадження автоматизованої системи планування ремонтів і поетапний перехід до організації ремонтів за станом устаткування по даних діагностики.

 

 

7.4. Схеми перспективного розвитку об’єднаної енергетичної системи України та окремих її частин

7.4.1. Метою розроблення Схеми перспективного розви­тку ОЕС України  або окремої її частин – електроенергетичних систем є розроблення та обґрунтування технічних і економічних питань, що зумовлюють оптимальний розвиток електричних станцій та мереж, за якого забезпечується електропостачання споживачів при дотриманні нормативів з надійності та якості з урахуванням екологічних та соціальних вимог.

Розробляти Схеми розвитку треба у відповідності до вимог ГКД 341.004.003.

7.4.2 У Схемах розвитку потрібно передбачати:

- однакові вимоги до структури;

- єдиний формат подання Схем розвитку;

- однакові технічні та інформаційні вимоги до їх розроблення

- єдині технічні, економічні та екологічні критерії вибору і обґрунтування ухвалених рішень.

7.4.3. Схема розвитку має містити:

- аналіз технічного стану об’єктів електричних мереж і електростанцій, а також їх відповідності вимогам надійності та якості електропостачання споживачів для розрахункових електричних навантажень;

- результати технічного аудиту  електроустаткування,  конструкцій  і матеріалів, термін служби яких закінчується протягом розрахункового періоду;

- прогноз зміни  електричних навантажень і генерації електроенергії в регіоні;

- технічні напрями та рішення щодо збільшення пропускної здатності електричних мереж ЕС;

- технічні і схемні рішення підвищення керованості, надійності функціонування, ефективності та безпечної експлуатації електричних мереж;

- основні параметри об'єктів ЕС, передбачених у Схемі розвитку, у тому числі  розміщення нових  ЛЕП  і ПС;

- ТЕО, у тому числі стосовно доцільності  переведення об’єктів ММЕМ на більш високий клас напруги і реконструкції існуючих ПЛ;

- послідовність (етапи) нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення конкретних об'єктів;

- оцінку потреби в основному електроустаткуванні;

- оцінку обсягів інвестицій (по укрупнених показниках);

- пропозиції щодо джерел фінансування будівництва;

- рекомендації в частині:

1)   регулювання напруги і компенсації реактивної потужності;

2)   застосування РЗА, диспетчеризації та телемеханізації електричних мереж.

7.4.4. Схеми розвитку потрібно розробляти на найближчі п’ять років з перспективою на наступні десять років, з періодичним технічним і економічним моніторингом один раз на два – три роки з метою її коригування. Схеми розвитку розробляють  на основі схем розвитку енергопостачальників, програми розвитку регіону,  прогнозного попиту  на  приєднану потужність, з урахуванням розвитку об’єктів ММЕМ.

Схеми розвитку треба погоджувати з Міністерством енергетики та вугільної промисловості України.

7.4.5. Технічною і інформаційною основою для розроблення Схеми розвитку повинні бути:

- Державні цільові програми і Галузеві програми розвитку ММЕМ;

- державні або регіональні програми соціально-економічного розвитку регіону, у тому числі – перспективні плани соціально-економічного розвитку України, перспективні показники споживання електричної енергії (електричних навантажень);

- рішення щодо розроблення Схеми розвитку;

- результати технічного аудиту і  діагностики об'єктів ММЕМ;

- вимоги (передумови) для збільшення пропускної здатності електричних мереж;

- звітні експлуатаційні показники роботи ММЕМ (надійність функціонування мережевих об'єктів, економічні показники на вихідний рік тощо), плани розвитку ММЕМ;

- схеми розвитку енергопостачальників;

- ТЕО приєднання до електричних магістральних мереж нових споживачів;

- схеми видачі потужності електростанцій (якщо вводиться нове генеруюче обладнання);

- техніко-економічні доповіді (обґрунтування) і науково-дослідні роботи щодо технічного прогресу у сфері застосування (у тому числі розширення застосування) електроенергії в різних галузях економіки регіону;

- досягнення та можливості застосування нетрадиційних і поновлюваних джерел енергії.

7.4.6. Вибору схемних рішень має передувати перевірка існуючих електричних мереж на прогнозовані навантаження. За результатами розрахунків необхідно:

- робити висновки про правомірність перебудови діючих і будівництва нових об'єктів електричних мереж;

- розробляти  можливі варіанти рішення поставлених перед Схемою розвитку завдань і усунення вузьких місць у функціонуванні ММЕМ із ТЕО.

Необхідність нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення об'єктів ММЕМ потрібно визначати на основі перспективних навантажень і вимог до надійності електропостачання.

Вибір параметрів об'єктів ММЕМ (напруга, перетин проводів, потужність силових трансформаторів тощо) здійснюють за результатами техніко-економічних розрахунків.

Технічні напрями розвитку ММЕМ на прогнозований період треба  приймати відповідно до цієї Технічної політики.

7.5. Інвестиційні програми

7.5.1. Інвестиційна програма ММЕМ поєднує в собі:

- заходи з підвищення ефективності експлуатації;

-          програму нового будівництва електричних мереж;

-          програму розвитку АСОЕ;

-          програму створення єдиної інформаційної системи;

-          програму створення АСТУ;

-          програму розвитку мережі зв'язку;

-          програму створення АСУТП ПС.

7.5.2. Найбільш істотне підвищення ефективності експлуатації ММЕМ забезпечується по таких напрямах:

-         перехід до ремонтів на основі оцінки технічного стану із впровадженням методів і засобів діагностики поточного стану устаткування без виведення його з роботи;

-         механізація виконання робіт на ЛЕП і ПС;

-         ремонт ПЛ під напругою (без вимикання);

-          оптимізація аварійного запасу устаткування і елементів ПЛ, чітка організація ліквідації аварійних пошкоджень;

-         поліпшення протипожежного стану ПЛ і ПС.

Обслуговування електричних мереж необхідно передбачати силами спеціально підготовленого персоналу ММЕМ, який пройшов навчання і атестований на проведення основних видів робіт з технічного обслуговування та ремонту електричних мереж.

7.6. Проекти нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення

7.6.1. Виконання проектної документації

В основі вибору проектних рішень повинні лежати критерії надійності і  техніко-економічної ефективності з урахуванням основних напрямів технічної політики в ММЕМ.

Проекти розробляють для об’єктів, передбачених Державними цільовими програмами, Галузевою програмою, Схемами розвитку, інвестиційною програмою. 

7.6.2. У разі проектування реконструкції або технічного переоснащення об’єкта ММЕМ використовують:

-          акти і протоколи оцінки його технічного стану, статистику аварійності;

-          оцінку важливості об'єкта в забезпеченні міжсистемних перетікань, електропостачання споживачів, надійності електричних мереж;

-          оцінку перспектив подальшого використання об’єкта з уточненням його характеристики;

-          результати інженерних вишукувань.

7.6.3. Проектну документацію розробляють проектні та науково-технічні організації, а саме:

-       які мають ліцензію на вишукування і проектування;

-       які мають достатній досвід виконання аналогічних проектів;

-       які мають високу ділову репутацію і які виконували раніше аналогічні проекти з належною якістю.

Обсяг проектування та основні характеристики об'єкта ММЕМ визначають у завданні на проектування і уточнюють на підставі розрахунків у складі проекту. До складу проектної документації включають:

-   технічне завдання на розроблення техніко-економічного порівняння (обґрунтування) варіантів будівництва з урахуванням витрат протягом усього життєвого циклу об’єкта (будівництво, експлуатація, демонтаж і утилізація); техніко-економічне порівняння (обґрунтування) варіантів будівництва з урахуванням витрат протягом усього життєвого циклу об'єкта (будівництво, експлуатація, демонтаж і утилізація);

-       технічні умови (рішення) щодо складу основного електротехнічного устаткування і його характеристик, принципових схем, схем ВП, систем постійного струму, РЗА, ПА, АСУТП, систем зв'язку, АСОЕ тощо;

-       кошториси.

Проектну документацію виконують відповідно до вимог технічних регламентів; відповідних будівельних норм; санітарних норм і правил; настанов з пожежної безпеки та охорони праці, національних стандартів, стандартів організації, методик, положень, міжнародних стандартів якості, вимог Технічної політики, а також вказівок, розпоряджень та інших керівних документів, обов'язкових під час проектування об'єктів ММЕМ.

7.6.4      Експертиза проектної документації

Експертиза проектної документації, що розробляється для ММЕМ, повинна включати перевірку:

–            відповідності проектно-кошторисної документації вимогам технічного завдання на проектування;

-          відповідності документації вимогам відповідних чинних національних і галузевих стандартів;

-          узгодження головних схем електричних з'єднань з вимогами цієї Технічної політики;

-          відповідності проектувальника встановленим вимогам;

-            техніко-економічних показників, зазначених у проекті;

-          обґрунтованості застосування передових технологій і устаткування;

-          раціонального використання ресурсів;

-          щодо забезпечення конструктивної надійності споруд;

-          електричної та екологічної безпеки об'єктів під час експлуатації;

-          зниження витрат при обслуговуванні;

-          автоматизації технологічних процесів;

-          відповідності проектної документації вимогам технічної політики;

-            реалізації зауважень і пропозицій щодо вдосконалення проектних рішень.

 

 

7.7. Інноваційні технології

7.7.1. Впровадження інноваційного силового устаткування передбачають за необхідності у разі неможливості вирішення завдань апробованими способами:

-          підвищення пропускної здатності ЛЕП;

-          зниження втрат електроенергії в електричних мережах;

-         регулювання напруги в електричних мережах;

-          обмеження струмів КЗ;

-          підвищення надійності та стійкості електропостачання споживачів;

-          підвищення надійності, безпеки й ефективності ММЕМ.

7.7.2. Інноваційний напрям розвитку силового устаткування ММЕМ передбачає застосування:

-         обмежувачів струмів КЗ  на основі застосування напівпровідникових пристроїв, ВТНП;

-         ВТНП силових трансформаторів;

-         надпровідних кабелів;

-         надпровідних накопичувачів енергії;

-         уводів із елегазовою і твердою ізоляцією;

-         газонаповнених ліній;

-          статичних напівпровідникових компенсаторів реактивної потужності;

-         пристроїв подовжньої компенсації для ПЛ;

-          фазо-поворотних пристроїв і трансформаторів номінальною напругою 110-150-220-330 кВ;

-         вибухо - і пожежобезпечного високовольтного устаткування;

-         КРУЕ з оптичними вимірювальними трансформаторами і шиною процесу, що забезпечують можливість їх застосування в автоматизованих ЦПС;

-          перетворювальне устаткування для ПЛ і вставок постійного струму, включаючи нові види фільтрокомпенсуючих пристроїв, пристроїв активної фільтрації гармонік;

-          силових автотрансформаторів, сполучених з керованими ШР (трансреакторами) тощо.

7.7.3. Розробляти проекти з використанням інноваційного силового устаткування треба виконувати системно, враховуючи специфічні питання при його впровадженні та експлуатації. Розроблять і впроваджують інноваційне силове устаткування на засадах пілотних проектів.

7.7.4.  Програму інноваційного розвитку ММЕМ, яка визначає черговість, терміни  і обсяги впровадження інноваційного устаткування, розглядає і схвалює НТР Міненерговугілля України.

7.7.5. Програма впровадження інноваційного силового обладнання має включати створення розрахункових моделей нового обладнання для їхнього використання в складі розрахункових комплексів статичної та динамічної стійкості ММЕМ.

7.8. Пілотні проекти

7.8.1. Статус пілотний присвоюють проектам, що мають такі характеристики:

-       наявність обґрунтованої потреби застосування нової техніки або технології;

-       нові науково-технічні рішення, закладені в основу проектних рішень, які забезпечують суттєве поліпшення техніко-економічних показників і надійність проектованого об'єкта або електричної мережі в цілому;

-       наявність науково-технічних напрацювань у частині розроблення нової техніки або технології, що дає змогу припускати позитивний результат розроблення та впровадження нової техніки або технології;

-          рішення НТР Міненерговугілля України з рекомендаціями щодо спорудження об'єкта із застосуванням зразків нової техніки або технології.

7.8.2. Проекти, які доцільно впроваджувати  на об'єктах ММЕМ як пілотні:

-          керовані ШР,

-           статичні тиристорні й транзисторні компенсатори реактивної потужності,

-          струмообмежувальні пристрої;

-          ВТНП - устаткування;

-          елементи та комплекси установок гнучких (керованих) систем передавання електроенергії;

-           АСУТП ПС;

-           системи грозозахисту об’єктів;

-          одноколові та двоколові ПЛ 220-500 кВ для населеної місцевості;

-           комплексні системи моніторингу та діагностики стану електроустаткування.

7.9 Системи управління якістю процесів у магістральних і міждержавних електричних мережах

СУЯ в ММЕМ створюють відповідно до вимог стандартів серії ISO 9001. 

СУОП є складовою СУЯ. Ключовими напрямами розвитку СУОП є:

-          широке застосування електроустаткування та технологій, безпечних для життя та нешкідливих для здоров'я персоналу;

-           залучення всіх співробітників до діяльності з підвищення безпеки виробництва, розроблення єдиного порядку організації робіт уповноваженими особами з охорони праці;

-          конкретизація діючих процедур СУОП (у зв'язку із впровадженням СУЯ і зміною організаційної структури);

-           створення та введення єдиного порядку ідентифікації небезпек, аналізу і оцінки ризиків, проведення атестації і сертифікації робочих місць (за умовами праці) на об'єктах ММЕМ. Навчання працівників методам ідентифікації небезпек у сфері охорони праці з розробленням коригувальних впливів щодо їх зниження;

-          застосування сучасних методів і засобів захисту персоналу від небезпечних і шкідливих факторів, у тому числі оснащення персоналу лінійних бригад захисними комплектами від ураження електричним струмом  під час робіт у зонах наведеної напруги;

-          забезпечення персоналу ММЕМ сучасними санітарно-побутовими приміщеннями;

-          використання нових методів роботи з персоналом у сфері забезпечення безпеки виробництва.

7.10. Комплексна програма технічного аудиту

7.10.1. Комплексна програма технічного аудиту складається з підпрограм, спрямованих  на визначення:

- наявного технічного стану ЛЕП і ПС;

- прогнозованого зниження ресурсу  ЛЕП і ПС;

- причин, що зумовлюють погіршення  технічного стану ЛЕП і ПС;

- стану АСТУ, РЗА і ПА, обліку, зв’язку тощо;

- технологічних витрат електроенергії і причин, що їх зумовлюють;

- потрібних обсягів реконструкції і технічного переоснащення об’єктів ММЕМ.

7.10.2. Технічний аудит здійснюють за результатами:

- аналізу аварій і технологічних порушень у ММЕМ, регіональних електричних мережах і на електростанціях;

- поточного контролю технічного стану об’єктів ММЕМ;

- спеціальних заходів і контролю технічного стану об’єктів ММЕМ;

- аналізу балансів електричної енергії по ПС, енергорайонах та ЕС.

7.10.3. Під час  аналізу аварій і технологічних порушень:

- виявляють причини відмов і аварій електроустаткування;

- розробляють заходи щодо підвищення надійності, а також виконують дослідницькі випробування.

7.10.4. Поточний контроль технічного стану передбачає:

-           визначення стану використовуваного електроустаткування та устаткування, яке серійно випускають, конструкцій і елементів ПЛ і ПС;

-          визначення залишкового ресурсу електроустаткування і розроблення технічних рішень щодо продовження або зменшення його терміну служби (аж до виведення з експлуатації устаткування певних типів і років виготовлення), рекомендацій з технічного переоснащення, реконструкції та заміни;

-         перевірку на відповідність спеціальним (додатковим) вимогам (понад вимоги стандартів і технічних умов);  

-         перевірку технічних рішень з використання нової техніки, технологій і матеріалів (системні, натурні та порівняльні випробування).

7.10.5. Спеціальні заходи контролю технічного стану об’єктів ММЕМ здійснюють з метою  запобігання масовим аваріям і технологічним порушенням за результатами аналізу окремих випадків.

7.10.6. Аналіз балансів електричної енергії по ПС, енергорайонах і ЕС виконують з метою:

- локалізації втрат (технологічних витрат) електроенергії;

- розроблення заходів щодо зменшення втрат електроенергії в елементах ММЕМ.

7.11. Роботи (послуги) науково-технічної спрямованості

Цей спосіб реалізації технічної політики в ММЕМ передбачає:

-         участь експертів сторонніх спеціалізованих організацій у роботі комісій системного оператора або електроенергетичних систем з розслідування причин пошкодження електроустаткування ПС і ЛЕП на об'єктах ММЕМ;

-          розроблення технічних рішень і рекомендацій з реконструкції та модернізації об'єктів електричних мереж і електротехнічного устаткування, спрямованих на підвищення їх надійності, живучості, безпеки та економічності;

-         проведення експертизи технічних регламентів, національних стандартів, стандартів організацій та іншої нормативно-технічної документації з електроустаткування ВН, елементів ЛЕП, пристроїв РЗА, ПА, зв'язку, систем діагностики;

-          проведення контрольних випробувань електроустаткування, що має підвищену пошкоджуваність у процесі експлуатації, і визначення ступеня  відповідності нормативно-технічної документації вимогам ММЕМ;

-          розроблення та видача рекомендацій з модернізації встановленого в електричних мережах електроустаткування на підставі результатів додаткових або контрольних випробувань;

-         підготовку інформаційних матеріалів, листів, протиаварійних циркулярів для ММЕМ;

-         підготовку завдань на проектування об'єктів ММЕМ, у тому числі на будівництво пілотних проектів;

-         проведення експертизи проектної документації з нового будівництва, технічного переоснащення та реконструкції об'єктів ММЕМ;

-         виконання ТЕО проектів будівництва;

-         техніко-технологічний аналіз ТЕО та підготовку висновків;

-         підготовку та систематичний випуск бюлетенів аварій і технологічних порушень у ММЕМ;

-       участь у підготовці конкурсної документації та проведенні конкурсних процедур на право укладання договорів з реалізації проектів будівництва об'єктів ММЕМ.

8. КЕРУВАННЯ ТЕХНІЧНОЮ ПОЛІТИКОЮ

8.1. Основні методи керування технічною політикою

8.1.1. Міненерговугілля України формує прогнозний баланс електроенергії та затверджує державне підприємство, яке здійснює функції оперативно-технологічного управління ОЄС і повинно системно оцінювати ефективність  господарської діяльності суб’єкта господарювання, що має в управлінні ММЕМ, на основі:

- аналізу сформованого фінансового, економічного і кадрового станів компанії та визначення пріоритетних завдань на сучасний момент;

- участі в удосконалюванні тарифної політики;

- моніторингу виконання зобов’язань щодо зниження збитків від:

1) недовідпуску електроенергії;

2) низької якості електроенергії;

3) технологічних витрат електроенергії;

- впливу на формування пакета інвестиційних програм;

- контролю діяльності з підтримки основних виробничих фондів у обсязі, необхідному для забезпечення достатнього рівня надійності електропостачання за нормованої якості електроенергії.

8.1.2. Пропозиції Міненерговугілля України щодо  технічної політики в ММЕМ готує дорадчий орган – НТР Міненерговугілля України. НТР здійснює:

- методичне керування  розробленням і впровадженням нової техніки та технологій;

- підготовку пропозицій щодо розроблення та впровадження нової техніки, технологій, галузевих НД, термін їх виконання, виконавців конкретних робіт, переліку наукових проблем, визначаючи пріоритетні напрями та проекти;

- розгляд і обговорення найважливіших науково-технічних проблем.

8.2. Галузева програма науково-дослідних і дослідно-конструкторських робіт

8.2.1. Галузеву програму НДДКР формують на основі:

- програм нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення ММЕМ;

- пропозицій Системного оператора, енергопостачальника;

- пропозицій структурних підрозділів Міненерговугілля України ;

- пропозицій наукових і проектних організацій, випробувальних і сервісних центрів виробників обладнання

8.2.2. Для забезпечення підвищення надійності та ефективності функціонування  ОЕС України, а також підвищення  технічного рівня електроустаткування ПС і ЛЕП щорічно, не пізніше жовтня поточного року, формують або коригують комплексні програми застосування нової техніки на наступний рік, які включають:

- завдання із впровадження нової техніки та технологій;

- завдання з надання послуг науково-технічного характеру;

- завдання із способів підвищення точності вимірювальних приладів і АСОЕ;

- завдання з випробувань проблемного устаткування;

- завдання з розроблення нормативних і методичних документів;

- завдання з розроблення пілотних проектів.

8.3. Основні напрями програм науково-дослідних і дослідно-конструкторських робіт магістральних і міждержавних електричних мереж

8.3.1. Програма НДДКР ММЕМ на середньострокову та довгострокову перспективу  повинна передбачати:

- розроблення системи показників надійності роботи ММЕМ на основі аналізу та прогнозів розвитку ситуації;

- аналіз аварійності та розроблення заходів щодо підвищення надійності ЛЕП і ПС, продовження терміну їх служби, у тому числі захисту від грозових перенапруг, розроблення карт кліматичного районування і карт рівнів ізоляції на території України;

- дослідження тенденцій  змін,  обґрунтування  принципів  і  основних  напрямів розвитку ММЕМ;

- розроблення методичного та нормативно-технічного забезпечення стійкого розвитку ММЕМ на основі Схем розвитку;

- нові  технічні  рішення  та  технології  для  ЛЕП, ПС, РУ, АСУ, РЗА, АСОЕ тощо;

- технічні та організаційні заходи для зниження технологічних витрат електричної енергії в ММЕМ;

- удосконалення інформаційного забезпечення та технічних засобів організації зв'язку;

- дослідження та розроблення принципів нормування надійності ММЕМ;

- нові принципи й технічні рішення для АСУ ММЕМ;

- розроблення перспективних рішень і заходів щодо вдосконалення систем обслуговування об'єктів електричних мереж.

8.3.2. Потрібно розробити нову систему забезпечення ММЕМ НД, як елемента загальної системи забезпечення електроенергетики, НД на таких принципах:

- структура системи НД (галузевих будівельних норм, стандартів організації, міжнародних стандартів, прийнятих як  національні тощо) базується на єдиному переліку об'єктів електроенергетики, що включає і об'єкти ММЕМ;

- наступність  між існуючою і новостворюваною нормативного базою;

- нова система повинна охоплювати всі стадії життєвого циклу об'єктів електричних мереж, а саме:

1)        умови створення об'єкта;

2)         умови організації процесу будівництва;

3)         умови постачання продукції (послуг) для об'єкта;

4)         умови отримання продукції (послуг), виконаних об’єктом;

5)         охорону праці та техніку безпеки в процесі експлуатації об’єкта;

6)        охорону навколишнього середовища;

7)        ліквідацію об’єкта.

8.3.3. У сфері  нормативного забезпечення пріоритетними напрямами є розроблення:

- системи галузевих будівельних норм, стандартів організації та національних стандартів на базі міжнародних стандартів;

- пропозицій про порядок переходу до застосування нових НД  під час розроблення проектної документації, виготовлення будівельних конструкцій, вибору електроустаткування та нового будівництва з урахуванням гармонізації з міжнародними НД;

- основних технічних вимог до вдосконалення та розвитку нормативно-технічної бази для керування функціонуванням і експлуатацією електричних мереж;

- методичних рекомендацій з розрахунку припустимих рівнів електричних наведень і перешкод, припустимих для застосовуваного електроустаткування під час вибору трас і способів прокладання силових кабелів і кабелів вторинних кіл на відкритій частині ПС і в будівлях;

- норм технологічного проектування об'єктів ММЕМ;

- методичних рекомендацій з технічного та економічного обґрунтування застосування в мережах  ММЕМ нових систем і пристроїв автоматизації ( у тому числі АСОЕ), нових принципів побудови електричних мереж і методів підвищення стійкості об'єктів електричних мереж, підвищення надійності електропостачання та якості електроенергії;

- методичних рекомендацій з нормування та забезпечення надійності

електропостачання та якості електричної енергії;

- методичних вказівок із складання Схем розвитку.

8.4. Експериментальне впровадження нових видів електроустаткування, конструкцій і матеріалів (пілотні проекти)

8.4.1. Впроваджувати нову техніку та нові технології, організовувати виконання пілотних проектів треба під час нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення ММЕМ.

8.4.2 Необхідно здійснювати інформування НТР Міненерговугілля щодо результатів «пілотних» проектів, надавати рекомендації щодо їх застосування в різних регіонах країни.

Для вивчення світового досвіду з проблем ММЕМ, впровадження передових технологій і нових видів устаткування, популяризації вітчизняної науки й техніки доцільно забезпечувати представницьку участь українських фахівців і менеджменту ММЕМ у діяльності міжнародних організацій; здійснювати періодичне поширення основних підсумків і матеріалів міжнародних, національних і корпоративних заходів (конференцій, семінарів, виставок тощо).

8.5. Електроустаткування, технології та матеріали

8.5.1. Електроустаткування, технології та матеріали вітчизняного й імпортного виробництва, які використовують на об'єктах ММЕМ, повинні відповідати вимогам стандартів згідно з Законами України «Про стандартизацію» та «Про стандарти, технічні регламенти та процедури оцінки відповідності».

8.6. Удосконалення проектування об'єктів магістральних і міждержавних електричних мереж

8.6.1. Удосконалювати проектно-дослідницьку діяльність треба в таких напрямах:

- забезпечення  в  проектах  раціонального  використання  земель,  охорони навколишнього середовища, а також безпеки об'єктів електричних мереж;

- поліпшення якості  проектування  та  скорочення  термінів  виконання проектної документації на основі автоматизації проектних робіт, використання системи менеджменту якості проектної продукції відповідно до вимог ISО 9001;

- перегляд НД із проектної та дослідницької діяльності;

- застосування в проектах прогресивних технічних рішень, електроустаткування, конструкцій  і  матеріалів,  нових  технологій  проведення будівельних робіт;

- організація експертизи проектів;

- створення системи автоматизованого проектування об'єктів електричних мереж;

- використання апробованих проектних рішень під час виконання проектних робіт;

- ТЕО прийнятих проектом варіантів.

8.6.2. Необхідно передбачати галузеву техніко-технологічну експертизу виконаних проектів з метою їх перевірки на відповідність:

- вимогам міжнародної, національної і галузевої стандартизації;

- показників нових і реконструйованих об’єктів ММЕМ показникам прогресивності (функціональним, економічним, екологічним, безпеки)  згідно з додатком А;

- технологій, устаткування і матеріалів умовам застосування;

- конструктивної надійності об’єктів ММЕМ кліматичним навантаженням і впливам;

- електричної та екологічної безпеки об'єктів ММЕМ вимогам відповідних НД.

8.7. Керування технічною політикою на рівні Системного оператора

8.7.1. На рівні Системного оператора здійснюється керування технічною політикою щодо координації робіт з розроблення та організації впровадження інноваційної техніки й технологій, спрямованих на підвищення ефективності функціонування ММЕМ, зниження витрат з експлуатації та підвищення надійності роботи ММЕМ, це здійснює НТР Системного оператора, яка є постійно діючим дорадчим органом. Рішення НТР є обов'язковими для всіх експлуатантів ММЕМ.

На своїх засіданнях НТР:

-           розглядає і затверджує перелік НДДКР;

-          розглядає прийняті під час розроблення Схем розвитку схеми видачі потужності електричних станцій, принципові технічні рішення щодо об'єктів інвестиційної програми;

-          розглядає пропозиції щодо застосування інноваційного устаткування під час розроблення схем розвитку ММЕМ;

-         аналізує виконання робіт з розроблення інноваційної техніки та технологій і підготовку відповідних висновків і пропозицій;

-         розглядає і затверджує типові рішення;

-         розглядає доцільність виконання НДДКР і їхніх результатів;

-          розглядає питання розвитку методології проектування, експлуатації, діагностики та ремонтів об'єктів ММЕМ.

8.7.2. Процес формування й затвердження переліку НДДКР містить у собі такі стадії:

–         структурні підрозділи Системного оператора розробляють і подають НТР перелік пріоритетних науково-технічних проблем, на підставі якого формують основні напрями переліку НДДКР;

–        структурні підрозділи Системного оператора, наукові та проектні організації готовлять конкретні пропозиції з реалізації НДДКР  відповідно до переліку;

–        пропозиції проходять експертизу у Системного оператора відповідно до загальних критеріїв відбору НДДКР. Формують перелік НДДКР, який схвалюється на засіданні НТР і затверджується наказом;

–        У процесі реалізації НДДКР Системний оператор контролює виконання договорів з НДДКР. При цьому результати робіт піддаються внутрішній і зовнішній (із залученням спеціалізованих організацій) експертизі, за результатами якої приймають рішення: або щодо продовження робіт ,або щодо їхнього припинення, або коригування. Результати НДДКР, які задовольняють вимогам технічного завдання і пройшли експертизу у Системного оператора, а також рекомендації з їхнього впровадження НТР, також затверджуються наказом Системного оператора.

 

 

 

9. НОРМАТИВНО-ТЕХНІЧНЕ ТА ЗАКОНОДАВЧЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ КЕРУВАННЯ ТЕХНІЧНОЮ ПОЛІТИКОЮ

9.1. Загальні вимоги до нормативних документів  

Згідно з Указом Президента України від 12 березня 2012 року № 187/2012 «Про Національний план дій на 2012 рік щодо впровадження Програми економічних реформ на 2010 - 2014 роки "Заможне суспільство, конкурентоспроможна економіка, ефективна держава» національні стандарти мають бути гармонізованими із міжнародними та європейськими стандартами на рівні, не меншому ніж 80 % загального обсягу.

Втілення в життя технічної політики у сфері будівництва та експлуатації ММЕМ має здійснюватися шляхом створення сучасної бази НД та контролю за їх виконанням. Це дасть змогу:

- підвищувати надійність і ефективність експлуатації ММЕМ;

- підвищувати моніторинг і керованість усіма елементами мережі;

- надавати достатньої «гнучкості» схемі ММЕМ;

- забезпечувати комплексну систему безпеки технологічних об’єктів Системного оператора.

Відомості щодо першочергової потреби в перегляді чинних та в розробленні нових НД наведено в додатку Б.

9.2. Нормативно-технічне забезпечення розвитку і сталого функціонування об’єднаної енергетичної системи України

9.2.1. Основний напрям реалізації технічної політики – це оновлення та гармонізація до міжнародних стандартів нормативно-технічної бази  ОЕС України.

Шляхи реалізації технічної політики:

-       ведення актуального реєстру (покажчика) чинних НД у сфері електроенергетики;

-       створення і ведення повнотекстової бази даних чинних НД  у сфері електроенергетики;

-       розроблення і виконання  галузевих програм і планів розроблення та перегляду НД;

-       підготовка і виконання програм і планів розроблення та перегляду НД  для потреб ММЕМ;

-       розроблення і впровадження корпоративних стандартів Системного оператора.

-       розроблення комплексної програми технічного аудиту.

9.2.2. Вимоги до порядку розроблення або перегляду НД встановлено ДСТУ 1.0, ДСТУ 1.2, ДСТУ 1.3, ДСТУ 1.5 тощо та стандартами підприємств.

9.2.3. Розроблення та удосконалення методичного забезпечення технічного обслуговування та ремонту об'єктів ММЕМ передбачає:

-         розроблення і удосконалення нормативно-технічної документації з ТОіР;

-         створення технологічних карт, методик та інструкцій з ТОіР;

-         методики оцінки ресурсних показників устаткування ПС і ЛЕП;

-          оцінка економічних показників ТОіР.

9.3. Перегляд  та розроблення стандартів

Системний оператор здійснює діяльність у сфері вдосконалювання нормативно-технічного (технологічного) забезпечення процесів, яку  спрямовано на досягнення таких цілей:

–        введення зрозумілої, зручної, спрямованої на потреби енергокомпанії системи НД;

–        відновлення та актуалізація нормативної бази шляхом реалізації програм і планів розроблення та перегляду НД;

–        впровадження на всіх рівнях керування системного оператора системи НД, що забезпечують функціонування й розвиток ММЕМ.

Системний оператор формує  об’єктно-орієнтовану систему нормативної бази  у складі:

–                  НД 1-го рівня – об’єктно-орієнтовна система стандартів організації, що містять тільки вимоги й норми;

–                  НД 2-го рівня − НД, що забезпечують вимоги стандартів (рекомендації, посібники, методики, методичні вказівки, інструкції, карти забруднень, кліматичні карти, типові технічні рішення, типові технологічні карти, типові схеми тощо).

Стандарти Системного оператора потрібно розробляти відносно об'єктів ММЕМ (технічні системи, устаткування, технології тощо), перелік яких затверджують і обновляють у встановленому порядку (таблиця 9.1).

Для кожного об'єкта ММЕМ передбачено такі типи стандартів:

–      технічні вимоги (загальні технічні вимоги);

–    вимоги з організації експлуатації та технічного обслуговування. Сфера застосування таких стандартів охоплює процеси експлуатації, ТОіР, утилізації;

–    методи (способи) підтвердження відповідності (методи випробувань);

–   охорона праці й техніка безпеки. Сфера застосування таких стандартів охоплює технічні вимоги із забезпечення безпеки під час ТОіР.

Таблиця 9.1– Керування нормативним забезпеченням

 

9.4. Поновлення та удосконалення нормативної бази магістральних та міждержавних електричних мереж

Поновлення та удосконалення нормативної бази ММЕМ здійснюють шляхом створення і реалізації перспективних програм і річних планів розроблення та перегляду НД.

Програми та плани коригують на основі аналізу актуальності відповідних чинних НД, виявлення потреби в розробленні або переробленні НД, у тому числі для реалізації технічної політики. Розроблення або перегляд НД здійснюють відповідно до Технічної політики про порядок розроблення та перегляду стандартів підприємства.

Необхідно суттєво поновити НД щодо технічної політики у сфері експлуатації пристроїв РЗА, керування якістю електроенергії, діагностики КЛ, комплексній системі безпеки технологічних об’єктів Системного оператора, експлуатації КЛ 110-500 кВ, допомоги диспетчерській службі Системного оператора в ОТУ. Доцільно у найближчий час розробити Галузеві програми розвитку ММЕМ, запропоновані в цій Технічній політиці (додаток Б):

- інженерно-технічні засоби охорони ПС;

- ЄІКМЕ;

- АСОЕ;

- автоматизована система контролю параметрів якості електричної енергії тощо (додаток Б).

Таким чином, створення сучасної нормативної бази шляхом перегляду та розроблення науково-технічної документації дасть змогу на всіх рівнях керування надійно впроваджувати єдину державну технічну політику розвитку і функціонування ММЕМ за єдиними вимогами та гармонізувати їх із міжнародними та європейськими стандартами. Також це дасть можливість більш ефективно контролювати реалізацію технічної політики в усіх напрямах, підвищувати надійність електричних мереж, покращувати заходи щодо зниження втрат електроенергії в електричних мережах, підвищувати пропускну здатність електромереж.

Ці заходи дадуть змогу забезпечувати нормовані показники якості електричної енергії, безпеку та ефективність експлуатації електричних мереж і охорони ПС, покращувати оцінку стану основного устаткування та технічні рішення і рекомендації з реконструкції та модернізації об’єктів ММЕМ – їх надійність, живучість, безпеку, у тому числі комплексну безпеку технологічних об’єктів Системного оператора та економічність.

Оновлення та актуалізація НД дадуть змогу забезпечити стійке функціонування та розвиток ММЕМ, не допускати їх спотворення.