Пособие по изучению "Техническая эксплуатация электрических станций и сетей" - Оперативно-диспетчерское управление

13.1 Задачи и организация управления
13.1.1 В электроэнергетике Украины действует единая централизованная диспетчерская система оперативно-технологического управления производством, передачей и распределением электрической энергии с учетом режимов централизованного теплоснабжения. Централизованная диспетчерская система объединяет работу всех уровней оперативно-диспетчерского управления, которые действуют в электроэнергетической области ОЭС Украины.
Централизованное диспетчерское управление распространяется на все субъекты предпринимательской деятельности электроэнергетики, подключенные к ОЭС Украины, а также на межгосударственные электрические связи с энергосистемами сопредельных государств.
13.1.2 НЭК "Укрэнерго" и ее подразделения - региональные электроэнергетические системы (ЭЭС) должны выполнять функции централизованного диспетчерского управления объектами электроэнергетики, подключенными к ОЭС Украины для обеспечения:
• надежной параллельной работы электрических станций в составе ОЭС Украины;
• надежной параллельной работы ОЭС Украины с энергосистемами сопредельных государств;

1. поддержания сбалансированного режима между потребляемой и генерируемой электрическими мощностями в ОЭС Украины;
2. надежной и бесперебойной передачи электроэнергии через основную сеть ОЭС Украины энергоснабжающим компаниям и потребителям, которые питаются от основной сети ОЭС;
3. соблюдения требований энергетической безопасности Украины.

Энергогенерирующие, энергоснабжающие компании и прочие самостоятельные субъекты электроэнергетики подчиняются централизованному диспетчерскому управлению ОЭС Украины и выполняют функции относительно обеспечения:
• надежной параллельной работы своих электрических станций в составе ОЭС Украины;
• надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей от распределительной сети;
• соблюдения требований энергетической безопасности Украины.
13.1.3 В ОЭС Украины оперативно-диспетчерское управление должно быть организовано по иерархической структуре, которая предусматривает распределение функций оперативного управления между отдельными уровнями, а также обязательную подчиненность низших уровней оперативного управления высшим.
Организационную структуру оперативно-диспетчерского управления в ОЭС Украины от уровня НЭК "Укрэнерго" до уровня энергоснабжающих компаний и электростанций системного значения энергогенерирующих компаний (ТЭС с энергоблоками, АЭС, ГЭС Днепровского и Днестровского каскадов) определяет НЭК "Укрэнерго" как орган высшего уровня оперативно-диспетчерского управления ОЭС Украины, уполномоченный Минтопэнерго.
Структуру оперативного управления на энергообъектах несистемного значения в энергогенерирующих и энергоснабжающих компаниях или самостоятельных субъектов электроэнергетики устанавливает руководство этих энергокомпаний (субъектов) с соблюдением требований настоящих Правил и по согласованию с региональными ЭЭС.
13.1.4 Функции оперативного управления выполняют:

1. в ОЭС Украины - диспетчерская служба НЭК «УКРЭНЕРГО»
2. в ЭЭС - центральная диспетчерская служба (ЦДС) ЭЭС, а в структурных подразделениях ЭЭС - магистральных электрических сетях(МЭС) -оперативно-диспетчерская служба (ОДС) или оперативно-диспетчерские группы (ОДГ) МЭС, оперативный персонал подстанций 220 кВ и выше;

• на электростанциях, источниках теплоснабжения (ИТ) энергокомпаний, самостоятельных субъектов по производству электрической и тепловой энергии - оперативный персонал в смене электростанций, ИТ и т.д.;

1. в энергоснабжающей компании - диспетчерская служба энергокомпании, диспетчерские службы электросетей или ОДГ районов электрических сетей (РЭС), оперативный персонал подстанций 110-150 кВ, оперативный персонал генерирующих источников энергоснабжающей компании;

13.1.5 В ОЭС Украины должно быть организовано непрерывное оперативное управление для обеспечения согласованной работы отдельных объектов электроэнергетики генерирующих, передающих и снабжающих энергокомпаний или самостоятельных субъектов электроэнергетики, которые работают в составе ОЭС Украины.
Задачами оперативного управления в ОЭС Украины являются :

1. разработка и ведение нормальных и ремонтных режимов работы электростанций, магистральных и распределительных сетей, которые обеспечивают заданные условия энергоснабжения потребителей;
2. обеспечение надежного и устойчивого функционирования ОЭС Украины и ее параллельной работы с энергосистемами сопредельных государств;
3. планирование и ведение режима работы ОЭС Украины по обеспечению активной мощности и частоты (в режимах обособленной работы) с учетом условий работы оптового рынка электрической энергии Украины;
4. выполнение требований по обеспечению качества электрической энергии и тепла;
5. режимное обеспечение экономичности работы ОЭС Украины и ЭЭС, объектов электроэнергетики по рациональному использованию энергоресурсов, соблюдению режимов потребления энергии;
6. предотвращение и ликвидация технологических нарушений при производстве, передаче и распределении электрической энергии и тепла;
7. осуществление оперативного обслуживания и контроля за работой устройств РЗА, автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) и средств диспетчерско-технологического управления (СДТУ).

13.1.6 На объектах электроэнергетики, в соответствии с действующей структурой оперативного обслуживания, должно быть организовано круглосуточное оперативное управление оборудованием, задачами которого являются:
• подготовка и ведение необходимого режима работы;
• подготовка и проведение переключений, пусков и остановов;

1. предотвращение, локализация и ликвидация технологических нарушений, восстановление необходимого режима работы;
2. подготовка к проведению ремонтных работ.

13.1.7 Оперативный персонал объектов электроэнергетики всех субъектов ОЭС Украины, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, несет полную ответственность за выполнение распоряжений дежурного диспетчера НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС по вопросам, входящим в их компетенцию (оперативное управление, оперативное ведение), а диспетчеры НЭК «Укрэнерго» и ЦДС ЭЭС - за обоснованность своих распоряжений.
13.1.8 В ОЭС Украины все линии электропередачи, оборудование, теплопроводы и устройства РЗА, АСДУ, СДТУ электростанций и сетей должны быть распределены по уровням диспетчерского управления сверху вниз соответственно иерархии диспетчерского управления.
Для каждого диспетчерского уровня должны быть установлены две категории управления оборудованием и сооружениями - оперативное управление и оперативное ведение.
13.1.9 В оперативном управлении дежурного диспетчера должны быть линии электропередачи, оборудование, теплопроводы, устройства РЗА, АСДУ, СДТУ, операции с которыми должны проводиться им самостоятельно или под его руководством и требуют координации действий подчиненного оперативного персонала и согласованных изменений на нескольких объектах.
13.1.10 В оперативном ведении дежурного диспетчера должны быть линии электропередачи, оборудование, теплопроводы, устройства РЗА, АСДУ, СДТУ, состояние и режим которых влияют на имеющуюся мощность и резерв электростанций, режим и надежность работы сетей ОЭС Украины в целом, а также настройку устройств РЗА, АСДУ, СДТУ.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны проводиться с разрешения диспетчера, в ведении которого находятся оборудование и устройства.
13.1.11 Перечни линий электропередачи, оборудования, теплопроводов, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ, которые находятся в оперативном управлении или оперативном ведении оперативного персонала энергокомпании или самостоятельного субъекта электроэнергетики, должны быть составлены с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены соответственно руководством энергокомпании, структурного подразделения энергокомпании, самостоятельного субъекта электроэнергетики в установленном порядке.
НЭК «Укрэнерго» разрабатывает и сообщает в ЭЭС утвержденный руководством (главным диспетчером) НЭК «Укрэнерго» перечень оборудования, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ, которые находятся в оперативном управлении или ведении диспетчера НЭК «Укрэнерго» .На основании этого перечня ЭЭС составляет для энергообъектов региона аналогичный перечень, дополняя его оборудованием и устройствами, которые находятся в управлении или ведении диспетчера ЦДС ЭЭС. Этот перечень утверждает руководство (главный диспетчер) ЭЭС. На основании указанного перечня в энергокомпании и на энергообъекте составляют свой перечень, который утверждает технический руководитель энергокомпании и/или энергообъекта и который является единым документом, который устанавливает оперативное подчинение оборудования энергообъекта по способу оперативно-диспетчерского управления для его работы в составе ОЭС Украины.
13.1.12 Параллельная работа энергообъектов энергокомпаний всех форм собственности в составе ОЭС Украины осуществляется на основании договоров о параллельной работе и положений об оперативно-технических отношениях (которые являются дополнением к договорам), заключенных энергокомпаниями с НЭК «Укрэнерго» как с компанией, являющейся собственником системообразующих сетей и осуществляющей централизованное диспетчерское управление ОЭС Украины.
В договоре и положении об отношениях на право работы в составе ОЭС Украины в обязательном порядке должны быть четко и полностью отображены основные вопросы взаимодействия субъекта с НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, а также вопрос централизованного диспетчерского управления с указанием уровня ответственности каждого из участников договора (положения).
Требования договоров НЭК «Укрэнерго» с энергокомпаниями и другими самостоятельными субъектами электроэнергетики по системным вопросам и условиям их работы в составе ОЭС Украины должны учитываться НКРЭ в случае выдачи энергообъектам лицензии на соответствующие виды деятельности в электроэнергетике (производство и передачу электроэнергии, энергоснабжение).
В случае отсутствия взаимосогласованных договоров о параллельной работе и положений об оперативно-технических отношениях робота энергокомпаний и самостоятельных субъектов электроэнергетики в составе ОЭС Украины не допускается.
13.1.13 Оперативно-диспетчерское управление в ОЭС Украины должно осуществляться с диспетчерских пунктов и щитов управления, оснащенных средствами диспетчерского и технологического управления, системами контроля и записи оперативных переговоров, а также необходимой оперативной документацией.
На диспетчерских пунктах и щитах должны находиться утвержденные в установленном порядке перечни видов оперативной документации.
13.1.14 В НЭК «Укрэнерго» и ее ЭЭС, на энергообъектах энергокомпаний и самостоятельных субъектов должны быть разработаны инструкции по оперативно-диспетчерскому управлению, ведению оперативных переговоров и записей, проведению переключений и ликвидации технологических нарушений с учетом специфики и структурных особенностей ЭЭС или энергообъекта, программы и бланки переключений.
Все оперативные переговоры, оперативно-диспетчерская документация на всех уровнях диспетчерского управления в ОЭС Украины должны вестись с применением единой общепринятой терминологии, типовых распоряжений, сообщений и записей.

13.2 Планирование режима работы

13.2.1 При планировании режима работы должны быть обеспечены:
• сбалансированность графиков потребления электрической мощности потребителями и производства электрической мощности электростанциями, входящими в ОЭС Украины с учетом перетоков электрической мощности по межгосударственным линиям электропередачи, наличия энергоресурсов, состояния оборудования, реальных режимов и пропускной возможности электрических сетей;

1. соблюдение условий параллельной работы ОЭС Украины с энергосистемами других государств;
2. эффективность принципов оперативного управления режимами работы и функционирования устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;
3. надежность и экономичность производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии;
4. создания необходимого вращающегося резерва мощности для обеспечения стабильной работы ОЭС Украины с учетом условий работы оптового рынка электрической энергии Украины;
5. выполнения графиков ремонта основного оборудования энергообъектов с учетом энергобаланса и условий работы оптового рынка электрической энергии Украины;

13.2.2 Планирование режимов работы в ОЭС Украины должно проводиться на долгосрочные и краткосрочные периоды и осуществляться на основании:

1. данных суточных ведомостей и статистических данных ЭЭС, ОЭС Украины, энергообъектов за предыдущие дни и периоды;
2. прогноза нагрузки энергообъектов, ЭЭС и ОЭС Украины на планируемый период;
3. данных ДП "Энергорынок" по ценовым заявкам ТЭС энергогенерирующих компаний (ТЭЦ энергоснабжающих компаний) и заявок энергоснабжающих компаний на режимы суточного (недельного) электропотребления;
4. результатов контрольных измерений перетоков мощности, нагрузок и уровней напряжения в контрольных узлах ОЭС Украины, которые должны проводиться два раза в год в рабочие дни июня и декабря;
5. данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи;

13.2.3 Долгосрочное планирование режима ОЭС Украины, региона ЭЭС и энергообъектов должно осуществляться для характерных периодов года (годовые максимум и минимум нагрузок, период паводка, отопительный период и т.д.).
Долгосрочное планирование режима работы ОЭС Украины осуществляется НЭК «Укрэнерго», оно должно предусматривать:
• составление прогнозируемых годовых, квартальных, месячных балансов электрической энергии и баланса мощности в часы максимума нагрузок;
• создание необходимого резерва мощности на электростанциях на основании требований режима работы ОЭС Украины;

1. составление, с учетом режима ОЭС Украины, годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, подстанций и линий электропередачи, тепловых сетей и ИТ, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;

• разработку оперативных схем соединений электростанций, подстанций, электрических и тепловых сетей для нормальных и ремонтных режимов;
• расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новых генерирующих мощностей объектов и оборудования основной сети ОЭС Украины и сетевых объектов ЭЭС и выбора параметров настройки устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;

1. расчеты и определение максимально и аварийно допустимых значений перетоков мощности с учетом нормативных запасов устойчивости на линиях электропередачи (сечениях) для нормальных эксплуатационных и ремонтных схем сети;
2. расчет максимально допустимой мощности электростанций по условиям сохранения устойчивости;
3. разработку и выдачу заданий относительно графиков ограничений и аварийных отключений потребителей по автоматической частотной разгрузке (АЧР);
4. согласование технических решений по внедрению автоматики частотного деления и выделение электрических станций (энергоблока)на сбалансированную нагрузку с целью сохранения устойчивости выделенной части ЭЭС, обеспечения питания СН;
5. расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов работы, электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор параметров устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;
6. составление и уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;

• определение потребности в новых устройствах РЗА, АСДУ, СДТУ. Долгосрочное планирование режима работы энергокомпаний и энергообъектов должно предусматривать:

1. составление с учетом режима ОЭС Украины годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, подстанций и линий электропередачи, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;
2. разработку оперативных схем соединений электростанций, подстанций, электрических и тепловых сетей для нормальных и ремонтных режимов;
3. расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом введения новых генерирующих мощностей объектов и оборудования основной сети ОЭС Украины и сетевых объектов ЭЭС и выбора параметров настройки устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;
4. выполнение заданий НЭК «Укрэнерго» по графикам объемов ограничений и аварийных отключений потребителей и по объемам и уставкам АЧР;
5. расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов работы, электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей возможности выключателей, а также выбор параметров устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;
6. составление и уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;
7. определение потребности в новых устройствах РЗА, АСДУ, СДТУ;
8. разработку и выполнение технических решений по внедрению автоматики частотного деления и выделения электрических станций(энергоблоков) на сбалансированную нагрузку с целью обеспечения питания СН.

13.2.4 Краткосрочное планирование режима ОЭС Украины, ЭЭС, электростанций, источников теплоснабжения, тепловых и электрических сетей должно проводиться с опережением от 1 суток до 1 недели.
Краткосрочное планирование должно предусматривать:

1. прогноз суточного графика потребления электрической мощности ОЭС Украины, энергоснабжающих компаний, регионов ЭЭС;
2. создание необходимого резерва мощности на электростанциях на основании требований режима работы ОЭС Украины;
3. установление суточных графиков производства электрической энергии и мощности для регионов ЭЭС, электростанций, отдельных энергоустановок по условиям работы оптового рынка электрической энергии Украины;

• решение по заявкам на согласованный вывод в ремонт (резерв)или включение в работу основного и вспомогательного оборудования с учетом мер по ведению режима, изменению параметров настройки устройств РЗА, АСДУ, СДТУ.
13.2.5 Составленные ДП "Энергорынок" в соответствии с правилами оптового рынка электрической энергии Украины суточные почасовые графики активной нагрузки и резерва мощности ОЭС Украины, ЭЭС, электростанций и отдельных энергоустановок утверждаются руководством ДП "Энергорынок" и руководством НЭК «Укрэнерго» и доводятся соответствующим диспетчерским службам.
Прогнозируемые графики нагрузки отдельных энергоустановок на электростанции должны быть утверждены техническим руководителем этой электростанции.
Графики нагрузки гидроэлектростанций должны учитывать потребности смежных областей народного хозяйства (судоходства, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения и т.д.) соответственно действующим межведомственным документам.
При разработке суточного графика нагрузки ОЭС Украины (краткосрочное планирование) на электростанциях должен предусматриваться суммарный вращающийся резерв по первичному и вторичному регулированию частоты и перетоков мощности не менее 400 Мвт с уточнением его необходимой величины центральным органом диспетчерского управления ОЭС Украины (НЭК «Укрэнерго») в зависимости от особенностей режимов работы ОЭС.
Энергогенерирующие компании обязаны представлять ценовые заявки на все энергоблоки, которые находятся в работе и резерве.

13.2.7 Годовые графики ремонта линий электропередачи и оборудования подстанций, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ, оборудования тепловых сетей и ИТ должны быть утверждены соответственно руководством НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС, энергогенерирующей и энергоснабжающей компаний, техническим руководителем энергообъекта в зависимости от уровня оперативного подчинения.

1. Электростанции, другие производители и поставщики электроэнергии, энергоснабжающие компании, а также потребители, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, должны выполнять требования, касающиеся применения утвержденных графиков ограничений и аварийного отключения потребителей, а также применения систем противоаварийного управления для снижения энергопотребления, разработанных соответственно действующим нормативным документам (НД).
2. В ОЭС Украины решение о вводе в действие графиков ограничений потребителей должно приниматься руководством НЭК «Укрэнерго» (руководитель, главный диспетчер) по согласованию с руководством Минтопэнерго Украины. Графики ограничений потребителей вводятся в действие через диспетчеров НЭК «Укрэнерго» и ЦДС ЭЭС.

Решение о введении в действие графиков аварийных отключений потребителей должно приниматься дежурным диспетчером НЭК «Укрэнерго» по согласованию с ее руководством (руководителем, главным диспетчером) или самостоятельно в соответствии с действующими инструкциями. Графики аварийных отключений вводятся в действие дежурными диспетчерами НЭК «Укрэнерго» и ЦДС ЭЭС.
13.2.10 Должностные лица, которые принимают решение о введении графиков ограничений и аварийных отключений, несут персональную ответственность за обоснованность таких решений.
Руководство энергоснабжающей компании несет персональную ответственность за выполнение заданных для нее объемов ограничений и аварийных отключений.
Оперативный персонал энергоснабжающих компаний и их структурных подразделений отвечает за своевременность и точность выполнения распоряжений вышестоящего оперативного персонала относительно выполнения заданных графиками объемов аварийных отключений.
13.2.11 Для предупреждения нарушения режимов работы ОЭС Украины или ее отдельных частей, обеспечения надежной и безопасной работы энергообъектов при производстве, передаче и поставке электрической энергии в составе комплекса мер противоаварийного управления предусматривается САОН.
Объем нагрузок, подключаемых к САОН, и их использование по условиям аварийных режимов работы ОЭС Украины и ЭЭС, энергоснабжающих компаний должны определяться соответственно НЭК «Укрэнерго» (САОН системного назначения) и энергокомпанией (местная САОН).
Условия подключения потребителей к САОН устанавливают энергокомпании.
Решение о введении в работу САОН системного значения утверждается руководством Минтопэнерго Украины, а местной САОН - руководством энергокомпании.

1. Оперативное введение в действие САОН (отключение нагрузки кнопками (ключами) САОН) должно осуществляться по команде дежурного диспетчера НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС.
2. В ОЭС Украины должны действовать общесистемное АЧР и частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ).

НЭК «Укрэнерго» ежегодно должна готовить и утверждать в Минтопэнерго Украины специальное решение относительно принципов формирования АЧР (ЧАПВ) в ОЭС Украины.
На основе утвержденного решения относительно принципов формирования АЧР (ЧАПВ) НЭК «Укрэнерго» должна задавать ЭЭС, а ЭЭС энергоснабжающим компаниям объем и диапазоны уставок АЧР и ЧАПВ.
Соответственно заданным НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС объемам и распределению их по очередям АЧР и ЧАПВ энергоснабжающие компании по согласованию с ЭЭС должны распределить размещение АЧР и ЧАПВ на подстанциях обслуживаемой ими зоны, в том числе на подстанциях основной сети ОЭС Украины, с учетом категорий потребителей энергоснабжения и схем питания.
Перечень присоединений, подключенных к устройствам АЧР с указанием объема отключаемых нагрузок, уставок устройств АЧР должен быть утвержден руководством энергоснабжающей компании и представлен в соответствующую ЭЭС. АЧР должна формироваться из нагрузки потребителей любой категории исходя из надежности энергоснабжения (кроме особой группы потребителей І категории). В зависимости от категорий надежности энергоснабжения ответственные потребители должны присоединяться к наиболее отдаленным по вероятности срабатывания очередям АЧР.
Необходимые объемы АЧР должны обеспечиваться и в том случае, когда значительную часть нагрузки составляют ответственные потребители.
13.2.14 Устройства АЧР должны быть постоянно включены в работу с заданными объемами нагрузки, уставками срабатывания по частоте и выдержкам времени. Оперативному персоналу запрещается самовольно выводить потребителей из-под действия АЧР, переключать отключенную АЧР нагрузку на источники питания, оставшиеся в работе. Если присоединения, заведенные под действие АЧР, имеют АВР, то действием АЧР должна быть блокирована работа АВР.

1. Персонал ЭЭС обязан систематически контролировать уставки и техническое состояние устройств АЧР, в том числе на подстанциях энергоснабжающих компаний и на объектах потребителей.
2. Потребители обязаны обеспечивать беспрепятственный доступ контролирующего персонала ЭЭС и энергоснабжающих компаний для надзора за техническим состоянием устройств АЧР и контроля объемов подключенной нагрузки и уставок..
3. Руководство энергоснабжающих компаний, потребителей обязано нести персональную ответственность за техническое состояние и эксплуатацию устройств АЧР, установленных на их объектах.
4. Величина нагрузки, фактически подключенной к отдельным очередям устройств АЧР и САОН, должна измеряться два раза в год (в июне и декабре) в контрольные часы, установленные НЭК «Укрэнерго».

13.2.19 Порядок составления и введения в действие графиков ограничения и аварийного отключения потребителей, применения противоаварийных систем снижения электропотребления должен определяться отдельной инструкцией, согласованной с НКРЭ.
Органы государственного надзора в электроэнергетике, НКРЭ должны вести контроль за правильным использованием режимов ограничения потребления.

13.3 Управление режимом работы
13.3.1 Основным документом, определяющим работу всех субъектов электроэнергетики в ОЭС Украины, является суточный диспетчерский график нагрузки с почасовым распределением.
Все субъекты предпринимательской деятельности независимо от их форм собственности и ведомственной принадлежности обязаны строго соблюдать суточный диспетчерский график нагрузки и установленный график потребления, принимая, соответственно, все необходимые меры по их выполнению.
Электростанции и источники теплоснабжения обязаны в нормальных условиях выполнять заданный диспетчерский график нагрузки и включенного резерва.
Энергоснабжающие компании и потребители обязаны четко придерживаться утвержденных графиков потребления электрической энергии.

1. Вынужденное, из условий безопасной работы ОЭС Украины и ЭЭС, изменение графика перетока мощности через магистральные электрические сети ОЭС Украины или через межгосударственные электрические связи может проводиться по распоряжению дежурного диспетчера НЭК «Укрэнерго».
2. Регулированием частоты электрического тока и мощности в ОЭС Украины (ЭЭС) должно быть обеспечено:
3. для режима обособленной работы ОЭС Украины от ЕЭС России (для ЭЭС, работающей изолированно ) – поддержание частоты электрического тока соответственно требованиям ГОСТ 13109 "Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения" (далее ГОСТ 13109);
4. для режима параллельной работы ОЭС Украины с ЕЭС России или отдельных частей ОЭС Украины, которые работают параллельно с ОЭС других стран, - поддержание заданных суточных графиков мощности (сальдо) мощности с ЕЭС России (ОЭС других стран) или сальдо перетоков мощности ОЭС Украины с коррекцией по частоте;

• ограничение перетоков мощности по условиям устойчивой работы ОЭС Украины, ЭЭС, нагрева проводов линий электропередачи, перегруза оборудования.
13.3.8

1. В случае невозможности в ОЭС Украины ведения автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (отсутствие или неисправность системы АРЧМ, ограничение по режиму), регулирование частоты и перетоков (сальдо) мощности через межгосударственные или внутренние магистральные электрические сети обязан осуществить дежурный диспетчер НЭК «Укрэнерго» или по его поручению дежурный диспетчер ЭЭС.
2. В случае снижения частоты в ОЭС Украины или в обособленно работающей ЭЭС ниже установленных пределов дежурный диспетчер НЭК «Укрэнерго» или дежурный диспетчер обособленно работающей ЭЭС обязан ввести в действие имеющиеся резервы мощности.

В случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся резервы мощности использованы, дежурные диспетчеры НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, энергоснабжающих компаний обязаны обеспечить восстановление нормальной частоты путем ограничения потребления мощности или отключения потребителей.
Для предупреждения развития технологических нарушений на электростанциях при условии угрозы критического снижения частоты электрического тока в сети ОЭС Украины, отключения технологического оборудования и полного обесточения станции должна предусматриваться , как правило, автоматика отделения электростанции или одного энергоблока от ОЭС на выделенную нагрузку СН и нагрузку местного района.
Техническое обоснование внедрения такой автоматики, ее уставки по частоте и времени, а также режимы ввода в работу и вывода из работы этой автоматики определяет ЭЭС по согласованию с НЭК «Укрэнерго».
13.3.12 В случае превышения разрешенного максимального или аварийно-допустимого перетока активной мощности через отдельную перемычку дежурный диспетчер НЭК «Укрэнерго», дежурный диспетчер дефицитной ЭЭС обязан немедленно принять оперативные меры для ее разгрузки, используя регулирующие резервы электростанций и меры оперативного снижения потребления (графики аварийного отключения, кнопки САОН).
В случае достижения перетока мощности через межгосударственные линии электрической связи предельных значений, предусмотренных межгосударственными договорами и режимными инструкциями, диспетчеры НЭК «Укрэнерго», ЭЭС обязаны действовать соответственно действующим инструкциям.

1. В режимах обособленной работы ОЭС Украины с ЕЭС России ответственность за поддержание частоты в ОЭС Украины несет дежурный диспетчер НЭК «Укрэнерго», а в обособленно работающих ЭЭС – дежурные диспетчеры ЭЭС.

Руководители НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС, энергоснабжающих компаний, диспетчерских служб НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС, энергоснабжающих компаний и их структурных подразделений несут, в пределах своих обязанностей, персональную ответственность за своевременное введение и эффективность действия графиков ограничений и аварийного отключения, АЧР, САОН.
13.3.15 Регулированием напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:

1. соответствие показателей напряжения требованиям ГОСТ 13109;
2. необходимый запас устойчивости и допустимые уровни напряжения в контрольных узлах ОЭС Украины;
3. соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей;
4. минимальные потери электроэнергии в электрических сетях ЭЭС и энергоснабжающих компаний.

13.3.16 Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должно осуществляться в контрольных узлах в соответствии с утвержденным в установленном порядке на каждый квартал графиком напряжения в зависимости от времени или характеристик зависимости напряжения от параметров режима с учетом состава включенного оборудования.
Характеристики регулирования и графики напряжения в контрольных узлах должны быть определены соответствующими службами НЭК «Укрэнерго» и ее ЭЭС на следующий квартал и корректироваться, в случае необходимости, во время краткосрочного планирования режима.
Контрольные узлы должны быть определены соответствующими службами НЭК «Укрэнерго» и ее ЭЭС, энергоснабжающих компаний в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этих узлах на устойчивость и потери электроэнергии в ОЭС Украины.
Регулирование напряжения должно осуществляться преимущественно средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии - оперативным персоналом электростанций и подстанций под контролем дежурного диспетчера соответствующих диспетчерских служб НЭК «Укрэнерго» ЭЭС, энергоснабжающих компаний.
13.3.17 На трансформаторах и автотрансформаторах, оснащенных устройствами РПН, энергоснабжающих компаний или самостоятельных субъектов электроэнергетики, питающих распределительные сети 6-35 кВ, должны быть, как правило, включены автоматические регуляторы напряжения. Отключение автоматических регуляторов допускается только по заявке.
На трансформаторах в распределительной сети 6-35 кВ должны использоваться ответвления переключателей без возбуждения (ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПН соответствие напряжения на выводах потребителей в сетях 0,4 кВ требованиям ГОСТ 13109.
Настройка регуляторов напряжения и положение ответвлений ПБЗВ трансформаторов должны корректироваться службами энергоснабжающих компаний или самостоятельных субъектов электроэнергетики в соответствии с изменениями конфигурации сети и распределением в ней нагрузок.
Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны быть утверждены техническим руководителем (руководителем диспетчерской службы) распределительной сети.
13.3.18 Перечень пунктов, напряжение в которых контролируется дежурным диспетчером НЭК «Укрэнерго» (ЭЭС), а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах должны быть утверждены главным диспетчером НЭК «Укрэнерго» (ЭЭС).
Перечень пунктов, напряжение в которых должно контролироваться диспетчерской службой энергоснабжающих компаний, самостоятельных субъектов электроэнергетики, а также графики напряжения и характеристики регулирования в них должны быть утверждены соответственно техническим руководителем энергоснабжающей компании, самостоятельных субъектов электроэнергетики.

1. Порядок использования источников реактивной мощности потребителей должен быть определен при заключении договоров между собственниками энергоснабжающих компаний, самостоятельных субъектов электроэнергетики и потребителями.
2. Для контролируемых диспетчерами НЭК «Укрэнерго» ЭЭС узловых пунктов электрической сети ОЭС Украины должны быть установлены минимальные (с 20-процентным запасом) и аварийные (с 8-процентным запасом) пределы снижения напряжения, которые определяются условиями статической устойчивости энергосистемы и узлов нагрузки.

В случае снижения напряжения в контролируемых пунктах основной электрической сети ОЭС Украины ниже минимально допустимого по условиям устойчивости дежурный диспетчер ЭЭС, оперативный персонал в смене электростанций и подстанций с источниками реактивной мощности (синхронными компенсаторами, статическими реакторно-конденсаторными установками) и с РПН АТ по согласованию с оперативно-диспетчерским персоналом вышестоящего оперативного уровня управления обязан использовать для повышения напряжения:

1. имеющиеся резервы реактивной мощности электростанций и подстанций;
2. регулирирующие возможности АТ с РПН;
3. отключения шунтирующих реакторов в сети 750 кВ;
4. аварийные перегрузы генераторов и синхронных компенсаторов в энергетических узлах.

В случае исчерпания регулирующих возможностей электрооборудования оперативный персонал электростанций и подстанций обязан сообщить об этом дежурному диспетчеру ЭЭС (дежурному диспетчеру энергокомпании - при наличии), НЭК «Укрэнерго», которые обязаны немедленно принять меры соответственно требованиям инструкций по регулированию напряжения в ОЭС Украины.
Если напряжение в контролируемых пунктах основной электрической сети ОЭС Украины снижается до установленного аварийного предела, оперативный персонал электростанций и соответствующих подстанций обязан самостоятельно повышать напряжение путем использования перегрузочной возможности генераторов и синхронных компенсаторов, а дежурные диспетчеры НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС обязаны повышать напряжение в других узлах ОЭС Украины, оказать электростанциям и электрическим сетям помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. В этом случае не разрешается поднимать напряжение в отдельных пунктах выше значений, предельно допустимых для электрооборудования.
В тех узлах ЭЭС и ОЭС Украины, где возможно снижение напряжения ниже аварийно-допустимой границы в случае изменения режима работы или схемы сети, должна быть установлена автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для предупреждения нарушения устойчивости в узле.

13.4 Управление оборудованием

1. Оборудование энергообъектов, принятых в эксплуатацию, должно находиться в одном из следующих оперативных состояний: работе, резерве, вне резерва из-за отсутствия топлива, ремонте или консервации.
2. Вывод линий электропередачи, оборудования, теплопроводов, устройств РЗА, АСДУ и СДТУ, систем и приборов коммерческого учета энергии из работы и резерва для ремонта и испытаний, даже по утвержденному плану, должен быть оформлен письменной заявкой, которая подается в соответствии с утвержденным перечнем по их оперативному управлению и оперативному ведению в соответствующую диспетчерскую службу.
3. Заявки необходимо разделять на плановые, отвечающие утвержденному плану испытаний и ремонта, срочные - для проведения непланового ремонта и аварийные - для проведения неотложного ремонта.

Заявки, которые поступают в диспетчерскую службу от энергообъекта, должны быть утверждены его техническим руководителем.
Срочные заявки разрешается подавать в установленном порядке в любое время суток непосредственно дежурному диспетчеру, в оперативном управлении или в ведении которого находится отключаемое оборудование.
Дежурный диспетчер имеет право разрешить ремонт лишь на срок в пределах своей смены и своих полномочий. Разрешение на более продолжительный срок должно быть дано соответственно главным диспетчером НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, техническим руководителем (руководителем диспетчерской службы) энергоснабжающей компании, техническим руководителем (руководителем диспетчерской службы) энергообъекта в пределах своих полномочий.
Сроки подачи заявок и сообщений об их разрешении должны быть установлены, в зависимости от оперативной подчиненности, соответственно главным диспетчером НЭК «Укрэнерго», техническим руководителем ЭЭС, техническим руководителем энергоснабжающей компании, техническим руководителем энергообъекта и должны быть указаны в соответствующих инструкциях.
13.4.4 При необходимости немедленного отключения оборудования (существует угроза жизни людей, повреждения оборудования, отказов, аварий), оно должно быть отключено оперативным персоналом энергообъекта в соответствии с требованиями инструкций с предшествующим, если это возможно, и обязательно последующим уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.
После остановки оборудования оформляется срочная заявка с указанием причин и ориентировочного срока ремонта.

1. Разрешение на вывод из работы и резерва или перевод в ремонт оборудования, которое находится в оперативном управлении или ведении диспетчеров НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, энергоснабжающей компании или диспетчера (начальника смены) энергообъекта должно быть выдано по заявке в установленном порядке соответственно главным диспетчером НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, техническим руководителем (руководителем диспетчерской службы), энергоснабжающей компании (энергообъекта).
2. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования, устройств и систем, а также пуском котла, выводом реакторной установки на МКУ, пуском турбины, должен быть включен в срок ремонта, разрешенного по заявке.

Если по какой-то причине оборудование не было выведено из работы в указанный срок, продолжительность ремонта должна быть сокращена, а дата ввода в работу оставаться прежней. Продлить срок ремонта может только соответствующая диспетчерская служба НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, энергоснабжающей компании, энергообъекта.

1. Несмотря на разрешенную заявку, вывод оборудования из работы и резерва или для испытаний может быть выполнен лишь с разрешения дежурного диспетчера НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, энергоснабжающей компании, энергообъекта, выданного непосредственно перед выводом из работы и резерва оборудования или перед проведением испытаний.
2. Испытание оборудования, устройств и систем в ОЭС Украины должно выполняться по техническим и рабочим программам, составленным, согласованным и утвержденным в установленном порядке.

Испытания на внутрисистемных, межсистемных или межгосударственных электрических связях, в результате которых может существенным образом измениться режим ОЭС Украины, должны быть проведены по программам, согласованным главным диспетчером НЭК «Укрэнерго» и утвержденным техническими руководителями соответствующих объектов.
Испытания, проводящиеся на энергообъекте, в результате которых может измениться режим работы ЭЭС, должны проводиться по программам, согласованным главным диспетчером ЭЭС и утвержденным техническим руководителем этого объекта.
Испытания, проводящиеся на энергообъекте (электростанции, подстанции, источнике теплоснабжения, сети), в результате которых режим работы ЭЭС не изменяется, проводятся по программам, утвержденным техническим руководителем этого объекта.
Программы испытаний системного значения должны быть представлены в ЭЭС на согласование или утверждение не позднее чем за 7 дней до начала испытаний.
Программы испытаний межсистемного значения должны быть представлены в НЭК «Укрэнерго» на согласование или утверждение не позднее 14дней до начала испытаний.
Порядок согласования и утверждения программ испытаний энергообъектного значения должен регламентироваться соответствующими инструкциями.
13.4.9 Персонал электростанции или электрических (тепловых) сетей имеет права без разрешения соответственно начальника смены электростанции, диспетчера энергоснабжающей компании, ЭЭС, НЭК «Укрэнерго» осуществлять отключение, включение, испытание и изменение уставок устройств РЗА (технологических тепловых защит и автоматики), а также АСДУ и СДТУ, которые находятся в оперативном управлении или ведении соответствующего диспетчера (начальника смены электростанции).
Проверка (испытания) устройств РЗА, АСДУ, СДТУ, аппаратура которых расположена на двух и более объектах, должна выполняться одновременно на всех этих объектах.
13.4.10 Начальник смены электростанции, диспетчер энергоснабжающей компании, ЭЭС, НЭК «Укрэнерго» в случае изменения схем электрических соединений обязан в соответствии с инструкциями проверить и дать распоряжение привести в соответствие с новым состоянием этих схем оперативную настройку устройств РЗА, АСДУ, СДТУ.
13.4.11 Оборудование считается введенным в работу из ремонта после сообщения эксплуатирующей организацией об окончании ремонтных работ, включении его в сеть и закрытии представленной заявки.

13.5 Предупреждение и ликвидация технологических нарушений
13.5.1 Основными задачами оперативно-диспетчерского управления при предупреждении и ликвидации технологических нарушений в работе ОЭС Украины являются:

1. соблюдение нормальных режимов оборудования, систем, устройств, своевременное выявление угрозы возникновения технологического нарушения;
2. предупреждение развития нарушений, недопущение травмирования персонала и повреждения оборудования, не охваченного технологическим нарушением;
3. быстрое восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных параметров энергии, отпускаемой потребителям;
4. создание наиболее надежной послеаварийной схемы и режима работы ОЭС в целом и ее частей;
5. выяснение состояния оборудования, которое отключилось вследствие технологических нарушений, и отключенного оборудования , возможности включения его в работу и восстановление схемы и режима работы сети.

13.5.2 На диспетчерских пунктах НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС, энергоснабжающих компаний, щите управления энергообъекта соответственно должна быть инструкция по предупреждению и ликвидации технологических нарушений (отказов, аварий), которая составляется соответственно типовой инструкции и инструкции вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления.
13.5.3 В ОЭС Украины распределение функций по предупреждению и ликвидации технологических нарушений между диспетчерами НЭК «Укрэнерго», ЦЦС ЭЭС, энергоснабжающих компаний, оперативным персоналом электростанций, в том числе АЭС, должно быть четко регламентировано соответствующими инструкциями и положениями об оперативно-технических отношениях.
Распределение функций по предупреждению и ликвидации технологических нарушений на связях между ОЭС Украины и ЭЭС других государств должно быть регламентировано их соответствующими инструкциями и межгосударственными или другими специальными соглашениями (положениями) об оперативно-технических отношениях.
13.5.4 Ликвидацией технологических нарушений на оборудовании и устройствах в ОЭС Украины, ЭЭС, энергоснабжающих компаниях, на электростанциях и подстанциях, в сетях должен руководить оперативный персонал, в оперативном управлении которого находится соответствующее оборудование и, по согласованию с вышестоящим оперативным персоналом, в оперативном ведении которого находится это оборудование. Руководство ликвидацией технологических нарушений, которые влияют на работу ЭЭС, координацию действий оперативного персонала ЭЭС и энергообъекта при этом должен осуществлять диспетчер ЦДС ЭЭС, а в части, относящийся к ОЭС Украине, - диспетчер НЭК «Укрэнерго».
На электростанции (энергообъекте) ликвидацией технологических нарушений должен руководить дежурный начальник смены (дежурный инженер) самостоятельно.
На подстанциях руководство ликвидацией технологических нарушений должно возлагаться на дежурного подстанции, ОВБ, мастера или начальника группы подстанций в зависимости от вида оперативного обслуживания.
Технологические нарушения в электрических сетях энергоснабжающей компании, которые не влияют на режим работы ЭЭС, должны ликвидироваться под руководством диспетчера энергоснабжающей компании или структурных подразделений электрических сетей, диспетчера опорной подстанции - в зависимости от района распространения таких нарушений и структуры управления сетями.
В случае необходимости оперативные руководители или административные руководители указанных выше структур имеют право поручить руководство ликвидацией технологических нарушений другому ответственному лицу или взять руководство на себя, сделав запись в оперативном журнале.
О выполненной замене сообщается как вышестоящему, так и подчиненному оперативному персоналу.
13.5.5 Прием и сдача смены во время ликвидации технологических нарушений запрещается.
Оперативный персонал, пришедший на смену, используется по усмотрению лица, которое руководит ликвидацией технологического нарушения. В случае, если ликвидация технологического нарушения затянулась, в зависимости от его характера допускается сдача смены с разрешения вышестоящего оперативного персонала.
В тех случаях, когда во время ликвидации технологических нарушений операции проводятся на оборудовании, которое не находится в оперативном управлении или ведении вышестоящего оперативного персонала, сдача смены допускается с разрешения вышестоящих административно-технических руководителей энергообъекта, на котором произошло технологическое нарушение.
13.5.6 Распределение обязанностей между оперативным персоналом в смене во время ликвидации технологических нарушений должно быть регламентировано соответствующими должностными инструкциями.

1. Оперативный персонал несет полную ответственность за предупреждение и ликвидацию технологического нарушения, принимая решение и осуществляя меры по надежному поддержанию или восстановлению нормального режима независимо от присутствия лиц из числа административно-технического персонала.
2. Все оперативные переговоры и распоряжения диспетчеров всех уровней диспетчерского управления, а также начальников смен электростанций, оперативного персонала больших подстанций во время ликвидации технологических нарушений должны записываться устройствами регистрации оперативных переговоров (на магнитных или оптических носителях записи).

13.5.9 С целью предупреждения возникновения и развития, а также ликвидации технологических нарушений режима работы ОЭС Украины или ее отдельных энергетических районов вследствие дефицита мощности и электроэергии, снижения частоты, нарушения режима допустимых перетоков и перегруза сетевых элементов, нарушения допустимых режимов работы электростанций, снижения напряжения в контрольных узлах ЭЭС до аварийного уровня должны применяться автоматика нормальных режимов и противоаварийная автоматика, соответствующие графики ограничения и аварийного отключения потребителей, способы противоаварийного управления энергопотреблением.
В случае отказа автоматических устройств оперативный персонал должен быть готов к действиям, дублирующим действие автоматики, которая отказала, вручную.

13.6 Требования к оперативным схемам
13.6.1 Объекты электроэнергетики в ОЭС Украины должны быть укомплектованы утвержденными в принятом порядке, определенном диспетчерскими службами НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС, оперативными схемами электрических соединений с нанесением на них соответствующих диспетчерских наименований.
Оперативные схемы электрических соединений объектов электроэнергетики ОЭС Украины независимо от их форм собственности и ведомственной принадлежности, которые находятся в оперативном управлении или оперативном ведении НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, должны отвечать требованиям относительно обеспечения принятых режимов работы ОЭС.
В ОЭС Украины к оперативным схемам электрических соединений в рамках централизованного оперативно-диспетчерского управления принадлежат электрические схемы электроустановок и сетей напряжением 110 кВ и выше.

1. Схемы электрических соединений ОЭС Украины, ЭЭС, электрических сетей, электростанций и подстанций, настройки устройств РЗА, АСДУ и СДТУ для нормальных и ремонтных режимов, а также в случае технологических нарушений должны обеспечивать:
1. надежное электроснабжение потребителей электроэнергией, качество которой должно соответствовать требованиям государственного стандарта (по договорным обязательствам);
2. устойчивую работу электрической сети ОЭС Украины и ЭЭС;
3. соответствие токов короткого замыкания значением, допустимым для оборудования;
4. экономичное распределение потоков активной и реактивной мощности;
5. локализацию и ликвидацию технологических нарушений с минимальными потерями как для производителей, так и для потребителей электроэнергии.

13.6.3 Схемы СН переменного и постоянного тока электростанций и подстанций должны выбираться с учетом обеспечения их надежности в нормальных, ремонтных режимах и в случае технологических нарушений путем:

1. секционирования шин;
2. автоматического введения резервного питания какой-либо секции шин СН всех напряжений;
3. распределения источников питания СН по системам и секциям шин с учетом действия устройств АВР и сохранения в работе механизмов СН в случае исчезновения напряжения на секции. Источники рабочего и резервного питания должны быть присоединены к разным секциям шин РУ;
4. распределения механизмов СН по секциям шин по условию минимального нарушения работы электростанции или подстанции в случае выхода из строя какой-либо секции;

• обеспечения надежного питания механизмов СН в случае несинхронной работы шин (их частей) электростанции (секционирования шин высокого напряжения, выделения энергоблоков на отдельную линию или отдельный район нагрузки, выполнения схем деления ЭЭС);
• обеспечения полного или частичного обособления питания механизмов СН электростанции от ЭЭС в случае снижения частоты и напряжения до значений, угрожающих их бесперебойной работе, с наименьшей потерей рабочей мощности.
13.6.4 Присоединение посторонних потребителей (поселков и т.д.) к шинам распределительных устройств СН электростанций и подстанций запрещается.
Исключение составляют электростанции, на которых генераторы соединены в блоки с трансформаторами, при отсутствии в данной местности распределительных сетей.
13.6.5 Нормальные и ремонтные схемы соединений электрической сети, подстанций и электростанций ежегодно должен утверждать технический руководитель энергообъекта, а схемы, касающиеся ЭЭС - руководство ЭЭС.
Указанные схемы должны быть согласованы с органом диспетчерского управления, в оперативном управлении или оперативном ведении которого находится оборудование, которое входит в эти схемы.
В случае изменения режима работы сети объекта и его нормальной схемы, изменения в составе и режиме работы устройств РЗА, АСДУ, СДТУ схемы должны также согласовываться с вышестоящим органом диспетчерского управления.

13.7 Оперативно-диспетчерский персонал

1. Для оперативно-диспетчерского управления всех субъектов ОЭС Украины независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности должен подбираться высококвалифицированный персонал, который прошел соответствующую подготовку и получил в установленном порядке специальное разрешение (лицензию) на право выполнения этих работ.

13.7.2 К оперативному персоналу в ОЭС Украины относится:

1. руководящий оперативный персонал в смене: дежурные диспетчеры НЭК «Укрэнерго», ЦДС ЭЭС, энергоснабжающей компании и ее структурных подразделений, начальник смены (дежурный инженер) энергообъекта (электростанции, источника теплоснабжения, сети);
2. оперативный персонал - персонал, который выполняет оперативное обслуживание оборудования на закрепленных за ним производственных участках в смене самостоятельно или по распоряжению руководящего оперативного персонала;
3. оперативно-производственный персонал на производственных участках -персонал, выполняющий эксплуатационное обслуживание закрепленного за ним оборудования с правом выполнения оперативных переключений;
4. дежурный персонал, осуществляющий оперативное обслуживание подстанций и производственных участков в соответствии с утвержденным графиком.

Оперативный персонал выполняет в ОЭС Украины работы по оперативному управлению и оперативным переключениям.
В НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС, на энергообъектах энергетических компаний и самостоятельных субъектов задачи и границы обслуживания диспетчерских служб (диспетчерских подразделений), права и обязанности оперативного персонала во время работы в смене должны быть подробно и четко изложены в утвержденных положениях (о диспетчерской службе, подразделениях, об оперативно-технических отношениях с вышестоящим и нижестоящим оперативным уровнем управления и т.д.), соответствующих инструкциях.

1. Оперативный персонал должен вести безопасный, надежный и экономичный режим работы оборудования энергообъекта ОЭС Украины, энергетических компаний в соответствии с производственными и должностными инструкциями и оперативными распоряжениями вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.
2. Оперативный персонал во время смены отвечает за эксплуатацию оборудования, которое находится в его оперативном управлении или ведении, соответственно Правилам, инструкциям по эксплуатации и инструкциям завода-изготовителя, правилам охраны труда и других НД, а также за точное выполнение оперативных распоряжений вышестоящего оперативного персонала.
3. В случае нарушений режимов работы, повреждения оборудования, выявления дефектов, угрожающих повреждением оборудование, а также в случае возникновения пожара оперативный персонал должен немедленно принять меры для восстановления нормального режима работы или ликвидации аварийной ситуации и предупреждения развития технологического нарушения. О возникшем нарушении оперативный персонал обязан сообщить вышестоящему оперативно-диспетчерскому и административно-техническому персоналу соответственно утвержденному регламенту сообщений.
4. Распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала по вопросам, входящим в его компетенцию, обязательны для выполнения подчиненным ему оперативным персоналом.
5. Оборудование, которое находится в оперативном управлении или оперативном ведении вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, не может быть введено в работу или выведено из работы без разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, даже при наличии разрешенной заявки, за исключением случаев явной опасности для людей и оборудования.

Оборудование, которое находится в оперативном управлении оперативного персонала энергоснабжающей компании, но которое размещено на подстанции, принадлежащей ЭЭС, должно вводиться в работу или выводиться из работы без предварительного разрешения оперативного персонала ЭЭС (за исключением оборудования, которое находится в ведении диспетчера ЭЭС). В этом случае всю ответственность за отданные распоряжения несет оперативный персонал энергоснабжающей компании.
13.7.8 Оперативное распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала должно быть четким и кратким.
Выслушав распоряжение, подчиненный оперативный персонал обязан дословно повторить текст распоряжения и получить подтверждение, что распоряжение понято им правильно.
Распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала должны выполняться немедленно и точно.
Оперативно-диспетчерский персонал, отдав или получив распоряжение или разрешение, обязан записать его в оперативный журнал. При наличии устройств регистрации оперативных переговоров объем записи в оперативный журнал определяется соответствующими инструкциями.
13.7.9 Оперативные переговоры должны вестись технически грамотно. Все оборудование, присоединения, устройства релейной и технологической защиты, автоматики должны называться полностью в соответствии с установленными диспетчерскими наименованиями. Отступление от технической терминологии и диспетчерских наименований категорически запрещается.
Оперативные переговоры на всех уровнях диспетчерского управления в ОЭС Украины, оперативные переговоры начальников смен электростанций и больших подстанций должны автоматически фиксироваться на магнитных или оптических носителях записи.

1. В распоряжениях об изменениях режима работы оборудования ЭЭС, энергообъектов (электростанции, подстанции, источника теплоснабжения, сети) должны быть указаны необходимое значение изменяемого режимного параметра и время, к которому должно быть достигнуто указанное значение параметра.
2. Оперативно-диспетчерский персонал, получив распоряжение своего вышестоящего административно-технического руководителя по вопросам, которые входят в компетенцию вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, должен выполнить его только после сообщения и получения разрешения последнего.
3. Ответственность за невыполнение или задержку выполнения распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала несут лица, которые не выполнили распоряжение, а также руководители, которые санкционировали его невыполнение или задержку.
4. В случае, если распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала кажется подчиненному оперативному персоналу ошибочным, он обязан немедленно доложить об этом лицу, которое дало распоряжение. В случае подтверждения распоряжения оперативный персонал обязан выполнить его.

Распоряжения лиц вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, содержащие нарушения правил охраны труда и представляющие угрозу жизни людей, а также распоряжения, которые могут привести к повреждению оборудования, снижению уровня безопасности ядерной установки АЭС, потере питания СН электростанции, выполнять запрещается. О своем отказе выполнить такое распоряжение оперативный персонал обязан немедленно сообщить оперативно-диспетчерскому персоналу, выдавшему это распоряжение, а также доложить вышестоящему административно-техническому руководителю и записать в оперативный журнал.

1. Лица оперативного персонала, которые находятся в резерве, могут быть привлечены к выполнению работ по обслуживанию энергоустановки в пределах должностной инструкции и только с разрешения соответствующего руководящего оперативного персонала, который находится в смене, с записью в соответствующих документах.
2. Замена одного лица из числа оперативного персонала другим до начала смены, в случае необходимости, допускается с разрешения административно-технического руководителя, который утвердил график, или руководителя технологического подразделения, в административном подчинении которого находятся оба лица из числа оперативного персонала.

Работа оперативного персонала на протяжении двух смен подряд запрещается.
13.7.16 Каждый работник из числа оперативного персонала, работающий в смене, заступая на рабочее место, обязан принять смену от предыдущего работника, а после окончания работы сдать смену следующему по графику работнику.
Уход с дежурства без сдачи смены запрещается.
13.7.17 Принимая смену, дежурный из числа оперативного персонала обязан:

1. ознакомиться с состоянием, схемой и режимом работы энергоустановок, находящихся в его оперативном управлении и ведении, в объеме, определенном соответствующими инструкциями; проверить внесение изменений (при их наличии) в оперативную документацию;
2. получить сведения от лица, которое сдает смену, о состоянии оборудования, за которым необходимо вести особо тщательное наблюдение для своевременного предупреждения нарушений в работе, и об оборудовании, находящемся в резерве и ремонте;
3. выяснить, какие работы на закрепленном за ним участке выполняются по нарядам и распоряжениям, заявкам;

• проверить и принять от лица, которое сдает смену, инструмент, средства защиты и предоставления доврачебной помощи пострадавшим, материалы, ключи от помещений, оперативную документацию рабочего места;

1. ознакомиться со всеми записями и распоряжениями за время, минувшее со времени предыдущего дежурства;
2. оформить прием-сдачу смены записью в журнале или ведомости своей подписью и подписью сдающего смену;

• принять рапорт от подчиненного персонала в смене и отдать рапорт непосредственному вышестоящему оперативному руководителю о вступлении в дежурство и недостатках, выявленных при приеме смены.
Время начала и окончания приема (сдачи) смены должны быть установлены соответствующими должностными инструкциями.

• Оперативный персонал обязан периодически, соответственно инструкции по эксплуатации, испытывать действие устройств автоматики, сигнализации, средств связи и телемеханики, а также проверять работу АРМ, правильность показаний часов на рабочем месте и т.д.
• Оперативный персонал должен по утвержденным графикам осуществлять переход с рабочего оборудования на резервное, проводить опробование и профилактические осмотры оборудования.
• Оперативные и административно-технические руководители имеют право отстранить от работы подчиненный им оперативный персонал, который не выполняет своих обязанностей в соответствии с должностными инструкциями, и делать соответствующую замену или перераспределение обязанностей в смене. В этом случае делается запись в оперативном журнале или выдается письменное распоряжение и сообщается персоналу соответствующих уровней оперативно-диспетчерского управления.
• Оперативный персонал с разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала может кратковременно привлекаться к ремонтным работам и испытаниям, в рамках должностных инструкций, с освобождением на это время от выполнения обязанностей на рабочем месте и записью в оперативном журнале. В этом случае должны быть соблюдены требования правил охраны труда.

13.8 Переключения в электрических установках

1. Переключения в электрических установках энергообъектов ОЭС Украины должны выполняться в соответствии с требованиями действующих НД относительно оперативных переключений в электроустановках.
2. Переключения на электрооборудовании и в устройствах РЗА, АСДУ, СДТУ, которые находятся в оперативном управлении вышестоящего оперативного персонала, должны проводиться по его распоряжению, а тех, которые находятся в его ведении, , с его разрешения.

Переключения без распоряжения и разрешения вышестоящего оперативного персонала, но с последующим его уведомлением, разрешается выполнять в случаях, не терпящих промедления (несчастный случай, стихийное бедствие, пожар, технологическое нарушение). В этом случае оперативный персонал должен действовать в соответствии с требованиями соответствующих инструкций и оперативным планом пожаротушения.
13.8.3 Переключения в электроустановках необходимо выполнять, как правило, с использованием программ переключений, бланков переключений (типовых и обычных) и соответствующих инструкций по оперативным переключениям.
Бланки переключений являются отчетными документами и должны иметь нумерацию. Срок хранения использованных бланков переключений устанавливается соответствующими инструкциями, но должен быть не менее 10 дней.
13.8.4 Типовые бланки переключений должны разрабатываться предварительно как для нормальных, так и для ремонтных схем соединений электроустановок на сложные переключения на конкретном оборудовании и для конкретной схемы соединений.
К сложным переключениям относятся переключения, требующие четкой последовательности и координации действий оперативного персонала в случае выполнения комплекса операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями и устройствами РЗА, АСДУ, СДТУ, в схемах генераторов, синхронных компенсаторов, блоков «генератор-трансформатор», трансформаторов (автотрансформаторов), трансформаторов напряжения, линий электропередачи, систем и секций шин, а также в случае перевода присоединений с одной системы (секции) шин на другую, замены выключателей обходными или шиносоединительными; переключения в схемах, которые имеют более одного выключателя на присоединение; переключения на оборудовании систем, важных для безопасности.
На каждом энергообъекте должны быть разработаны и утверждены техническим руководителем перечни видов переключений, выполняемых по бланкам переключений с указанием количества лиц, принимающих в них участие, и распределением обязанностей между ними, в том числе:

1. сложных, выполняемых по типовыми бланками переключений и, отдельно, по обычным бланкам;
2. простых, выполняемых по обычным бланкам переключений или без бланков.

Перечни видов переключений должны пересматриваться в случае изменения схем электрических соединений, состава оборудования, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ, но не реже одного раза в 3 года.
Перечни видов переключений должны храниться на центральных (главных) щитах управления электрических станций и подстанций, диспетчерских пунктах энергоснабжающих компаний и их структурных подразделений, в ЭЭС и их МЭС (ОДС, ОДГ, щитах управления отдельных структурных подразделений).
Бланки переключений должны использоваться оперативным персоналом, непосредственно выполняющим переключения.
При ликвидации технологических нарушений разрешается пользоваться типовыми бланками переключений или выполнять переключения без бланков переключений с последующей записью в оперативном журнале.

1. Программа переключений представляет собой оперативный документ с планом упорядоченной последовательности работ, направленный на решение конкретной задачи по переключениям в электроустановках разных уровней оперативного управления и разных объектов, а также при испытаниях или внедрении нового оборудования. Программы переключений должны использоваться руководящим оперативным персоналом в случае выполнения переключений на электроустановках, которые находятся в его управлении.
2. Переключения в электроустановках разрешается выполнять лицам оперативного и оперативно-производственного персонала, которые имеют право на ведение оперативных переговоров и выполнение переключений. Списки таких лиц должны ежегодно утверждаться руководителем энергообъекта.

13.8.7 Программы переключений должны разрабатываться диспетчерскими службами (группами), в управлении которых находится действующее электрооборудование, совместно со службами (группами) по режимам, РЗА, СДТУ за подписью их руководителей.
Копии программ оперативных переключений необходимо передавать на нижестоящие уровни оперативного управления для дополнения их операциями на оборудовании энергообъекта, которые не рассматриваются на вышестоящем уровне.
Перечень действующих программ оперативных переключений должен утверждать главный диспетчер НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, технический руководитель энергоснабжающей компании, энергообъекта.
13.8.8 В программах оперативных переключений должны быть указаны мероприятия по подготовке оборудования и схемы, режима, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ, в которых должны быть отработаны:

1. условия выполнения переключений;
2. меры, касающиеся режимов, которые необходимо выполнить перед изменением схемы;
3. меры, касающиеся устройств РЗА, АСДУ, СДТУ;
4. последовательность выполняемых переключений;
5. возможные характерные технологические нарушения и методы их ликвидации в ремонтной схеме;
6. организационные вопросы.

13.8.9 Для переключений в схемах устройств РЗА, АСДУ и СДТУ должны быть разработаны программы переключений для уровней диспетчера и бланки переключений для оперативного персонала энергообъектов с указанием средств их реализации, как-то: накладок, ключей, испытательных блоков, логических коммутаторов.
13.8.10 Все изменения в первичных схемах электрических соединений электроустановок энергообъектов ОЭС Украины, которые выполняются при проведении переключений, места установки заземлений должны быть отображены на оперативной схеме и мнемосхеме (схеме-макете).
Изменения состояния коммутационных аппаратов, оперативного состояния устройств РЗА, АСДУ, СДТУ при проведении оперативных переключений должны записываться в оперативный журнал.
По окончании выполнения переключений по программе и бланкам переключений, на оперативной схеме первичных электрических соединений, мнемосхеме и АРМ диспетчера должны быть отображены конечные состояния коммутационных аппаратов, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ, места установки заземлений.

1. Программы и типовые бланки переключений должны быть скорректированы в случае изменений в главной схеме электрических соединений электроустановок, связанных с введением нового оборудования, заменой или частичным демонтажем устаревшего оборудования, модернизацией распределительных устройств, а также в случае включения новых устройств РЗА, АСДУ, СДТУ или изменений в уже установленных устройствах.
2. В случае планируемых изменений схемы и режимов работы ОЭС Украины и ЭЭС и изменений в устройствах РЗА, АСДУ, СДТУ должны быть заранее внесены необходимые изменения и дополнения в программы и типовые бланки переключений на соответствующих уровнях оперативного управления,
3. Сложные переключения в устройствах РЗА, АСДУ, СДТУ, не предусмотренные инструкциями по эксплуатации, а также включение в работу новых устройств необходимо выполнять по специальным программам, составленным для каждого конкретного случая.
4. В распоряжении на проведение оперативных переключений должны быть указаны цель переключений, последовательность операций в схеме электроустановки и цепях устройств РЗА, АСДУ, СДТУ с необходимой степенью детализации, которая определяется вышестоящим оперативным персоналом.

Исполнителю переключений должно быть одновременно выдано не более одного задания на проведение оперативных переключений, которое содержит операции одного целевого назначения.
Выполнение плановых переключений должно проводиться по разрешенной заявке, их начало определяет диспетчер, в оперативном управлении которого находится электрооборудование.
13.8.15 Сложные переключения должны выполняться двумя лицами, одно из которых - контролирующее.
При выполнения переключений двумя лицами контролирующим назначается старший по должности. Ответственность за правильность переключений возлагается на оба лица, которые выполняют переключения.
При наличии в смене одного лица из числа оперативного персонала к оперативным переключениям может быть привлечен работник из числа оперативно-производственного персонала, который знает схему данной электроустановки, правила проведения переключений и допущен к проведению переключений распоряжением по энергообъекту.
В случае проведения сложных переключений допускается привлекать для операций в цепях устройств РЗА, АСДУ, СДТУ третье лицо из персонала соответствующих служб (групп) РЗА, СДТУ, которое, предварительно ознакомившись с бланком переключений и подписав его, должно выполнять каждую операцию по распоряжению контролирующего лица.
Простые переключения при наличии работоспособного блокировочного устройства могут быть выполнены единолично, независимо от состава смены.

1. В случае исчезновения напряжения на электрооборудовании оперативный персонал должен быть готов к подаче напряжения на электрооборудование без предупреждения.
2. Отключение и включение под напряжение и в работу присоединения, имеющего в своей цепи выключатель, должно производиться выключателем.

Разрешается в соответствии с действующими НД отключение и включение отделителями, разъединителями соответствующего класса напряжения (не допуская превышения установленных величин коммутируемых токов):

1. трансформаторов напряжения, нейтралей силовых трансформаторов; заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети тока замыкания на землю;
2. намагничивающего тока силовых трансформаторов 6-500 кВ;
3. зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных линий электропередачи;

• зарядного тока систем шин и присоединений (электрооборудования), кроме конденсаторных батарей.
Разрешается шунтирование и расшунтирование включенных выключателей, с приводов которых снят оперативный ток, а также шунтирование и расшунтирование компенсирующих реакторов в установках четырехлучевого реактора 750 кВ.
Допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя, зашунтированного одним выключателем или кольцом из нескольких выключателей других присоединений, если отключение выключателя может привести к его разрушению и обесточиванию подстанции.
В кольцевых сетях напряжением 6-10 кВ разрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкания сети в кольцо при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей не более 5 %.
Допускается отключение трехполюсными разъединителями наружной установки напряжением 10 кВ и ниже тока нагрузки до 15 А.
Допустимые значения токов, которые выключаются и включаются разъединителями, определяются НД. Порядок и условия выполнения операций переключения для разных электроустановок и присоединений должны быть регламентированы соответствующими инструкциями.
13.8.18 Оперативному персоналу, который непосредственно выполняет переключения, самовольно выводить из работы устройства блокировки безопасности запрещается.
Деблокирование допускается только после проверки на месте отключенного положения выключателя и выяснения причины отказа блокировки с разрешения и под руководством лиц, уполномоченных на это письменным указанием по энергообъекту.

1. Разрешается временное деблокирование разъединителей с воздушными выключателями напряжением 110 кВ и выше в случае отключения (включения) ненагруженных систем шин или присоединений с трансформаторами напряжения серии НКФ. Порядок деблокирования и ввода устройств блокировки должен быть отражен в бланках переключений.
2. В распределительных сетях выполнение оперативных переключений должно быть согласовано по уровням диспетчерского управления специальным распоряжением технического руководителя энергоснабжающей компании.
3. Порядок действий, объем необходимой оперативной документации при выполнении переключений персоналом ОВБ, оперативно-производственным персоналом и на подстанциях без постоянного дежурного персонала, в локальных электрических сетях определяется действующими НД по оперативным переключениям, инструкциями, утвержденными техническим руководителем энергоснабжающей компании.

13.8.22 Отношения оперативного персонала потребителей, которые имеют в своем подчинении небольшие (маломощные) резервные электростанции, с оперативным персоналом энергоснабжающих компаний должны быть регламентированы положениями об оперативных отношениях между персоналом соответствующих структурных подразделений энергоснабжающих компаний и потребителей.

13.10 Автоматизированные системы диспетчерского управления

1. Диспетчерский пункт НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, энергоснабжающей компании и их основных структурных подразделений должен быть оснащен АСДУ.
2. Все проекты модернизации, технического переоснащения и новых АСДУ, как и АСУ ТП энергообъекта, должны быть согласованы и утверждены соответствующими государственными органами, определенными приказом или другим распорядительным документом Минтопэнерго Украины.
3. Автоматизированные системы диспетчерского управления должны обеспечивать решение задач оперативно-диспетчерского управления в ОЭС Украины и могут функционировать как самостоятельные системы или подсистемы соответственно АСУ НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, энергоснабжающих компаний и их структурных подразделений.
4. На базе АСДУ и АСУ ТП в соответствии с задачами каждого иерархического уровня управления должны выполняться:
5. долгосрочное и краткосрочное планирование режимов работы энергообъектов ОЭС Украины, ЭЭС, энергетических компаний;
6. оперативное управление режимами работы ОЭС Украины, ЭЭС, электростанций, энергоблоков, источников теплоснабжения, подстанций и сетей;
7. контроль нагрузки энергоисточников и потребляемой мощности ОЭС Украины, ЭЭС и сетей;
8. ведение, по условиям работы оптового рынка электрической энергии Украины, экономичной работы ОЭС, ЭЭС, энергообъектов, рациональное использование энергоресурсов;
9. передача с энергообъектов на верхние уровни диспетчерского управления информации относительно аварийных ситуаций;
10. ретроспективный анализ аварийных ситуаций;
11. сохранение ретроспективной информации с необходимой дискретностью о режиме работы управляемого энергообъекта и ее вывод на печатающее устройство по требованию диспетчера;
12. контроль оперативных переключений;
13. автоматизированное ведение оперативной документации;
14. поступление информации относительно режимов электропотребления суточной энергии, сформированной автоматизированной системой контроля и управления электропотреблением (АСКУЭ).

Полный перечень и объемы решаемых задач, а также способы их решения должны быть определены проектами на основании требований надежности управления и технико-экономических показателей.
13.10.5 Автоматизированная система диспетчерского управления НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, энергетических компаний, энергообъектов должна быть интегрированной, многоуровневой, иерархической и распределенной системой, структура которой отвечает структуре и иерархии диспетчерского управления режимами и оборудованием электрической (тепловой) сети.
В состав комплекса технических средств АСДУ входят:
• датчики информации и преобразователи сигналов контролируемых параметров, контрольные пункты телемеханических комплексов (КП ТМК), микропроцессорные контроллеры АСУ ТП объектов (агрегатов);
• устройства передачи и приема информации, устройства связи с объектом управления, пульты управления, АРМ (диспетчера, начальника смены, оператора);

1. каналы связи между разными уровнями комплекса (проводами ВЛ, грозозащитными тросами, ВОЛС);
2. средства обработки и отображения информации (ЭВТ оперативных информационно управляющих и вычислительных комплексов, печатающие устройства, дисплеи, цифровые и аналоговые приборы и т.д.);
3. вспомогательные системы (гарантированного электропитания, кондиционирования воздуха, противопожарные).

13.10.6 Все устройства и комплекс программно-технических средств АСДУ должны быть в исправном состоянии и постоянно находиться в работе. Изменения первичных схем сети должны своевременно вноситься в документацию для отображения на диспетчерских щитах управления и дисплеях.
Вывод для профилактических проверок и в ремонт отдельных элементов АСДУ должен проводиться по заявке с разрешения диспетчера, в ведении которого они находятся.

1. Исправность систем электропитания комплекса технических средств АСДУ должна периодически проверяться по графику, утвержденному техническим руководителем (главным диспетчером) НЭК «Укренерго», ЭЭС, энергоснабжающей компании, техническим руководителем (руководителем диспетчерской службы) энергообъекта.
2. Помещения, в которых располагаются элементы АСДУ, должны отвечать требованиям технических условий на оборудование и технические средства, а способ выполнения цепей ввода и вывода информации, защитные заземления и заземления экранов информационных и управляющих цепей должны обеспечивать защиту систем от помех, соответствовать проекту и требованиям заводов-изготовителей.
3. Устройства АСДУ должны проходить периодические проверки в соответствии с инструкциями по эксплуатации, требованиями заводов-изготовителей технических средств и требований отраслевых НД.

13.10.10 На оборудовании АСДУ, коммутационной аппаратуре должны быть надписи, которые указывают оперативное назначение и положение.

13.11 Средства диспетчерского и технологического управления

1. НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, энергообъекты энергетических компаний должны быть оснащены средствами диспетчерского и технологического управления в соответствии с РД 34.48.151 "Нормы технологического проектирования диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем" и других действующих НД. Эксплуатация СДТУ должна обеспечивать постоянное функционирование и готовность к действию при установленном качестве передачи информации в нормальных режимах ОЭС Украины, а также в случае технологических нарушений ОЭС.
2. Ведомственные диспетчерские пункты электрифицированных железных дорог, газо - и нефтепроводов, промышленных предприятий должны иметь необходимые средства телемеханики и связи с диспетчерскими пунктами ЭЭС и энергоснабжающих компаний в объеме, согласованном с этими ЭЭС и компаниями. Информация с абонентских подстанций напряжением 35 кВ и выше должна передаваться в зависимости от конкретных условий как на ведомственные диспетчерские пункты, так и на диспетчерские пункты ЭЭС или энергокомпаний. Объемы и направления информации, которая передается с абонентских подстанций, должны быть согласованы соответственно с ЭЭС и энергокомпаниями.
3. Аппаратура СДТУ, установленная на диспетчерских пунктах энергообъектов НЭК «Укрэнерго», ЭЭС и энергетических компаний, должна быть закреплена за службами СДТУ соответствующего уровня управления.
4. Эксплуатация оборудования высокого напряжения высокочастотных каналов телефонной связи и телемеханики на линиях электропередачи (конденсаторы связи, реакторы высокочастотных заградителей, заземляющие ножи, устройства антенной связи, проходные изоляторы, разрядники элементов настройки и фильтров присоединения) должна осуществляться персоналом, обслуживающим установки высокого напряжения.
5. Техническое обслуживание и проверка датчиков и преобразователей телеизмерений, которые включаются в цепи вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения, должны выполняться персоналом соответствующих служб РЗА (электротехнических лабораторий) и метрологического обеспечения.
6. Перечень устройств и оборудования, обслуживаемого производственными подразделениями СДТУ, с указанием границ обслуживания должен быть утвержден соответственно руководством НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, энергоснабжающих компаний и энергообъектов. Отношения между службами, границы обслуживания СДТУ должны быть указаны в положениях о службах СДТУ (связи), составленных для НЭК «Укрэнерго», ЭЭС, энергоснабжающих компаний и энергообъектов на основании действующих НД и с учетом оперативной подчиненности.
7. Техническая эксплуатация магистральных кабельных линий связи, включая ВОЛС, должна быть организована в соответствии с действующими НД, касающимися систем производственной телефонной связи НЭК «Укрэнерго» и правил технической эксплуатации линейных сооружений первичной сети средств связи Государственного комитета связи Украины.
8. Оперативное и техническое обслуживание СДТУ должно быть обеспечено:
9. центральными службами СДТУ НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС;
10. местными службами (группами) СДТУ (МЭС) или местными узлами связи объектов;
11. службами СДТУ энергокомпаний;
12. лабораториями, которые входят в состав служб СДТУ.

С целью обеспечения бесперебойной работы СДТУ в центральных и местных службах СДТУ, а также в местных узлах связи должно быть организовано круглосуточное дежурство оперативного персонала.
Службы СДТУ и местные узлы связи должны быть оснащены измерительными и проверочными устройствами, обеспечены инструментом, материалами, запасными частями. Автотранспорт, закрепленный за службами СДТУ, приравнивается по режиму работы к оперативному и предоставляется без предварительной заявки.
13.11.9 Средства диспетчерского и технологического управления должны быть обеспечены гарантированным электропитанием в соответствии с действующими НД.
13.11.10 Службы и лаборатории СДТУ (связи) должны иметь и вести эксплуатационно-техническую документацию в соответствии с типовыми положениями о службах СДТУ (связи).

1. Ввод в работу и эксплуатация построенных и модернизованных радиорелейных линий и средств радиосвязи (УКВ и КВ радиостанций) должны быть организованы в соответствии с действующими НД.
2. Структура и качественные показатели производственных телефонных сетей всех уровней должны соответствовать действующим НД, касающимся систем автоматизированной производственной телефонной связи НЭК «Укрэнерго» и Государственного комитета связи Украины.
3. Устройства проводной связи, включая ВОЛС, должны быть защищены от опасных и мешающих влияний электроустановок высокого напряжения в соответствии с действующими НД.
4. Порядок и периодичность измерений уровня мешающих воздействий и помех, а также порядок действия персонала узлов связи при превышении допустимых значений этих влияний и помех должны быть установлены инструкциями.
5. На линиях электропередач, на которых организованы высокочастотные каналы связи и телемеханики, при выполнении работ, требующих установки заземления, должны применяться переносные заземляющие высокочастотные заградители.
6. Вывод из работы средств диспетчерской связи, систем телемеханики и каналов связи должен быть оформлен оперативной заявкой в установленном порядке и согласован диспетчерской службой соответствующего уровня оперативного управления.
7. Устройства телеуправления должны исключать возможность ошибочного отключения (включения) управляемого оборудования в случае повреждения какого-либо элемента этих устройств. На сборках зажимов устройств и панелей телемеханики зажимы, случайное соединение которых может вызвать отключение или включение оборудования, не должны располагаться рядом.
8. Способ исполнения и режим эксплуатации электрических цепей от датчиков (преобразователей) телеизмерений и телесигнализации до устройств приема и обработки информации должны исключать помехи, приводящие к искажению этой информации.
9. Сопротивление изоляции электрически связанных цепей устройств телемеханики совместно с их внешними связями (за исключением связей с ЭВТ и аппаратурой каналов телемеханики) относительно корпуса аппарата ("земли"), а также между цепями, электрически не связанными между собой, должно измеряться мегаомметром на напряжение 250-500 В и быть не ниже 0,5 МОм. В случае проверки изоляции цепей устройств телемеханики, содержащих полупроводниковые элементы, должны быть приняты меры для предотвращения их повреждения. В устройствах с заземленным нулевым проводом перед проверкой изоляции этот провод должен быть отсоединен от земли. Сопротивление изоляции выходных цепей телеуправления и цепей питания напряжением 220 В должно измеряться мегаомметром на напряжение 1000-2500 В и быть не ниже 10 МОм.
10. Для вывода из работы выходных цепей телеуправления на электростанциях, подстанциях и диспетчерских пунктах должны применяться специальные общие ключи или отключающие устройства. Отключение цепей телеуправления и телесигнализации отдельных присоединений должно производиться на разъемных зажимах или на индивидуальных отключающих устройствах. Все операции с общими ключами телеуправления и индивидуальными отключающими устройствами в цепях телеуправления и телесигнализации разрешается выполнять только по указанию или с ведома диспетчера.
11. На лицевой и оборотной сторонах устройств, панелей и пультов СДТУ должны быть оперативные надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями, а на установленной на них аппаратуре - надписи или маркировка. Провода внешних цепей устройств телемеханики должны иметь маркировку, соответствующую исполнительным схемам.

13.11.22 Персонал производственных подразделений, обслуживающий СДТУ, должен периодически осматривать аппаратуру в соответствии с инструкциями, обращая особое внимание на правильность положения устройств переключения и состояние сигнализации неисправностей.

1. Полные и частичные проверки СДТУ должны выполняться по утвержденному графику, согласованному с диспетчерской службой соответствующего уровня оперативного управления.
2. Все неисправности и неправильные действия СДТУ должны немедленно устраняться, учитываться и анализироваться в установленном порядке.

В случае неправильного действия устройств, их повреждения или отклонения параметров от нормированных показателей должны проводиться дополнительная проверка и устранение указанных нарушений с уведомлением диспетчера и вышестоящей службы СДТУ.