Юридический Харьков плюс - прийняття від 31.07.2012 N z1896-12 fe7468df59c985ca59ebee87b243b652-1

Відповідно до Закону України "Про електроенергетику" (575/97-ВР) та Положення про Міністерство енергетики та вугільної промисловості України (382/2011) , затвердженого Указом Президента України від 6 квітня 2011 року № 382 НАКАЗУЮ:

1. У заголовку та пункті 1 наказу Міністерства палива та енергетики України від 1 грудня 2003 року № 714 (z1177-03) "Про затвердження Правил застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження частоти в енергосистемах", зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 18 грудня 2003 року за № 1177/8498, слова "зниження частоти в енергосистемах" замінити словами "зниження або підвищення частоти в енергосистемах".

2. Унести зміни до Правил застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження частоти в енергосистемах (z1177-03) , затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 1 грудня 2003 року № 714, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 18 грудня 2003 року за № 1177/8498, виклавши їх у новій редакції, що додається.

3. Директору Департаменту електроенергетики (Меженний С.Я.) в установленому порядку подати цей наказ на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.

4. Цей наказ набирає чинності з дня його офіційного опублікування.

5. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра Чеха С.М.

ПРАВИЛА

застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження або підвищення частоти в енергосистемах

І. Сфера застосування

1.1. Ці Правила визначають вимоги до організації і застосування пристроїв автоматичного обмеження зниження частоти електричного струму та автоматичного обмеження підвищення частоти в разі аварійного дефіциту або надлишку активної потужності в енергосистемах і Об'єднаній енергетичній системі України.

1.2. Ці Правила визначають взаємодію державного підприємства "Національна енергетична компанія "Укренерго" (далі - ДП "НЕК "Укренерго"), його структурних підрозділів (електроенергетичних систем), суб'єктів електроенергетики, що здійснюють виробництво, передавання і постачання електричної енергії (енергогенеруючих та електропередавальних компаній), і споживачів електричної енергії (далі - споживачі) під час розроблення та застосування систем автоматичного обмеження зниження частоти електричного струму і системи автоматичного обмеження підвищення частоти.

1.3. Ці Правила визначають порядок участі споживачів і електростанцій (блоків електростанцій) в автоматичному обмеженні зниження або підвищення частоти в енергосистемі шляхом підключення їх приєднань до пристроїв автоматичного частотного розвантаження, автоматичного частотного введення резерву, частотного автоматичного повторного ввімкнення, частотної ділильної автоматики електростанцій та пристроїв автоматичного обмеження підвищення частоти.

1.4. Ці Правила є обов'язковими для всіх суб'єктів електроенергетики, споживачів та проектних організацій незалежно від форми власності.

ІІ. Нормативні посилання

У цих Правилах застосовуються вимоги таких актів:

Закону України "Про електроенергетику" (575/97-ВР) ;

Правил користування електричною енергією (z0417-96) , затверджених постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України від 31 липня 1996 року № 28, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 2 серпня 1996 року за № 417/1442 (із змінами);

Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів (z1143-06) , затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 25 липня 2006 року № 258, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 25 жовтня 2006 року за № 1143/13017 (із змінами);

ГКД 34.20.507-2003. Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила, затверджені наказом Міністерства палива та енергетики України від 13 червня 2003 року № 296;

СОУ-Н ЕЕ 20.568:2007. Інструкція про складання і застосування графіків обмеження та аварійного відключення споживачів, а також протиаварійних систем зниження електроспоживання (z0151-07) , затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 23 листопада 2006 року № 456, зареєстрована в Міністерстві юстиції України 19 лютого 2007 року за № 151/13418;

СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009. Основні вимоги щодо регулювання частоти та потужності в ОЕС України. Настанова, затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 24 березня 2009 року № 158;

СОУ-Н ЕЕ 04.157:2009. Методики і рекомендації щодо організації первинного та вторинного регулювання частоти та потужності на енергоблоках ТЕС (ТЕЦ). Настанова, затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 24 березня 2009 року № 157;

СОУ-Н ЕЕ 04.158:2009. Методики і рекомендації щодо організації первинного та вторинного регулювання частоти та потужності на ГЕС. Настанова, затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 24 березня 2009 року № 158;

СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.159:2009. Методики і рекомендації щодо організації первинного та вторинного регулювання частоти та потужності на енергоблоках АЕС. Настанова, затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 24 березня 2009 року № 158;

СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.160:2009. Методики і рекомендації щодо перевірки готовності ТЕС, ГЕС і АЕС до участі у регулюванні частоти та потужності в ОЕС України. Настанова, затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 24 березня 2009 року № 158;

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, затверджені наказом Міністерства палива та енергетики України від 30 жовтня 2007 року № 514;

СОУ-Н МПЕ 40.1.20.563:2004. Ліквідація аварій та технологічних порушень режиму на енергопідприємствах і в енергооб’єднаннях. Запобігання технологічним порушенням у електричній частині енергопідприємств і енергооб’єднань і їх ліквідація. Інструкція, затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 30 грудня 2004 року № 847 (v0847558-04) ;

СОУ-Н МЕВ 40.1-00100227-68:2012. Стійкість енергосистем. Керівні вказівки, затверджені наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 23 липня 2012 року № 539;

"Правил устройства электроустановок" (ПУЭ-86) - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986 (Правил улаштування електроустановок (ПУЕ-86), затверджених Міністерством енергетики та електрифікації СРСР);

"Сборника руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть" (СРМ-92). Издание четвертое, переработанное и дополненное, - М.: СПО ОРГРЭС, 1992 (Збірника керівних матеріалів Головтехуправління Міненерго СРСР. Електротехнічна частина), затвердженого Головним науково-технічним управлінням Міністерства енергетики та електрифікації СРСР 07 грудня 1989 року.

ІІІ. Терміни, визначення понять, скорочення

3.1. У цих Правилах терміни вживаються у таких значеннях:

гостродефіцитний район - частина енергосистеми (енергорайон), енергозабезпечення якої протягом більшої частини року здійснюється з перетоком активної потужності на зв’язках з енергосистемою на рівні максимально допустимого;

дефіцит потужності енергосистеми - нестача потужності в енергосистемі, що дорівнює різниці між потрібною потужністю енергосистеми за нормальних показників якості електроенергії та робочою потужністю в певний момент часу з урахуванням перетоків потужності;

енергопостачання (електропостачання) - забезпечення споживачів енергією (електричною енергією), технічні та економічні показники якої (частота, напруга, безперервність, максимум навантаження, пункт живлення, тариф) відповідають рекомендованим вимогам;

живучість об’єкта електроенергетики - властивість об’єкта протистояти збуренням, не допускаючи їх каскадного розвитку з численними порушеннями електропостачання споживачів на тривалий час;

зв'язок - сукупність електрообладнання ліній електропередавання (включаючи проміжні електростанції та вузли навантаження), трансформаторів, вимикачів, шинопроводів тощо, що безпосередньо з'єднує частини енергосистеми (електростанції з енергосистемою);

лавиноподібне падіння напруги (в енергосистемі) - стрімке зниження напруги внаслідок порушення статичної стійкості енергосистеми та зростання дефіциту реактивної потужності;

лавиноподібне падіння частоти (в енергосистемі) - стрімке зниження частоти в енергосистемі, спричинене зростанням дефіциту активної потужності;

надлишок потужності енергосистеми - значення, на яке робоча потужність з урахуванням зовнішніх перетоків у певний момент часу перевищує потрібну потужність за нормальних показників якості електроенергії;

нормальна схема (нормальний режим) - схема, за якої незалежно від можливих ремонтів у мережі забезпечується передавання електричної енергії в необхідній кількості з нормованими характеристиками надійності електропостачання, якості електроенергії та без суттєвого зменшення (менше ніж 10 %) пропускної здатності в будь-якому перетині;

об’єднана енергосистема - сукупність кількох енергетичних систем, об’єднаних загальним режимом роботи, що має спільне диспетчерське керування, яке є вищим ступенем керування, ніж диспетчерське керування енергосистем, що до неї належать;

перетин (в електричній мережі) - сукупність одного чи декількох зв'язків, вимкнення яких призводить до повного розділення енергосистеми на дві електрично не пов’язані частини;

ремонтна схема (ремонтний режим) - схема, яка відрізняється від нормальної тим, що через вимкнення одного або декількох елементів електричної мережі (а при експлуатації - також через вимкнений стан пристроїв протиаварійної автоматики) суттєво (понад 10 %) зменшується граничний за стійкістю перетік активної потужності хоча б у будь-якому перетині в даній ремонтній схемі чи в можливому для неї післяаварійному режимі;

ресинхронізація - відновлення нормальної роботи енергоблоків (агрегатів) із синхронною частотою обертання після порушення синхронізму;

розрахунковий аварійний небаланс (дефіцит/надлишок) потужності - значення потужності, рекомендоване (СОУ-Н МЕВ 40.1-00100227-68:2012) для врахування при виконанні розрахунків тривалих перехідних режимів з метою визначення вимог до об’єму і уставок спрацювання пристроїв автоматичного обмеження зниження частоти і автоматичного обмеження підвищення частоти;

статизм первинного регулятора частоти - параметр первинного регулятора частоти, який дорівнює відношенню відносного відхилення частоти в мережі квазістаціонарного стану до відносної зміни потужності енергоблока (агрегату), пов’язаної з дією первинного регулятора. Цей безрозмірний коефіцієнт виражають як відсоток (S, %);

увімкнений резерв потужності енергосистеми - частина резерву потужності енергосистеми, увімкнена в роботу з частковим навантаженням чи без нього і готова до завантаження.

3.2. У цих Правилах вжито такі скорочення:

АВВП - автоматичне відділення на навантаження власних потреб електростанцій;

АВЗН - автоматичне відділення на збалансоване навантаження електростанцій;

АВР - автоматичне ввімкнення резерву;

АЕС - атомна електрична станція;

АОЗЧ - автоматичне обмеження зниження частоти;

АОПЧ - автоматичне обмеження підвищення частоти;

АПВ - автоматичне повторне ввімкнення;

АПВУС - автоматичне повторне ввімкнення з уловлюванням синхронізму;

АЧВР - автоматичне частотне введення резерву;

АЧД - автоматика частотна ділильна;

АЧП - автоматичний частотний пуск;

АЧР - автоматичне частотне розвантаження;

АЧР-1 - швидкодійна категорія АЧР, призначена для припинення процесу зниження частоти;

АЧР-1Ш - швидкодійна категорія АЧР, призначена для припинення процесу зниження частоти з пуском по швидкості зміни частоти;

АЧР-2 - повільнодійна категорія АЧР, призначена для підвищення частоти після дії пристроїв АЧР-1;

АЧР-2н - категорія АЧР-2, не суміщена з АЧР-1;

АЧР-2с - категорія АЧР-2, суміщена з АЧР-1;

ВЕС - вітрова електрична станція;

ВЛ - високовольтна лінія електропередавання;

ВП - власні потреби;

ГА - гідроагрегат;

ГАЕС - гідравлічна акумулююча електрична станція;

ГЕС - гідравлічна електрична станція;

ГТУ - газотурбінна установка;

ДАР - додаткове автоматичне розвантаження;

ЗАЧР - захисна черга автоматичного частотного розвантаження;

КЗ - коротке замикання;

ОЕС України - Об'єднана енергетична система України;

ПА - протиаварійна автоматика;

ПГУ - парогазова установка;

ПР - первинне регулювання;

ПРВВ - пристрій резервування відмови вимикача;

ПС - підстанція;

САРЧП - система автоматичного регулювання частоти та потужності;

САЧР - спеціальна черга автоматичного частотного розвантаження;

СЕС - сонячна електрична станція;

СК - синхронний компенсатор;

СМПР - система моніторингу перехідних режимів;

ТЕС - теплова електрична станція;

УРЧ - уніфіковане реле частоти;

ЧАПВ - частотне автоматичне повторне ввімкнення;

GPS - система глобального позиціювання ( Global Positioning System).

ІV. Застосування пристроїв автоматичного обмеження зниження частоти та автоматичного обмеження підвищення частоти

4.1. Пристрої АОЗЧ або АОПЧ повинні забезпечувати живучість ОЕС України в разі аварійного виникнення в ОЕС України чи окремих її частинах (регіонах) значного дефіциту або надлишку активної потужності, у тому числі з аварійним відділенням від суміжних енергосистем і недопустимо тривалим та значним (нижчим ніж 49,2 Гц) зниженням або підвищенням (50,5 Гц і більше) частоти, що загрожує пошкодженням обладнання та безпечній роботі електростанцій, включаючи АЕС, а також порушує нормальну роботу обладнання споживачів і створює умови повного його знеструмлення в разі виникнення лавиноподібного падіння напруги та частоти.

Одним з пріоритетних заходів підвищення надійності АОЗЧ та АОПЧ є повна заміна застарілих індукційних пристроїв АЧР на сучасні мікропроцесорні УРЧ.

4.2. Застосування пристроїв АОЗЧ та АОПЧ передбачається в складі комплексу заходів протиаварійного керування відповідно до вимог статей 5 і 14 Закону України "Про електроенергетику" (575/97-ВР) , спрямованих на збереження цілісності та забезпечення надійного й ефективного функціонування ОЕС України.

4.3. Для запобігання та ліквідації аварій, у тому числі і системних, які можуть виникнути внаслідок порушення нормального режиму роботи основного обладнання та механізмів ВП електростанцій або стійкості енергосистем через зниження/підвищення частоти електричного струму при аварійному дефіциті/надлишку активної потужності, необхідно, щоб:

а) АОЗЧ забезпечувало:

живучість ОЕС України або її окремих частин за усіх розрахункових аварійних дефіцитів потужності, незалежно від схеми та режиму роботи ОЕС України із сусідніми енергосистемами (паралельно чи автономно);

зменшення дефіциту потужності і повну ліквідацію процесу аварійного зниження частоти та повернення частоти до доаварійного рівня;

захист від аварійного тривалого зниження частоти в ОЕС України чи її відокремленої частини до рівня спрацювання уставок технологічного захисту на вимкнення блоків АЕС;

умови роботи енергосистеми, які унеможливлюють виникнення лавиноподібного падіння напруги та частоти у споживачів і їх повне знеструмлення;

часткове або повне автоматичне ввімкнення споживачів, яких було вимкнено засобами АЧР, після ліквідації аварійного дефіциту потужності та нормалізації частоти;

автоматичне відділення усіх або частини блоків електростанцій на навантаження власних потреб або на збалансоване навантаження ВП і споживання прилеглого до електростанції району мережі, якщо не вдалося унеможливити зниження частоти до рівня, небезпечного для обладнання електростанцій;

б) АОПЧ у разі аварійного відокремлення від енергосистеми району з надлишком активної потужності забезпечувало її захист від тривалого підвищення частоти до рівня, небезпечного для обладнання електростанцій, електричних мереж і споживачів цього району, шляхом зниження потужності його електростанцій за рахунок:

розвантаження енергоблоків (агрегатів) електростанцій первинними регуляторами частоти та потужності із заданим статизмом;

переведення гідроагрегатів гідравлічних акумулюючих електричних станцій у насосний режим;

вимкнення окремих блоків АЕС станційним технологічним захистом у разі підвищення частоти до небезпечного для обладнання АЕС рівня (?50,5 Гц);

вимкнення від мережі або відділення на збалансоване навантаження блоків теплових і гідравлічних електричних станцій та вимкнення від мережі вітрових і сонячних електричних станцій у разі підвищення частоти до рівня, небезпечного для обладнання цих електростанцій.

4.4. АОЗЧ для виконання вимог, викладених у пункті 4.2 цього розділу, під час ліквідації аварійного зниження частоти має використовувати резерви потужності електростанцій і вимикати частину навантаження споживачів за рахунок спрацювання таких автоматичних пристроїв:

АЧВР - автоматичне частотне введення резерву електростанцій САРЧП, зокрема ПР частоти та потужності, що входить до її складу, включно з ПР енергоблоків (агрегатів) електростанцій, які працюють паралельно з енергосистемою;

АЧП - автоматичний частотний пуск резервних гідрогенераторів, газотурбінних і парогазових установок, переведення в генераторний режим гідрогенераторів, які працюють у режимі СК, та автоматичне переведення у генераторний режим агрегатів ГАЕС, які працюють у насосному режимі, або їх автоматичне вимкнення;

АЧР - автоматичне частотне розвантаження (вимкнення споживачів) у разі зниження частоти нижче аварійного значення (49,2 Гц);

АЧД - автоматика частотна ділильна для відділення окремих енергоблоків (агрегатів) електростанцій на навантаження ВП або на збалансоване навантаження прилеглого району разом з ВП;

ЧАПВ - частотне автоматичне повторне ввімкнення споживачів.

4.5. Налаштування та організація пристроїв, що входять до складу АОЗЧ та АОПЧ, повинні забезпечувати:

такі значення та тривалість процесу аварійного зниження або підвищення частоти (частотно-часову характеристику), які не призводять до порушення технологічного режиму роботи електростанцій і вимог технічного рішення з експлуатації обладнання АЕС, яке встановлює тривалість роботи в аварійних режимах з частотою, нижчою ніж 49 Гц, - не більше ніж 300 с, із частотою, нижчою ніж 48 Гц, - не більше ніж 60 с, а з частотою, нижчою ніж 47 Гц або більшою ніж 50,5 Гц, - не більше ніж 10 с;

сумарну потужність навантаження, що вимикається пристроями АЧР, та витримку часу вимкнення відповідно до виникаючого аварійного дефіциту потужності з урахуванням, за необхідності, можливого розвантаження енергоблоків АЕС технологічними захистами;

ліквідацію як місцевих, так і загальносистемних дефіцитів/надлишків потужності з аварійним зниженням/підвищенням частоти в ОЕС України або в її відокремленій частині;

урахування організації та налаштування аналогічних підсистем ПА, зокрема пристроїв АЧР, у суміжних енергосистемах інших країн, які працюють в одній синхронній зоні з ОЕС України або її частинами;

їх періодичне коригування за результатами аналізу ефективності їх роботи під час реальних перехідних процесів у енергосистемі, зареєстрованих пристроями СМПР.

4.6. Усі пристрої АОЗЧ та АОПЧ із заданим налаштуванням мають бути постійно введеними в роботу. У разі розміщення зазначених пристроїв на об’єктах споживача органи їх керування (випробувальні блоки, накладки, кришки реле) повинні бути додатково опломбовані електропередавальною організацією для запобігання несанкціонованого виведення їх з роботи.

4.7. АОЗЧ, АОПЧ та технологічні захисти мають діяти в разі, якщо дія САРЧП ОЕС України, зокрема ПР частоти та потужності енергоблоків (агрегатів) електростанцій, виявилась недостатньо ефективною для утримання частоти в допустимих межах (пункти 5.2 та 5.3 СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009).

4.8. Усі пристрої АОЗЧ та АОПЧ мають відповідати загальним вимогам ГКД 34.20.507-2003 до пристроїв релейного захисту і протиаварійної автоматики та вимогам до вимірювання контрольованих параметрів, які повинні бути не гірше ніж:

періодичність вимірювання частоти та швидкості відхилення частоти - 0,1 с, усереднення на інтервалі - 0,1 с, похибка - не більша ніж 0,01 Гц та 0,05 Гц/с відповідно;

діапазон зміни уставок за частотою - від 45 Гц до 59 Гц з дискретністю 0,01 Гц; за часом від 0,1 с до 300 с - з дискретністю 0,1 с;

діапазони зміни уставок за швидкістю відхилення частоти - від 0,1 Гц/с до 20 Гц/с з дискретністю 0,1 Гц/с; за часом від 0,1 с до 300 с - з дискретністю 0,1 с;

періодичність вимірювання активної потужності та напруги - не більше ніж 1 с, усереднення на інтервалі - 1 с, похибка - не більша ніж 1 % від повного діапазону вимірювання датчика параметра.

4.9. Для підвищення ефективності АОЗЧ та АОПЧ необхідно забезпечити:

4.9.1. Дію САРЧП ОЕС України у всіх можливих режимах її роботи відповідно до вимог ГКД 34.20.507-2003, СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009, СОУ-Н ЕЕ 04.157:2009, СОУ-Н ЕЕ 04.158:2009 та СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.160:2009.

4.9.2. Моніторинг параметрів та дії пристроїв АЧР та АВЗН і АВВП на підстанціях та електростанціях, використовуючи пристрої СМПР, які повинні забезпечувати:

а) реєстрацію заданих електричних параметрів при відхиленні частоти за допустимі межі (49,5 Гц або 50,05 Гц), а також при спрацюванні пристроїв АОЗЧ і АОПЧ на об’єктах їх розташування - до відновлення частоти з роздільною здатністю не більшою ніж 20 мс;

б) точність реєстрації частоти ± 0,001 Гц;

в) точність реєстрації заданої активної потужності та напруги ±1,0 % від повного діапазону вимірювання датчика параметра;

г) синхронізацію реєстрації заданих електричних параметрів від системи точного часу GPS або аналогічних.

4.9.3. Створення статистичної бази даних реальних перехідних режимів, які виникають в ОЕС України та в її окремих вузлах при значних небалансах потужності.

4.9.4. Аналіз таких перехідних режимів і валідацію цифрових моделей їх розрахунку з метою вибору оптимальних уставок пристроїв АОЗЧ і АОПЧ.

V. Автоматичне частотне введення резерву

5.1. АЧВР необхідне для скорочення часу ліквідації аварійного дефіциту потужності та відновлення енергопостачання споживачів, вимкнених дією АЧР, за рахунок термінового введення в роботу наявного резерву потужності електростанцій (включаючи ВЕС та СЕС потужністю, більшою ніж 25 МВт) у разі тривалого зниження частоти.

5.2. Усі наявні в енергосистемах ГЕС, ГАЕС, газотурбінні та парогазові установки необхідно оснащувати автоматикою частотного пуску, яка повинна діяти в разі тривалого зниження частоти і складатися з пристроїв автоматичного:

пуску резервних гідрогенераторів ГЕС і ГАЕС;

переведення в генераторний режим гідрогенераторів, які працюють у режимі СК;

переведення в генераторний режим гідрогенераторів ГАЕС, які працюють у насосному режимі, або їх вимкнення;

пуску ГТУ і ПГУ.

5.3. Уставку АЧП за частотою вибирають у межах від 49,3 Гц до 49,6 Гц. Також задається і уставка обмеження АЧП (як правило, на 0,2 Гц вище), при досягненні якої припиняється подальший автоматичний набір потужності.

Значення уставок АЧП задає ДП "НЕК "Укренерго".

VI. Автоматичне частотне розвантаження

6.1. Загальні вимоги до автоматичного частотного розвантаження:

6.1.1. АЧР призначене для запобігання небезпечному зниженню частоти в разі виникнення дефіциту активної потужності в ОЕС України або її окремій частині шляхом вимкнення частини навантаження споживачів:

невеликими чергами (обсягами) при відносно повільному зниженні (сповзанні) частоти (не більше 1,7 Гц/с; швидкість зниження частоти потребує уточнення з урахуванням пункту 9.1 розділу ІХ цих Правил) для припинення її зниження. Повільне зниження частоти найбільш характерне для паралельної роботи ОЕС України із суміжними енергосистемами або у разі незначних аварійних дефіцитах потужності;

у разі швидкого зниження частоти (понад 1,7 Гц/с; швидкість зниження частоти потребує уточнення з урахуванням пункту 9.1 розділу ІХ цих Правил) чергами (обсягами) відповідно до аварійного дефіциту потужності, що виник (швидкості зниження частоти). Як правило, значна швидкість зниження частоти більш характерна для автономної роботи ОЕС України або її окремої частини при виникненні аварійного дефіциту потужності;

невеликими чергами (обсягами) для підвищення частоти після закінчення процесу її зниження.

6.1.2. АЧР має децентралізовану структуру і виконується у вигляді сукупності окремих автономних пристроїв, які діють на вимкнення заданих приєднань на електростанціях, а також на ПС електроенергетичних систем, електропередавальних компаній і споживачів. Пристрої АЧР, як правило, необхідно розташовувати на об'єктах електроенергетичних систем чи енергопередавальних компаній.

6.1.3. Під час визначення обсягу навантаження, яке повинне вимикатися дією АЧР, необхідно розглядати найбільш важкі за значенням дефіциту потужності реально можливі аварійні режими в нормальних і ремонтних схемах та інші можливі варіанти виникнення значного аварійного дефіциту активної потужності, починаючи з локальних аварій і закінчуючи загальносистемними аваріями в ОЕС України з урахуванням того, що одні й ті ж самі пристрої АЧР повинні запобігати небезпечному зниженню частоти як під час локальних, так і під час системних аварій.

Вибір можливого значення аварійного дефіциту потужності треба виконувати для всіх найбільш характерних і важких, з огляду на баланс і ремонтні схеми, режимів роботи енергосистеми: вечірнього та ранкового максимумів, нічного і денного мінімумів, для робочих, вихідних і святкових днів у різні періоди року, включаючи період водопілля.

Під час визначення обсягу навантаження, яке вимикається дією АЧР, як правило, слід виходити з можливості:

вимкнення усіх живильних ліній споживача або дефіцитного району;

вимкнення потужності найбільшого блока або двох блоків електростанції, якщо вони працюють на шини електростанції через загальний вимикач;

виникнення асинхронного ходу по окремому перетину і, як наслідок, - розвиток аварії з вимкненням частини потужності, що генерується;

вимкнення потужності окремих блоків та електростанцій у дефіцитній частині ОЕС України з подальшим вимкненням "слабких" зв'язків в окремих перетинах унаслідок збільшення потужності, що передається через перетин, понад межу його стійкості;

повного відділення ОЕС України від суміжних енергосистем або поділу її на частини з вимкненням міжсистемних (магістральних) зв'язків у разі порушення їх стійкості внаслідок виникнення значних аварійних дефіцитів активної потужності (наприклад, у разі знеструмлення (посадки на "0") найбільшої електростанції або розвантаження енергоблоків АЕС відповідно до технологічного регламенту при зниженні частоти нижче ніж 49,0 Гц);

виникнення не передбаченого у розрахунках аварійного дефіциту активної потужності, що перевищує розрахунковий дефіцит (наприклад, у разі розвитку каскадної аварії);

зниження потужності навантаження, заведеного на вимкнення від пристроїв АЧР, у вихідні та святкові дні, а також у період його нічного провалу.

Обсяг споживання, заведений під всі черги АЧР, повинен уточнюватися під час виконання конкретних розрахунків і становити:

для гостродефіцитних районів - не менше ніж 70 % від споживання з переважним заведенням навантаження верхніх черг під АЧР-1Ш;

у цілому по ОЕС України - не менше ніж 60 % від споживання.

6.1.4. Пристрої АЧР необхідно розташовувати так, щоб можна було ліквідувати дефіцит потужності у всіх можливих аварійних режимах (від місцевих до загальносистемних). Визначення місця розташування пристроїв АЧР доцільно починати з аналізу місцевих аварій, переходячи до аналізу більш загальних аварій (енергорайон, більш великий енергорайон, енергосистема, енергосистема з енергорайонами інших прилеглих енергосистем тощо).

6.1.5. Потужність споживачів, які вимикаються пристроями АЧР, та їх розміщення повинні бути такими, щоб у процесі їхньої роботи не порушувалася стійкість міжсистемних зв'язків та виключалась можливість виникнення лавиноподібного падіння напруги та частоти за усіх реально можливих випадків аварійного дефіциту потужності. Якщо вибране за умовами ліквідації місцевих аварій АЧР за своїм обсягом виключає можливість виникнення лавиноподібного падіння напруги та частоти і правильно діє під час загальносистемного дефіциту потужності (тобто бере участь у відновлюванні частоти і не порушує своєю дією стійкість енергосистеми), то будь-яких його змін не потрібно. Якщо ж внаслідок його дії може порушитися стійкість при загальному зниженні частоти, то необхідно розглянути можливість запобігання такому розвитку аварії шляхом перерозподілу потужності, яка вимикається пристроями АЧР, або коригування їх уставок спрацювання.

6.1.6. Для безпечної експлуатації енергоблоків АЕС і ТЕС пристрої АЧР треба налаштовувати відповідно до пункту 4.5 розділу IV цих Правил з таким розрахунком, щоб навіть короткочасне зниження частоти нижче ніж 46 Гц було цілком унеможливленим; тривалість роботи з частотою, нижчою ніж 47 Гц, не досягала 10 секунд; з частотою, нижчою ніж 48 Гц, - не досягала 1 хвилини; а з частотою, нижчою ніж 49 Гц, - не досягала 5 хвилин.

6.2. Для зазначених нижче категорій АЧР необхідно дотримуватися таких вимог до уставок черг і обсягів навантаження:

6.2.1. АЧР-1 - швидкодійна категорія пристроїв АЧР, яка, маючи різні уставки за частотою або за частотою та швидкістю її зниження, повинна автоматично адаптуватися до аварійного дефіциту потужності в різних режимах роботи ОЕС України або окремої її частини (паралельно чи автономно із сусідніми енергосистемами) і ліквідувати процес аварійного зниження частоти.

6.2.2. Залежно від швидкості зниження частоти, яка характеризує відносне значення аварійного дефіциту потужності та режим роботи ОЕС України, мають спрацьовувати відповідні черги АЧР-1:

а) за швидкості аварійного зниження частоти до 1,7 Гц/с (швидкість зниження частоти потребує уточнення з урахуванням пункту 9.1 розділу ІХ цих Правил), яка характерна для паралельної роботи ОЕС України із суміжними енергосистемами незалежно від значення виниклого аварійного дефіциту або для режиму автономної роботи ОЕС України чи окремої її частини в разі виникнення аварійного дефіциту потужності не більше 30 % від споживання:

САЧР з мінімальною витримкою часу при f = 49,2 Гц призначена для попередження зниження частоти до уставок спрацювання АЧР-2 (наприклад, якщо за повільного зниження (сповзання) частоти не вдається реалізувати оперативні обмеження і вимкнення споживачів для її утримання);

ЗАЧР з мінімальною витримкою часу при f = 49,1 Гц призначена для запобігання спрацюванню технологічних захистів блоків АЕС у разі небезпечного зниження частоти (нижче ніж 49 Гц);

основні черги АЧР-1 з мінімальною витримкою часу при f від 48,8 Гц до 47,2 Гц призначені для припинення процесу зниження частоти;

б) для ліквідації тяжких аварій, які супроводжуються великою швидкістю зниження частоти (понад 1,7 Гц/с; швидкість зниження частоти потребує уточнення з урахуванням пункту 9.1 розділу ІХ цих Правил), що може бути характерним для аварійного дефіциту потужності значенням понад 30 % від споживання в разі:

аварійного відділення від ОЕС України окремих дефіцитних вузлів або енергорайонів;

виникнення вкрай малоймовірного, як для ОЕС України, аварійного дефіциту потужності понад 6000 МВт з наступним відділенням ОЕС України від суміжних енергосистем на автономну роботу.

Пристрої АЧР-1 необхідно доповнювати другим пуском за швидкістю зниження частоти (АЧР-1Ш), використовуючи для цього пристрої, які мають канали вимірювання частоти і швидкості її зниження.

6.2.3. АЧР-2н - повільнодійна категорія, не суміщена з АЧР-1, призначена для підвищення частоти після дії черг АЧР-1 у разі зависання частоти на неприпустимо низькому рівні.

6.2.4. АЧР-2с - суміщена повільнодійна категорія, яка доповнює АЧР-1 окремим пуском, призначена для ліквідації зниження частоти за відносно повільного аварійного збільшення дефіциту потужності (сповзання частоти), а також для підвищення частоти в разі недостатньої ефективності дії АЧР-2н. АЧР-2с має чотири високі уставки за частотою і уставки за часом із значеннями, більшими ніж значення уставки за часом АЧР-2н.

Суміщення дії пристроїв АЧР-1 і АЧР-2с для одних і тих самих приєднань споживачів, за якого пристрої АЧР-1 доповнюються другим пуском від пристроїв АЧР-2с, виконують для підвищення ефективності та гнучкості частотного розвантаження.

6.2.5. Під час суміщення дії пристроїв АЧР-1 і АЧР-2с на вимкнення одних і тих самих приєднань споживачів пуск від пристроїв АЧР-2с необхідно, у першу чергу, виконувати на приєднання споживачів, підключених до пристроїв АЧР-1 з більш високими уставками за частотою та більш низькими за швидкістю її зниження (менш відповідальні споживачі). Черги АЧР-1 з більш низькими уставками за частотою та більш високими за швидкістю її зниження (більш відповідальні споживачі) суміщуються з чергами АЧР-2, які мають більш низькі уставки за частотою і більш високі уставки за часом.

6.2.6. Суміщення дії пристроїв АЧР-1 і АЧР-2с дає можливість краще використовувати обсяги розвантаження і забезпечувати задану послідовність дії черг за миттєвого виникнення дефіциту активної потужності та відносно повільного його наростання під час аварії (каскадний розвиток аварії, зниження потужності електростанцій, які прийняли в початковий період додаткове навантаження, аварійне 10 %-ве розвантаження АЕС у разі зниження частоти нижче ніж 49 Гц тощо).

6.2.7. Розподіл навантаження за чергами і налаштування уставок спрацювання пристроїв АЧР-1 і АЧР-2 мають забезпечувати розвантаження споживачів, погоджене з процесом зміни частоти в межах частотно-часової характеристики, безпечної для обладнання електростанцій і споживачів. У міру зниження частоти та/або підвищення швидкості її зниження повинні спрацьовувати пристрої АЧР-1 з дедалі вищими уставками за швидкістю зміни частоти та відповідно нижчими уставками за частотою, для відновлення частоти - пристрої АЧР-2н, в окремих режимах АЧР-2с - з дедалі вищими уставками за часом. Це дає змогу виконувати самоналагоджувальну систему АЧР, яка забезпечує вимкнення приєднань споживачів, сумарна потужність яких у більшості випадків буде відповідати виниклому дефіциту, що особливо важливо в умовах імовірнісного характеру виникнення дефіциту потужності.

6.2.8. Обсяг (потужність) навантаження, що підключається до АЧР, необхідно вибирати за умови ліквідації розрахункових дефіцитів активної потужності (підпункт 6.1.3 цього розділу) з деяким запасом, необхідність якого зумовлено:

можливістю виникнення аварійного дефіциту активної потужності, що перевищує розрахунковий дефіцит (наприклад, у разі розвитку каскадної аварії);

можливістю зниження навантаження у вихідні та святкові дні, а також у період нічного його спаду тощо.

6.2.9. Потужність приєднань споживачів РАЧР-1, які підключаються до пристроїв АЧР-1 у кожному енергорайоні, енергосистемі, групі енергосистем чи ОЕС України, з урахуванням запасів потужності має відповідати співвідношенню (1):

де Дельта РГ - розрахунковий аварійний дефіцит потужності, яка генерується (тут і далі - всі значення подано у відносних одиницях, причому за базисну потужність прийнято потужність навантаження енергорайону, енергосистеми чи ОЕС України у початковому режимі до виникнення дефіциту потужності). При цьому обертовий резерв первинного регулювання належить до запасу потужності і не враховується.

6.2.10. Обсяг навантаження, яке підключається до САЧР, має становити не менше ніж 5 % від споживання енергосистеми і не повинен використовуватися для графіків вимкнень, дії засобів ПА та суміщення з АЧР-2. Не допускається вимикати електроустановки споживачів від САЧР більше ніж на 2 год.

6.2.11. Обсяг навантаження, яке підключається до ЗАЧР, має становити не менше ніж 5 % від споживання енергосистеми і не повинен суміщатися з АЧР-2, але може використовуватися для графіків вимкнень і дії засобів ПА.

6.2.12. Обсяг навантаження, яке підключається до АЧР-2н, має становити не менше ніж 10 % від споживання енергосистеми.

6.2.13. Сумарна потужність навантаження, яке підключається до пристроїв АЧР (АЧР-1 і АЧР-2н), з урахуванням запасів потужності має бути не меншою ніж:

Потужність навантаження, підключена до АЧР-2с і АЧР-1Ш, не повинна враховуватися в сумарній потужності АЧР, оскільки їх дію виконують додатковим пуском на вимкнення навантаження споживачів, підключених до АЧР-1. Необхідність створення запасу потужності в обсязі АЧР зумовлюється, по-перше, тим, що значення дефіциту активної потужності, який виникає, залежить від багатьох факторів, що мають імовірнісний характер (ніколи не виключено такий розвиток аварії, за якого дефіцит активної потужності може перевищувати максимальний розрахунковий), по-друге, вимогами успішної ліквідації аварій з дефіцитом активної потужності в режимах вихідних, святкових днів, нічних годин тощо.

6.2.14. За наявності в енергосистемі ГЕС, оснащених автоматикою мобілізації резерву потужності (АЧП гідрогенераторів), час фактичної мобілізації цього резерву враховують під час вибору уставок за часом АЧР-2.

6.2.15. Уся потужність навантаження, підключеного до АЧР-2с, повинна бути розділеною на кілька частин (наприклад, 20 і 20, 30 і 30 відсотків загального обсягу) за уставками частоти. Загальний відсоток суміщення АЧР-2с має бути не меншим ніж 75 % загального обсягу АЧР-1:

6.2.16. Слід прагнути здійснювати найбільш гнучке розвантаження, виходячи з якомога більшого наближення потужності приєднань споживачів, які фактично вимикаються в кожному випадку, до реально можливих значень дефіциту потужності. Для цього необхідно, за можливості, більш рівномірно розподіляти за чергами потужність навантаження, що приєднується до пристроїв АЧР-1, АЧР-2, а також до ЧАПВ, і мати якомога більшу кількість рівномірно розподілених відповідно за частотою і за часом черг із мінімальними інтервалами між ними. Мінімальні інтервали для АЧР-1, за можливості, мають бути такими, що дорівнюють значенню 0,1 Гц, для АЧР-2 - 3 с, а для ЧАПВ - 5 с. Треба мати на увазі, якщо до перших черг пристроїв АЧР приєднувати навантаження підприємств з однозмінним режимом роботи і спільними вихідними днями, то це призведе до відсутності таких черг розвантаження у вечірні та нічні години, а також у вихідні дні.

6.2.17. Необхідні обсяги розвантаження мають бути забезпеченими також у разі, коли значну частку навантаження становлять відповідальні споживачі.

6.2.18. Під час експлуатації за рахунок розкиду уставок реле допускається неселективна робота суміжних черг, а також неселективна дія окремих пристроїв АЧР-2 у разі відносно повільного зниження частоти з наближенням до верхньої уставки АЧР-2.

6.2.19. Для всіх енергосистем, що входять в ОЕС України, рішенням ДП "НЕК "Укренерго" встановлюються спільні граничні умови дії пристроїв АЧР і ЧАПВ згідно з додатком, коли:

АЧР-2н має уставку з частоти 49,1 Гц та витримку часу в діапазоні від 5 с до 20 с з інтервалом 3 с між чергами (шість черг);

АЧР-2с має діапазон уставок за частотою від 49 Гц до 48,7 Гц з інтервалом 0,1 Гц між чергами (чотири черги);

верхня межа уставок за частотою пристроїв основної черги АЧР-1 на 0,2-0,3 Гц нижча ніж відповідна верхня межа уставок пристроїв АЧР-2;

нижня межа уставок за частотою пристроїв основної черги АЧР-1 не нижча ніж 47,2 Гц;

уставка пристроїв САЧР - 49,2 Гц;

уставка пристроїв ЗАЧР - 49,1 Гц;

уставка за часом пристроїв АЧР-1, у тому числі САЧР та ЗАЧР, - мінімальна (за умовами запобігання неселективній роботі реле частоти);

уставка за часом пристроїв АЧР-2с - від 21 с до 60 с, а в умовах можливої мобілізації потужності ГЕС - до 90 с;

уставки за часом пристроїв АЧР-2с необхідно встановлювати зростаючими від пристроїв з більш високими уставками за частотою до пристроїв з більш низькими уставками за частотою;

межі уставок за частотою пристроїв ЧАПВ - від 49,5 Гц до 49,98 Гц з витримкою часу від 5 с до 90 с (кінцева уставка за часом пристроїв ЧАПВ залежно від конкретних умов може бути різною (не регламентується).

6.2.20. Для запобігання помилковій роботі пристроїв АЧР у разі короткочасного зниження частоти з уставками від 47,5 Гц до 49,0 Гц достатня витримка часу становить від 0,2 с до 0,3 с, а в більшості випадків - від 0,1 с до 0,15 с. Помилкові дії черг з уставками за частотою, нижчою ніж 47,5 Гц при короткочасній зміні частоти, - практично неможливі.

6.2.21. Прискорення дії пристроїв АЧР-1 істотно знижує імовірність глибокого тривалого зниження частоти, тому необхідно прагнути до скорочення витримок часу черг пристроїв АЧР-1. При цьому АЧР-1 не повинні спрацьовувати під час динамічних (короткочасних) відхилень частоти, що виникають під час значних небалансів потужності і автоматично усуваються за рахунок саморегулюючого ефекту навантаження електричних двигунів.

Для запобігання помилковій роботі пристроїв усіх черг АЧР-1 (включно з АЧР-1Ш) під час динамічних (короткочасних) відхилень частоти уставки їх спрацювання за часом повинні бути більшими від часу існування динамічних відхилень (Тспр = 0,15 с).

6.2.22. Слід прагнути до збільшення числа черг і пристроїв розвантаження (АЧР з уставками по рівню частоти) та зменшення значення потужності розвантаження, що припадає на кожну чергу (за таких умов ступені між чергами розвантаження можуть бути мінімальними). Чим більше число черг і, отже, менший обсяг навантаження, яке відключається кожною чергою, тим більш гнучкою стає вся система розвантаження при повільному зниженні (сповзанні) частоти.

6.2.23. Енергосистеми, що входять в ОЕС України (чи вузли енергосистеми), можуть мати неоднакову кількість черг АЧР. Погодженість їхньої дії забезпечується однаковими граничними межами уставок і рівномірним розподілом за потужністю і уставками в цих межах. Допускається істотне відхилення від рівномірного розподілу потужності за чергами, якщо це потрібно для запобігання перевантаженням "слабких" зв'язків і для урахування різної відповідальності споживачів в енергосистемах (вузлах). Але при цьому все одно треба забезпечувати ефективну дію пристроїв АЧР за будь-яких можливих варіантів виникнення дефіциту потужності.

6.2.24. У разі відхилення від рівномірного розподілу потужності бажано збільшувати обсяг АЧР в області більш високих частот. При цьому для окремих енергосистем і енергорайонів необхідно перевіряти значення потужності електроустановок споживачів, підключених до перших черг АЧР-1, за умови запобігання (при спрацьовуванні цих черг) підвищенню частоти вище уставок спрацьовування пристроїв ЧАПВ. Це необхідно також враховувати і в разі укрупнення черг АЧР-2.

6.2.25. Відмова в роботі пристроїв АЧР і АВВП при значному дефіциті потужності може викликатися перш за все недоліками існуючих на окремих ПС індукційних реле частоти, зокрема під час одночасного зниження контрольованої ними напруги в перехідному процесі зниження частоти.

Необхідним заходом підвищення ефективності АОЗЧ є повна заміна існуючих індукційних реле частоти на уніфіковані мікропроцесорні, які мають канали вимірювання частоти і швидкості її зниження і дають можливість організувати декілька незалежних черг вимкнення споживачів.

6.3. У разі короткочасного зниження частоти необхідно дотримуватися таких вимог до АЧР:

6.3.1. АЧР не повинне спрацьовувати в разі короткочасного зниження частоти при:

КЗ поблизу шин вузла, на якому встановлене АЧР;

КЗ на зв’язках поблизу шин вузла з відмовою вимикача і роботою ПРВВ;

КЗ на зв’язках поблизу шин вузла з порушенням його стійкості (виникненні асинхронного режиму);

короткочасних перервах електропостачання навантаження вузла під час дії пристроїв АПВ і АВР на відповідних приєднаннях;

вмиканні потужних електродвигунів (потужністю, не меншою ніж 20 % сумарного навантаження вузла).

6.3.2. Для запобігання вимкненню електроустановок споживачів дією пристроїв АЧР у разі короткочасного зниження частоти слід застосовувати:

блокування, які забороняють дію пристроїв АЧР у разі припинення живлення (наприклад, зникнення струму чи потужності в живильних лініях або трансформаторах);

пристрої АЧР з витримкою часу, більшою за час існування короткочасного зниження частоти, який визначають у кожному конкретному випадку окремо.

Крім цього, для зменшення тривалості перерви живлення електроустановок споживачів дією АЧР необхідно:

установлювати пристрої АЧР з пристроями ЧАПВ;

зменшувати час дії пристроїв АПВ та АВР для споживачів першої категорії.

VII. Частотне автоматичне повторне ввімкнення

7.1. ЧАПВ призначають для автоматичного відновлення живлення частини споживачів, відключених пристроями АЧР, після підвищення частоти за рахунок мобілізації резервів потужності енергосистем.

7.2. Сумарна потужність споживачів, яких підключають до ЧАПВ, не регламентується і повинна визначатися місцевими умовами роботи енергосистем.

7.3. При налаштуванні пристроїв ЧАПВ необхідно враховувати, що:

пристрої ЧАПВ, у першу чергу, необхідно встановлювати в найбільш відповідальних споживачів і споживачів, що живляться від ПС без постійного обслуговуючого персоналу;

черговість ввімкнення споживачів від пристроїв ЧАПВ повинна бути, як правило, зворотною до черговості вимкнення їх пристроями АЧР; ЧАПВ із більш низькими уставками за частотою повинні підключати споживачів, що вимикаються від АЧР-1 і АЧР-2н нижніми уставками за частотою з інтервалом часу між чергами, не меншим ніж 5 с;

з мінімальним часом до ЧАПВ треба підключати споживачів, які вимкнулись нижніми чергами АЧР із максимальним часом;

до однієї черги ЧАПВ за частотою та часом допустимо підключати не більше ніж 1 % усього обсягу споживання енергосистеми.

7.4. Для запобігання розвитку аварії чи збільшенню часу її ліквідації через дію пристроїв ЧАПВ і одночасно для забезпечення ввімкнення більшої частини навантаження дією пристроїв ЧАПВ можна застосовувати пристрої ЧАПВ із контролем процесу зміни частоти після їхнього спрацювання.

7.5. Кінцеве значення уставки за часом пристроїв ЧАПВ, залежно від конкретних умов, можна задавати для електроенергетичних систем різним і не обмежуватися (виходячи з можливості ліквідації дефіциту потужності після відновлення паралельної роботи).

7.6. В енергосистемах за рахунок мобілізації потужності ГЕС, повторних ввімкнень і синхронізації по міжсистемних зв'язках треба орієнтуватися на збільшення числа пристроїв ЧАПВ до установлення їх на всіх пристроях АЧР (пристрої АЧР і ЧАПВ слід виконувати на базі одного реле частоти, яке має декілька уставок за частотою).

Кінцеве значення уставки за часом пристроїв ЧАПВ можна обирати від 90 с до 120 с і більше.

7.7. У разі підключення на ПС до однієї черги ЧАПВ декількох приєднань вимикачі треба вмикати по черзі з витримкою часу, не меншою ніж 1 с, якщо це необхідно за умовами роботи джерел оперативного струму.

7.8. Під час орієнтації на ресинхронізацію енергосистем (чи їх частин) після їх відділення і повторного ввімкнення міжсистемних зв'язків уставки пристроїв ЧАПВ за часом необхідно відстроювати від часу ввімкнення зв'язків пристроями АПВУС. Необхідно, щоб ЧАПВ відбувалося після ресинхронізації чи після дії пристроїв АПВУС, для чого уставки за часом пристроїв ЧАПВ треба збільшувати. Якщо зв'язок, за яким відбувається ресинхронізація, є "слабким" і ЧАПВ приєднань споживачів після ресинхронізації може призвести до повторного порушення стійкості, застосування ЧАПВ в даному випадку має бути обмеженим.

VIII. Вимоги до автоматичного частотного розвантаження та частотного автоматичного повторного ввімкнення на тягових підстанціях

8.1. Уставки пристроїв АЧР і ЧАПВ задаються електроенергетичною системою. При цьому вимкнення навантаження електротяги має передбачатися в останніх за частотою і часом чергах АЧР, а зворотне ввімкнення - у перших за часом чергах ЧАПВ. Відповідність уставок заданим величинам та дії пристроїв АЧР і ЧАПВ забезпечує персонал, який обслуговує відповідні ПС.

8.2. Навантаження електротяги, яке вимикається дією пристроїв АЧР від однієї тягової ПС, на період дії пристроїв АЧР не повинне передаватися через контактну мережу на сусідні тягові ПС.

8.3. Дією пристроїв АЧР не повинне зніматися живлення з ділянок:

на яких організовано розриви контактної мережі;

на яких за умовами рельєфу місцевості не забезпечується рушення потяга після його зупинки;

з довгими спусками, де застосовують рекуперативне гальмування.

8.4. Дією пристроїв АЧР не повинне вимикатися живлення залізничних пристроїв керування, сигналізації, блокування та зв'язку, а також трансформаторів ВП тягових ПС.

IX. Вимоги до впровадження в ОЕС України АЧР-1Ш та додаткового автоматичного розвантаження

9.1. Організацію АЧР-1Ш у цілому для ОЕС України необхідно вирішувати після створення спеціалізованих програм для налаштування та вибору уставок пристроїв АЧР-1Ш на основі розрахунків тривалих перехідних процесів із зниженням частоти за дефіциту активної потужності та набуття необхідного досвіду впровадження пристроїв АЧР-1Ш в окремих гостродефіцитних районах ОЕС України, в яких за відсутності АЧР-1Ш під час їх відділення, як правило, неможливо існуючими пристроями АЧР-1 забезпечити ліквідацію важких частотних аварій та повного знеструмлення споживачів.

9.2. У гостродефіцитних вузлах і енергорайонах, де можливе виникнення аварійного дефіциту потужності понад 30 % від наявного навантаження і відповідна цьому дефіциту швидкість зниження частоти та напруги, за яких АЧР-1 з пуском за частотою може виявитися неефективним, необхідно АЧР-1 і, у першу чергу, САЧР і ЗАЧР доповнювати пуском за швидкістю зниження частоти (АЧР-1Ш).

9.3. Пристрої АЧР-1Ш повинні спрацьовувати з уставками при f меньше або дорівнює 49,5 Гц та швидкості зниження частоти (надалі - df/dt) df/dt більше або дорівнює 1,7 Гц/с, з мінімальною витримкою часу T = 0,15 с для відстроювання від короткочасних змін частоти.

9.4. Для окремих гостродефіцитних районів, залежно від можливих сценаріїв розвитку тяжких аварій з дефіцитом потужності, необхідно за можливості створювати кілька черг АЧР-1Ш з різними уставками з швидкості зниження частоти (df/dt), які, доповнюючи одна одну, вимикали б обсяг навантаження, що відповідає виникаючому аварійному дефіциту потужності (наприклад: I черга=Рн1; II черга=Рн2=(Рн1+ Дельта Р); III черга=Рн3=(Рн2+ Дельта Р). При цьому уставки каналів вимірювання частоти (f більше або дорівнює 49,5 Гц) та витримка часу на спрацювання (T = 0,15 с) для усіх черг повинні залишатися однаковими.

9.5. До АЧР-1Ш необхідно, у першу чергу, залучати споживачів, підключених до САЧР, ЗАЧР та основного обсягу АЧР-1 з вищими уставками за частотою, доповнюючи їх пуском на вимкнення споживачів по каналу вимірювання швидкості зниження частоти з мінімальною витримкою часу (Т = 0,15 с).

9.6. Для окремих гостродефіцитних районів і вузлів, у яких можливе виникнення аварійного дефіциту потужності більш ніж 45 % від наявного споживання та, відповідно, така швидкість зниження частоти та напруги, за якої пристрої АЧР-1Ш будуть неспроможні забезпечити зупинення процесу зниження частоти та напруги (лавиноподібне падіння напруги та частоти), можна використовувати ДАР, яке має доповнювати дію АЧР-1Ш.

9.7. Враховуючи, що ефективність ДАР насамперед залежить від швидкості вимкнення навантаження споживачів при виконанні розвантаження, слід, у першу чергу, здійснювати автоматичне вимкнення приєднань споживачів у необхідному обсязі за факторами, які характеризують виникнення локального дефіциту активної потужності незалежно від процесу зниження частоти (аварійне вимкнення генераторів, вимикачів ліній і трансформаторів, значна зміна значення потужності або струму тощо).

9.8. Слід прагнути до забезпечення спрацьовування ДАР на початку процесу зниження частоти. Допускається підключати одні й ті ж самі приєднання споживачів до ДАР і АЧР. У цьому разі потужність, яку підключають до пристроїв АЧР, повинна відповідати вимогам ліквідації загальносистемного та локального дефіциту активної потужності.

9.9. ДАР необхідно застосовувати, якщо існує економічна доцільність від його впровадження, яка враховує витрати на створення та впровадження автоматики, ймовірність виникнення таких значних аварійних дефіцитів потужності, а також економічні збитки від можливого знеструмлення частини споживачів у разі хибної роботи окремих пристроїв ДАР, які мають єдиний центр протиаварійного керування.

9.10. Персоналу суб'єктів електроенергетики та споживачам у разі вимкнення їх навантаження від пристроїв АЧР і ДАР від джерел живлення забороняється переводити навантаження на інші джерела, які залишилися в роботі при частоті 49,5 Гц і нижче.

X. Автоматика частотна ділильна

10.1. Ефективним заходом, який дає можливість успішно мінімізувати збитки від аварії із значним дефіцитом активної потужності, є використання пристроїв АЧД.

10.2. АЧД (АВВП або АВЗН) призначено для відділення окремих енергоблоків (агрегатів) електростанцій на навантаження власних потреб або на збалансоване навантаження прилеглого району разом з власними потребами, що створює умови прискореного відновлення паралельної роботи енергосистем чи їх частин після частотної аварії.

10.3. Пристрої АЧД слід застосовувати:

якщо схема прилеглої до електростанцій мережі, а також блочні та загальностанційні системи автоматичного регулювання і автоматики це дозволяють;

для резервування дії пристроїв АЧР і ДАР під час аварій;

замість пристроїв ДАР, якщо відсутня економічна доцільність їх застосування, в енергорайонах з особливо великим дефіцитом активної потужності або якщо з якихось причин може мати місце недостатній обсяг розвантаження споживачів, що за місцевими факторами пов'язано із серйозними технічними труднощами реалізації потрібного обсягу вимкнень (немає можливості швидко вимкнути навантаження потужного споживача або потужну живильну лінію, або навантаження споживачів значно розосереджено по енергосистемі тощо);

якщо необхідно забезпечити без обмежень електропостачання від шин станції споживачів особливої категорії;

якщо електростанції визначено як резервні джерела енергії для розвороту з "нуля" інших електростанцій у разі їх знеструмлення.

10.4. На електростанціях з потужними блоками застосовувати АВВП або АВЗН можна за наявності блочної автоматичної системи аварійного розвантаження блока, яка забезпечує збалансовану, тривалу і надійну (стійку) роботу блока на навантаження відокремленого району та/або ВП.

10.5. На енергоблоках АЕС необхідно вводити в роботу:

первинне регулювання частоти та потужності в межах ± 2 %Рном для енергоблоків з реакторами ВВЕР-1000 і ± 5 % Рном - для енергоблоків з реакторами ВВЕР-440;

технологічні захисти обмеження тривалості роботи обладнання АЕС - у разі аварійного зниження частоти нижче ніж 49 Гц, з дією на автоматичне розвантаження та відділення на навантаження власних потреб блоків.

10.6. ВЕС і СЕС повинні відділятися від мережі своїми технологічними захистами з уставками за частотою та напругою відповідно до вимог виробника обладнання електростанцій, а в разі їх відсутності - з уставками за частотою f меньше або дорівнює 47 Гц з Тзат. = 0,2 с і f меньше або дорівнює 48 Гц з Тзат.= 20 с або при зниженні напруги U меньше або дорівнює 0,9Uн з Тзат.= 10 - 60 с.

10.7. АЧД треба виконувати відповідно до проектних рішень і встановлювати на всіх електростанціях та блок-станціях, для яких вона може бути виконаною за умови їх роботи (схема електростанції або блок-станції, її положення в мережі, обмеження за теплофікаційним режимом тощо).

10.8. Для електростанцій, для яких визнано неможливим або недоцільним створення АЧД, у разі зміни складу устаткування, схеми видачі потужності, схеми мережі, яка прилягає до електростанції (але не рідше одного разу на три роки), повинні затверджуватися головним інженером електростанції (за узгодженням з органом оперативно-диспетчерського керування і ОРГРЕС) відповідні рішення з необхідним мотивуванням.

10.9. Розроблення і виконання АЧД (проведення реконструкції) необхідно здійснювати з дотриманням таких вимог:

для електростанцій малої потужності, а також для блокових електростанцій, у першу чергу, треба розглядати дію АЧД на відділення електростанції (або її частини для блочних електростанцій) із приблизно збалансованим навантаженням прилеглого району. При цьому необхідно використовувати мінімальне число вимикачів, які повинні спрацьовувати, та уникати складних операцій перемикань і телевимкнень. При відділенні електростанції на приблизно збалансоване навантаження кращим є утворення невеликого надлишку генеруючої потужності, що відділяється (з урахуванням дії пристроїв АЧР-ЧАПВ у районі, що відділяється);

на блокових електростанціях, для яких відсутня можливість створення автоматики, що відділяє електростанцію чи її частину, має передбачатися дія АЧД на відділення одного блока з його власними потребами. При цьому має бути забезпечено та експериментально перевірено надійну роботу блока з навантаженням його ВП протягом не менше ніж 15 хвилин у всіх режимах і технологічних схемах, зокрема за умови забезпечення живлення теплових ВП відокремлюваного блока. За необхідності треба передбачати переведення дії АЧД на інший у такий же спосіб підготовлений блок.

10.10. В інструкціях для оперативного персоналу блокових електростанцій з АЧД повинні міститися вказівки щодо збереження в роботі блока, який відділився, його використання для пуску інших блоків у разі їх зупинки, ввімкнення блока в електричну мережу та його навантаження.

10.11. АЧД для відділення ТЕС, ГЕС великої та середньої потужностей, агрегатів блок-станцій (ТЕЦ) на приблизно збалансоване навантаження та/або на навантаження ВП, як правило, необхідно виконувати з двома пусковими органами: один з частотою від 46,8 Гц до 47,2 Гц і часом спрацьовування 0,5 с, а інший - із частотою близько 47,5 Гц і часом спрацювання від 30 с до 40 с.

10.12. АЧД для блоків АЕС відповідно до технічного рішення з експлуатації обладнання АЕС вводиться на працюючих енергоблоках АЕС на їх відділення з навантаженням ВП з такими уставками спрацювання:

49 Гц, з витримкою часу 300 с;

48 Гц, з витримкою часу 60 с;

47 Гц, з витримкою часу 10 с.

При цьому необхідно враховувати, що час роботи енергоблока на ВП має становити не більше ніж 40 хвилин, виходячи з температурних умов пари вихлопних патрубків циліндрів низького тиску турбіни.

10.13. Для створення відносної селективності дії АЧД на електростанціях, розташованих у різних точках мережі, слід передбачати можливість уведення додаткових пристроїв, які дозволяли б або блокували б дію АЧД, залежно від розташування електростанції в системі (наприклад, за зниженням напруги, за зміною значення чи напрямку потужності в електричній мережі тощо).

10.14. Якщо електростанції знаходяться в особливо дефіцитному районі (дефіцит потужності становить понад 45 %), то найбільш ефективним буде використання для відділення електростанції на збалансоване навантаження пристроїв вимірювання швидкості зниження частоти (АЧР-1Ш) з мінімальною витримкою часу (Т = 0,15 с) і уставкою за швидкістю зниження частоти (df/dt і 2,0 Гц/с), у доповнення до уставок за частотою в межах від 47,5 Гц до 47,2 Гц і часом вимкнення, не більшим ніж 1 с.

10.15. Можливість вибору дещо різних уставок пуску АЧД доцільно використовувати для створення відносної селективності (наприклад, для випереджального відділення раніше тієї з двох ТЕС, від якої залежить водопостачання).

XI. Підключення електроустановок споживачів до АЧР

11.1. Підключати електроустановки споживачів до АЧР необхідно відповідно до вимог Правил користування електричною енергією (z0417-96) , затверджених постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України від 31 липня 1996 року № 28, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 2 серпня 1996 року за № 417/1442 (із змінами), Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів (z1143-06) , затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 25 липня 2006 року № 258, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 25 жовтня 2006 року за № 1143/13017 (із змінами), СОУ-Н ЕЕ 20.568:2007 (z0151-07) , ГКД 34.20.507-2003, СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009, СОУ-Н ЕЕ 35.514:2007, СОУ-Н МПЕ 40.1.20.563:2004, "Правил устройства электроустановок" (ПУЭ-86), а також "Сборника руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть" (СРМ-92).

11.2. Потужність електроустановок споживачів, яких підключають до пристроїв АЧР (обсяг АЧР), і розташування пристроїв АЧР треба вибирати таким чином, щоб унеможливити виникнення лавиноподібного падіння напруги та частоти за будь-яких реально можливих випадків аварійного вимкнення потужності, яка генерується, та поділу енергосистем чи ОЕС України на окремі частини.

11.3. Обсяг АЧР формується з навантажень електроустановок (приєднань) споживачів будь-якої категорії з надійності електропостачання (крім електроустановок споживачів особливої групи першої категорії). Залежно від категорії з надійності електропостачання електроустановки відповідальних споживачів необхідно підключати до черг АЧР з більш низькими уставками за частотою та більшою витримкою часу.

11.4. Потужність електроустановок споживачів, яких підключають до пристроїв АЧР, в окремих вузлах енергосистеми визначають з умов запобігання розвитку найбільш тяжких місцевих і загальносистемних аварій і беруть з 5 %-им запасом потужності.

11.5. Пристрої АЧР, як правило, треба розташовувати на об'єктах суб'єктів електроенергетики. У разі коли за необхідності частину пристроїв АЧР встановлено у споживачів, у тому числі на тягових ПС, їх стан має періодично (не менше двох разів на рік) контролювати персонал суб'єктів електроенергетики із залученням Держенергонагляду. Пристрої АЧР, установлені у споживачів, слід резервувати на об'єктах суб'єктів електроенергетики пристроями АЧР з нижчими уставками за частотою і більшими уставками за часом спрацьовування.

11.6. За наявності в енергосистемі суб’єктів господарської діяльності, які споживають теплову енергію від турбін електростанцій, необхідно враховувати можливість зменшення потужності, яка генерується, унаслідок повного або часткового припинення споживання теплової енергії в результаті вимкнення зазначених суб’єктів господарської діяльності пристроями АЧР, що може призвести до подальшого зниження частоти. У подібних випадках слід орієнтуватися на перенесення відповідних пристроїв АЧР безпосередньо на ПС споживачів, де можна відключити тільки електроустановки споживачів, не пов'язаних із споживанням теплової енергії.

11.7. Для споживачів, яких підключено до пристроїв АЧР, режими роботи і розміщення пристроїв АВР необхідно погоджувати таким чином, щоб під час спрацьовування пристроїв АВР не відбулося відновлення живлення навантаження в дефіцитній частині, яке було вимкнене дією АЧР (наприклад, здійснювати блокування, що забороняють дію пристроїв АВР у разі зниження частоти тощо).

11.8. Персоналу суб'єктів електроенергетики і споживачам забороняється переводити живлення навантаження, яке вимкнено дією пристроїв АЧР чи ДАР, на інші лінії (приєднання). Порушення цієї вимоги може призвести до розвитку аварії в енергосистемі, вимкнення джерел живлення, які залишилися, і повного припинення живлення всього навантаження підприємства.

В окремих випадках, коли дозволяє схема мережі та існує технічна можливість, дозволено відновлювати живлення, вимкнене пристроями АЧР чи ДАР навантаження від незалежних (автономних) джерел електроенергії, не пов’язаних з дефіцитною частиною енергосистеми.

11.9. Контроль фактичного навантаження електроустановок споживачів, підключених до пристроїв АЧР-ЧАПВ, технічного стану пристроїв АЧР-ЧАПВ та підготовленість відповідного персоналу споживачів має здійснювати персонал суб'єктів електроенергетики не менше двох разів на рік у режимні дні.

XII. Автоматичне обмеження підвищення частоти

12.1. АОПЧ призначене для запобігання аварійному недопустимо тривалому підвищенню частоти, при якому можливе пошкодження обладнання електростанцій, електричних мереж і споживачів або порушення технологічного режиму їх роботи у разі відділення від суміжних енергосистем ОЕС України або її окремої частини з аварійним надлишком активної потужності.

Таке відділення може статися при аварійному вимкненні зв'язків з ними в разі їх пошкодження, виникненні асинхронного режиму та при реалізації незбалансованих керуючих дій ПА.

АОПЧ має децентралізовану структуру і виконується у вигляді сукупності окремих автономних пристроїв, розташованих на об’єктах електроенергетичних систем чи енергопостачальних компаній.

Пристрої АОПЧ реагують на рівень частоти і діють на вимкнення генераторів від мережі, а також на відділення енергоблоків (АВВП або АВЗН).

12.2. АОПЧ повинне:

запобігати недопустимому підвищенню частоти в енергосистемі або в її окремій частині до рівня, за якого можливе спрацювання автоматів безпеки турбогенераторів (>55 Гц) та гідрогенераторів (від > 55 Гц до > 60 Гц);

вимикати від мережі ВЕС і СЕС у разі підвищення частоти до рівня, небезпечного для обладнання цих електростанцій (як правило, > 50,5 Гц);

обмежувати час роботи обладнання електростанцій з підвищеною частотою, навіть якщо навантаження блоків електростанцій не виходить за межі допустимого діапазону;

підтримувати умови нормальної роботи моторного навантаження енергосистеми;

обмежувати тривалість існування режимів роботи з підвищеною частотою, які порушують стабільність роботи АЕС;

завжди мати необхідний системний резерв на розвантаження електростанцій на випадок виникнення максимально можливих розрахункових аварійних надлишків потужності в цілому по ОЕС України, а також місцеві резерви для окремих вузлів і районів, для яких існує імовірність їх відокремлення на автономну роботу з великим надлишком активної потужності в разі виникнення асинхронного ходу по живильних ВЛ або їх програмованого вимкнення пристроями автоматики;

якщо енергосистема або окрема надлишкова по активній потужності частина ОЕС України містить тільки ТЕС, обмежувати тривале підвищення частоти рівнем, за якого потужність енергоблоків знаходиться у межах діапазону регулювання;

обмежувати тривале підвищення частоти допустимим рівнем у разі відділення надлишкової частини ОЕС України, яка має у своєму складі ТЕС, що паралельно працюють із ГЕС, потужність яких переважає, шляхом вимкнення частини генераторів ГЕС сумарною потужністю, яка приблизно дорівнює надлишку. При цьому вимкнення гідроелектростанцій не повинне призводити до спрацювання пристроїв АЧР. Для резервування дії пристроїв АОПЧ на вимкнення гідрогенераторів там, де це допустимо за схемними та режимними умовами, можна використовувати пристрої АЧД для ТЕС.

12.3. При визначенні обсягу збалансованого навантаження, на яке відділяються блоки електростанцій від пристроїв АВЗН, необхідно враховувати можливість їх випереджального розвантаження дією САРЧП та можливість переведення ГА ГАЕС у насосний режим.

12.4. Для підвищення ефективності АОПЧ необхідно застосовувати не менше двох ступенів розвантаження електростанцій з різними уставками за частотою та часом. Уставки пристроїв системи АОПЧ за частотою необхідно налаштовувати у межах від 50,55 Гц до 53,5 Гц. Більш високі уставки необхідно застосовувати для відділення електростанцій чи окремих блоків електростанцій на збалансоване навантаження, а менші - для пристроїв зниження потужності електростанцій і переведення ГА ГАЕС у насосний режим, тим самим забезпечуючи селективність їх дії.

Пристрої АОПЧ повинні відстроюватись уставками за часом спрацювання від короткочасних підвищень частоти і не призводити до спрацювання АОЗЧ.

Уставки налаштування пристроїв АОПЧ визначаються ДП "НЕК "Укренерго" та енергосистемами.

12.5. Для окремих особливо надлишкових частин ОЕС України з АЕС, в яких генерація ТЕС становить незначний відсоток від загальної генерації, відповідно до технічного рішення з експлуатації обладнання АЕС пристрої технологічної автоматики блоків АЕС повинні мати можливість діяти на сигнал або на їх відділення з навантаженням ВП з уставками f більше або дорівнює 50,5 Гц і Tз = 10 с.

XIII. Зобов’язання посадових осіб з розроблення і застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження або підвищення частоти в енергосистемах

13.1. ДП "НЕК "Укренерго" щорічно готує спеціальне рішення з принципів формування АЧР-ЧАПВ в ОЕС України, що затверджується Міненерговугілля України. На підставі затвердженого рішення ДП "НЕК "Укренерго" задає електроенергетичним системам з урахуванням структури генерації (частки АЕС і ТЕС) та балансу потужності (надлишкова чи дефіцитна):

значення граничних уставок АЧР-1, САЧР, ЗАЧР, АЧР-1Ш, АЧР-2н та АЧР-2с;

сумарні мінімальні обсяги навантаження всіх категорій АЧР і вимоги до обсягів навантаження окремих черг;

значення уставок спрацьовування і максимальні обсяги ЧАПВ;

значення уставок спрацьовування АЧД електростанцій;

значення уставок спрацьовування пристроїв АОПЧ.

13.2. Електроенергетичні системи на своїй території задають електропередавальним організаціям відповідні обсяги АЧР-ЧАПВ (у відсотках від значення споживання), за винятком ВП електростанцій і втрат в основній мережі, а також вимоги до уставок за частотою і часом.

Розроблені відповідною службою електропередавальної організації завдання АЧР (обсяги навантаження, значення уставок спрацьовування і перелік приєднань споживачів) підписує керівник служби, затверджує керівник електропередавальної організації та погоджує головний диспетчер відповідної електроенергетичної системи.

13.3. ДП "НЕК "Укренерго" забезпечує правильність і своєчасність видачі електроенергетичним системам завдань з уставок і обсягів АЧР-ЧАПВ, АЧД і АОПЧ та контролює звітні дані енергосистем з їх виконання.

13.4. Електроенергетичні системи зобов’язані забезпечити правильний розподіл між електропередавальними організаціями обсягів АЧР-ЧАПВ, а також контроль за роботою пристроїв АЧР-ЧАПВ на ПС основної мережі ОЕС України.

13.5. Електропередавальні організації та споживачі зобов’язані забезпечити технічну експлуатацію пристроїв АЧР-ЧАПВ, установлених на їх об’єктах, виконання вимог електроенергетичних систем щодо налаштування комплектів АЧР-ЧАПВ і відповідність заданих обсягів фактичному навантаженню, задіяному в АЧР. Споживачі зобов’язані забезпечити наявність і збереження встановлених електропередавальною організацією на комплектах АЧР пломб (на виконавчих реле, комутаційних і захисних апаратах, накладках тощо).

13.6. Споживачі зобов'язані забезпечувати безперешкодний допуск персоналу електроенергетичних систем, електропередавальних організацій і Держенергонагляду для нагляду за технічним станом пристроїв АЧР-ЧАПВ і контролю за обсягами навантаження та заданими уставками, своєчасно оповіщати електропередавальну організацію про випадки спрацювання пристроїв АЧР та обсяги фактичного навантаження відключених приєднань, які заведено під дію пристроїв АЧР.

13.7. Персонал суб'єктів електроенергетики забезпечує:

своєчасне виконання вимог, викладених у пунктах 13.5, 13.6 цього розділу, надійність і ефективність дії пристроїв АЧР у разі аварійних знижень частоти в ОЕС України, енергосистемах чи їх частинах;

відновлення (дією пристроїв ЧАПВ і оперативним персоналом) електропостачання споживачів, електроустановки яких було вимкнено пристроями АЧР, після ліквідації дефіциту потужності.

13.8. Енергогенеруючі організації (електростанції) забезпечують автоматичне регулювання частоти та потужності електростанціями в разі зміни частоти в енергосистемі у межах заданих технічних характеристик обладнання і виконання вимог електроенергетичних систем щодо налаштування пристроїв АЧД та АОПЧ на електростанціях.

13.9. Відповідно до Положення про державний енергетичний нагляд за режимами споживання електричної і теплової енергії (929-96-п) , затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 7 серпня 1996 року № 929 (у редакції постанови Кабінету Міністрів України від 13 лютого 2006 року № 131), завданнями та функціями Держенергонагляду є здійснення в межах своєї компетенції нагляду за дотриманням суб’єктами електроенергетики, суб’єктами відносин у сфері теплопостачання і споживачами електричної енергії вимог нормативно-правових і нормативно-технічних актів у сфері виробництва, постачання та споживання електричної і теплової енергії.

Міністр	Ю. Бойко
ПОГОДЖЕНО: Голова Державної служби України з питань регуляторної політики та розвитку підприємництва	М.Ю. Бродський

№ з/п	Уставки АЧР			АЧР-2 суміщено з АЧР-1 (з витримкою часу від 21 с до 90 с, з інтервалами 3 с)		ЧАПВ (з витримкою часу від 5 с до 90 с і більше, з інтервалами 5 с)
	за частотою		за часом
1	Вищі уставки АЧР	САЧР, 49,2 Гц	Від 0,1 с до 0,15 с (для мікропроцесорних реле частоти) та від 0,2 с до 0,3 с (для індукційних реле частоти)	Не суміщається		Від 49,98 Гц до 49,7 Гц
2		ЗАЧР, 49,1 Гц
3		АЧР-2 несум., 49,1 Гц	Від 5 с до 20 с (6 черг з інтервалом 3 с)
4	АЧР-1 суміщено з АЧР-2	48,8 Гц	Від 0,1 с до 0,15 с (для мікропроцесорних реле частоти) та від 0,2 с до 0,3 с (для індукційних реле частоти)	Не менше ніж 75 % загального обсягу АЧР-1	49,0 Гц 20 % від сумарної АЧР-2 сум.	49,9 Гц (максимальний час)
5		48,7 Гц
6		48,6 Гц
7		48,5 Гц				49,8 Гц
8		48,4 Гц			48,9 Гц 20 % від сумарної АЧР-2 сум.
9		48,3 Гц
10		48,2 Гц
11		48,1 Гц				49,7 Гц
12		48,0 Гц			48,8 Гц 30 % від сумарної АЧР-2 сум.
13		47,9 Гц
14		47,8 Гц
15		47,7 Гц				Від 49,6 Гц до 49,5 Гц (мінімальний час)
16		47,6 Гц
17		47,5 Гц			48,7 Гц 30 % від сумарної АЧР-2 сум.
18		47,4 Гц
19		47,3 Гц
20		47,2 Гц

Про внесення змін до Правил застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження частоти в енергосистемах