Чл. 1009. Автоматичното честотно разтоварване действа на изключване на електрически товари в следния приоритет:
1. изключване на хидроагрегатите, работещи в помпен режим; 2. изключване на потребителите на електрическа енергия, за които е допустимо краткотрайно (в рамките на няколко минути) прекъсване на електрозахранването.
Чл. 1010. (1) Електрическите товари, изключвани от АЧР, се разпределят равномерно в ЕЕС. (2) След действие на АЧР не се допуска възникване на претоварвания на елементи в електрическата мрежа и отклонения на напрежението извън допустимите граници.
Чл. 1011. Допуска се използването на устройства за АЧР с грешка при измерване на честотата не по-голяма от 0,01 Hz и грешка при измерване на нарочното забавяне по време не по-голяма от 0,05 сек.
Чл. 1012. Настройките на АЧР, включващи честота на заработване, нарочно забавяне по време и обем на изключваните електрически товари, се задават от оператора на ЕЕС в зависимост от конкретните условия.
Раздел VII Автоматично регулиране на честотата и активната мощност
Чл. 1013. (1) Устройствата за автоматично регулиране на честотата (АРЧ) и активната мощност (АРМ) в електроенергийната система: 1. поддържат зададена (планова) честота при нормален режим; 2. поддържат зададена обменна мощност със съседни електроенергийни системи. (2) При изпълнение на функциите по ал. 1 АРЧ и АРМ осигуряват: 1. първично регулиране на честотата; 2. вторично регулиране на честотата и обменните мощности; 3. третично регулиране на активната мощност; 4. корекция на синхронното време.
Чл. 1014. (1) С устройствата за АРЧ се осигурява поддържане на честотата в границите 50 ± 0,02 Hz. Допуска се устройствата за АРЧ да не реагират на отклонения на честотата, предизвикани от краткотрайни колебания на товара на електроенергийната система. (2) Средното отклонение на синхронното време за денонощие е не повече от 30 s.
Чл. 1015. (1) Електрическите централи, които участват в автоматичното регулиране на честотата, се снабдяват с автоматични системи за управление на активната мощност и турбинни регулатори с възможност за регулиране на статизма. (2) За големите ВЕЦ се предвиждат системи за управление на активната мощност с възможност за дистанционно пускане и спиране на отделни агрегати.
Чл. 1016. Електрическите централи, които не вземат участие в автоматичното регулиране на честотата и мощността в електроенергийната система, автоматично поддържат зададен товар. Поддържането на зададения товар с автоматичните регулатори е с грешка не по-голяма от ± 2 % (от зададената мощност).
Чл. 1017. (1) При честота, по-ниска от 47,5 Hz, се осъществява отделяне на ТЕЦ за работа на "район" чрез устройство за автоматично честотно отделяне АЧО. (2) При честота, по-висока от 50,3 Hz, генераторите в електрическите централи автоматично се разтоварват до предварително зададена мощност. При продължаване на нарастването на честотата автоматиката последователно изключва от системата първо хидрогенератори и след това турбогенератори.
Чл. 1018. Устройствата за АРЧ и АРМ се предвиждат с възможности за лесно и бързо изменение на настройките им.
Чл. 1019. При използване на телемеханични канали в схемата на устройствата за АРЧ и АРМ повредите в каналите не трябва да предизвикват изменение на товара на електрическите централи.
Чл. 1020. При резки и бързи изменения на честотата в началния момент автоматичното регулиране на честотата и мощността се осъществява чрез първичното регулиране при спазване на изискванията: 1. диапазонът за първично регулиране на всеки блок се определя от настройката на статизма и зададения максимален резерв, в зависимост от техническите му характеристики; 2. времето за активиране на пълния резерв за първично регулиране не надвишава 30 s от момента на възникване на смущението по честота; 3. всички блокове, които участват в първичното регулиране, поддържат резерва за първично регулиране през цялото време на отклонение на честота в системата от плановата.
Чл. 1021. Честотата и обменните мощности се регулират чрез централен вторичен регулатор в централно диспечерско при спазване на изискванията: 1. скоростта на изменение на мощността на термичните агрегати е от 1 до 4 % (от номиналната мощност) за минута; 2. скоростта на изменение на мощността на ВЕЦ (с водохранилища) е от 1 до 5 % (от номиналната мощност) за секунда.
Раздел VIII Делителни автоматики
Чл. 1022. (1) Делителни автоматики се осигуряват за: 1. разделяне на обединени електроенергийни системи в дадени точки при възникване на асинхронен ход; 2. отделяне на електрическите централи при понижение на честотата (АЧО); 3. разтоварване на автотрансформатори и други елементи от ЕЕС.
Чл. 1023. С автоматика за прекратяване на асинхронен ход (АПАХ) се снабдяват свързващите ВЛ при наличие на опасност от възникване на асинхронен ход между паралелно работещи електроенергийни системи или между части от тях. Автоматиката за прекратяване на асинхронен ход действа на изключване на ВЛ само при възникване на асинхронен ход и не заработва при синхронни колебания. Автоматиката за прекратяване на асинхронен ход има две зони на действие: 1. първа зона, която обхваща защитаваната ВЛ и действа в първия цикъл на асинхронния ход без нарочно забавяне; 2. втора зона, която обхваща част от системата след ВЛ и я изключва след зададен брой цикли на асинхронния ход.
Чл. 1024. Автоматика за честотно отделяне (АЧО) на ТЕЦ от ЕЕС при понижаване на честотата в системата под зададена настройка се предвижда с цел оставането им в работно състояние. При отделянето се запазват собствените нужди на ТЕЦ и те имат готовност за възстановяване на ЕЕС след крупни аварии. Чрез разполагане на честотни релета на подходящи места се отделя район, самостоятелно захранван от централата.
Чл. 1025. Автоматики за разтоварване на автотрансформатори и други елементи от електрическата мрежа се предвиждат за предотвратяване на изключването им и изключването на други елементи от системата.
Чл. 1026. За предотвратяване на недопустимо повишаване на оборотите на турбините на ТЕЦ при аварийно отпадане на товара делителната защита действа без закъснение на изключване на част от генераторите при повишение на честотата до 52 ? 53 Hz.
Чл. 1027. Устройствата за автоматично ограничаване понижаването на напрежението осигуряват устойчивостта на системата и предотвратяват възникването на лавина на напреженията в следаварийни условия на работа на ЕЕС.
Чл. 1028. Устройствата по чл. 1027 освен стойността на напрежението контролират и други параметри, включително скоростта на изменение на напрежението, като въздействат и на форсирането на възбуждането на синхронните генератори, изключването на реактори и по изключение при липса на други мрежови мероприятия - изключването на потребители.
Раздел X Автоматика срещу недопустимо повишаване на напрежението
Чл. 1029. За запазване на съоръженията за ВН от продължителното въздействие на повишеното напрежение, предизвикано от едностранно изключване на ВЛ, се прилагат автоматични устройства, действащи при увеличаване на напрежението над 110 ? 130 % от номиналното и с контрол на стойността и посоката на реактивната мощност по ВЛ.
Чл. 1030. (1) Автоматиката по чл. 1029 действа със закъснение, отчитащо допустимата продължителност на пренапреженията и отстроено от продължителността на атмосферните и комутационни пренапрежения. (2) Автоматиката действа за последователно включване на шунтови реактори (ако има такива) в подстанцията или централата, където е регистрирано повишено напрежение. Ако такива липсват или включването на реакторите не довежда до необходимото понижаване на напрежението, автоматиката действа на изключване на ВЛ, предизвикваща недопустимото увеличение на напрежението.
Чл. 1031. Автоматиката срещу недопустимо повишаване на напрежението се прилага задължително за ВЛ с напрежение 400 kV и по-високо, а за по-ниските напрежения - при доказана необходимост.
Раздел XI Автоматично разтоварване на електроенергийната система при аварийно изключване на големи генераторни мощности
Чл. 1032. За случаите на аварийно изключване на големи генераторни мощности в ЕЕС на България с цел предотвратяване на претоварването на електрическите връзки със съседни ЕЕС и аварийното й отделяне от обединената ЕЕС, водещо до аварийното изключване на голям брой потребители, се допуска въвеждането на разтоварваща автоматика.
Чл. 1033. Разтоварващата автоматика заработва при аварийното изключване на големи генераторни мощности, създаващо опасност от отделяне на ЕЕС на България от обединената ЕЕС, с която работи паралелно.
Чл. 1034. Разтоварващата автоматика действа на разтоварване на ЕЕС, като изключва електрически товари в следния приоритет: 1. хидроагрегатите, работещи в помпен режим; 2. потребителите на електрическа енергия, за които е допустимо краткотрайно (в рамките на няколко минути) прекъсване на електрозахранването.
Чл. 1035. Изключваните от разтоварващата автоматика електрически товари се разпределят равномерно в ЕЕС. След действие на разтоварващата автоматика не се допуска възникването на претоварвания на елементи в електрическата мрежа и отклонения на напрежението извън допустимите граници.
Чл. 1036. Времето за разтоварване на ЕЕС от действието на разтоварващата автоматика е от 0,2 до 1,0 s.
Чл. 1037. Настройките на разтоварващата автоматика, принципът на действие, обемът на изключваните електрически товари, техническите средства и режимът на работа се задават от оператора на ЕЕС в зависимост от конкретните условия.
Раздел XII Общи изисквания към уредбите за мрежово телеуправление
Чл. 1038. За мрежово телеуправление (МТУ) се предвиждат уредби за дистанционно командване на потребителите на електрическа енергия и апарати посредством нискочестотни командни импулси, инжектирани в електрическата мрежа 50 Hz.
Чл. 1039. Централната командна автоматика и апаратурите за синхронно предаване на команди към местните командни автоматики на предавателните уредби за мрежово телеуправление се разполагат в диспечерския пункт за даден район на ЕЕС.
Чл. 1040. Местните командни автоматики и принадлежащите им предавателни уредби на МТУ се разполагат в подходящи помещения на подстанции ВН/СрН, възлови станции и трафопостове СрН/НН на дадения район на ЕЕС.
Чл. 1041. Приемниците на МТУ се поставят в разпределителните табла 380/220 V.
Чл. 1042. Приемниците на МТУ се захранват директно от общите шини на разпределителното табло или от захранващата фаза на командвания уред, но винаги през предпазител след главния прекъсвач.
Чл. 1043. Допуска се приемниците на МТУ да командват потребителите и чрез междинни усилващи апарати (контактори и др.).
Чл. 1044. Командите, за които са настроени изходящите релета на приемниците на МТУ, се отбелязват върху капака на приемниците така, че да отразяват съществуващото положение.
Чл. 1045. Винтовете, с които се закрепват капаците на приемниците МТУ и на всички апарати, функционално свързани с тях, да позволяват пломбирането им.
Глава двадесет и втора АВТОМАТИЗИРАНА СИСТЕМА ЗА ДИСПЕЧЕРСКО УПРАВЛЕНИЕ (АСДУ) НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЙНАТА СИСТЕМА
Раздел I Общи изисквания, определения
Чл. 1046. Всеки обект от ЕЕС се проектира и изгражда в съответствие с изискванията за функционирането на "Автоматизирана система за диспечерско управление" (АСДУ).
Чл. 1047. Автоматизираната система за диспечерско управление включва средствата за: 1. телекомуникации (ТК); 2. телемеханика (ТМ); 3. надеждно eл.захранване; 4. информационно-управляващи комплекси (ИУК).
Чл. 1048. Към АСДУ се поставят изисквания за осигуряване на: 1. надеждна и икономична работа на ЕЕС; 2. повишаване ефективността на диспечерското управление при водене на режимите, ликвидиране на нарушения и аварии в ЕЕС; 3. поддържане качество на електрическата енергия съгласно стандарта и зададените обмени на енергия с други електроенергийни системи.
Чл. 1049. (1) При проектиране на средствата за АСДУ с операторите на електроенергийната система/разпределителните мрежи се съгласуват обемът, видът и условията на работа на АСДУ за всеки електроенергиен обект. (2) Допуска се при проектирането на АСДУ да не се предвиждат средства за телемеханика, ако това е обосновано технически и икономически. (3) Системите и апаратурата, използвани за изграждане на АСДУ, се предвиждат за работа в реално време с разполагаемост не по-малка от 99,8 %, ако изрично не е определена друга разполагаемост.
Чл. 1050. Компонентите, материалите и апаратурата за АСДУ се проектират, произвеждат и тестват в съответствие с действащите стандарти ISO, IEC, ITU-T.
Чл. 1051. Апаратурата за АСДУ се избира с възможност за монтиране в стандартни шкафове, рамки с етажи и с лесен достъп за поддръжка и ремонт. (2) Елементите за апаратурата, шкафовете и кабелите по ал. 1 се маркират с устойчиви на износване надписи и етикети, в съответствие с документацията. (3) Връзките на ТМ и нискочестотните връзки на ТК се осъществяват през репартитор от ножов тип. (4) За апаратурата на АСДУ се извеждат основни алармени индикации на независими контакти с възможност за подаване към наблюдаваща, записваща и анализираща апаратура.
Чл. 1052. Съоръженията и апаратурата за АСДУ се избират за работа при климатични условия, както следва: 1. външни климатични условия - температура на въздуха от - 25 °C до + 55 °C, относителна влажност ? 95 %; 2. вътрешни климатични условия(за неклиматизирани помещения) - температура на въздуха от - 10 °C до + 55 °C, относителна влажност ? 95 %.
Чл. 1053. Програмното осигуряване в АСДУ включва системно и потребителско програмно осигуряване, за което се поставят изискванията: 1. за системното програмно осигуряване - въвеждане на последните версии на лицензирани програмни продукти; 2. за потребителското програмно осигуряване - възможности за реализиране на специфичните функции на системата по събиране, архивиране, визуализиране и тестване на информацията.
Раздел II Телекомуникации
Чл. 1054. (1) Телекомуникационните средства за диспечерско управление се изграждат като мрежа чрез: 1. високочестотни (ВЧ) канали по електропроводи; 2. ултракъсовълнови (УКВ) радиовръзки; 3. радиорелейни линии (РРЛ); 4. оптични кабели и телекомуникационна апаратура; 5. сателитни радиотелефони; 6. телекомуникационни медни кабели; 7. телеграфни канали; 8. телефонни автоматики; 9. безжични аналогови и цифрови системи; 10.телефонни апарати. (2) Чрез телекомуникационната мрежа се предава говор, образ, данни, сигнали за телеуправление и телерегулиране, ускорение на релейни защити (РЗ) и противоаварийни автоматики (ПАА). (3) За телеграфни канали за телемеханика (ТМ), ускорения на РЗ и ПАА се използват телефонни канали с вторично уплътняване. (4) Телефонните канали за нуждите на ТМ, РЗ и ПАА задължително се включват и към автоматичната телефонна мрежа на съответното ниво на диспечерско управление, като се предвиждат необходимите съоръжения и блокове.
Чл. 1055. (1) Електропроводните линии, които се използват за ВЧ канали, се проектират и изграждат с високочестотни обработки по схема фаза-фаза или фаза-земя. (2) Честотите на предаване и приемане на ВЧ канали се определят от оператора на електроенергийната система в разрешения за отрасъл "Енергетика" честотен диапазон.
Чл. 1056. Честотният диапазон за работа на УКВ радиовръзки и РРЛ се определя с лиценз от Комисията за регулиране на съобщенията.
Чл. 1057. (1) Оптичната връзка се изгражда чрез: 1. оптичен кабел, вграден в мълниезащитното въже на електропроводи; 2. диелектрични самоносещи оптични кабели; 3. подземни оптични кабели. (2) Всички оптични връзки в обектите се осъществяват посредством оптичен разпределителен шкаф.
Раздел III Телемеханика
Чл. 1058. (1) С телемеханиката се осигурява пълна наблюдаемост на обекта чрез приемане, обработване и предаване към оператора на електроенергийната система в реално време на информация за: телеизмерване (ТИ), телесигнализация (ТС), показания на електромери (телеброене ТБр), стъпала на янсенови регулатори, команди за телеуправление (ТУ) и телерегулиране (ТР). (2) Апаратурата за телемеханика в обектите с междусистемни електропроводи от съображения за сигурност и достоверност се дублира, предава по независими телекомуникационни канали и има независимо електрозахранване. (3) Информацията, свързана със системата за автоматично регулиране на честотата и активната мощност (САРЧМ), се предава по два взаимно независими телекомуникационни канала.
Чл. 1059. (1) Телеизмерването да осигурява предаване на информация за основните електрически и технологични параметри, характеризиращи режима на работа на електрическите уредби. (2) За преобразувателите на ТИ е възможно използването на датчици, локални контролери или специални понижаващи трансформатори, които обслужват АСДУ и отговарят на изискванията за клас на точност. (3) Телеизмерванията, необходими за работа в повече от един диспечерски пункт, се ретранслират.
Чл. 1060. За електромерите на междусистемни електропроводи се предвижда предаване на показания в диспечерския пункт.
Чл. 1061. (1) Чрез телесигнализация се осигурява информация за: 1. състоянието на комутируемите съоръжения, определящи топологията на обекта; 2. задействалите релейни защити; 3. аварийните състояния; 4. състоянието на апаратурата от АСДУ. (2) Сигналът за комутируемите съоръжения се взема от свободен блок-контакт или от реле-повторител, като за всеки обект се изпълнява еднотипно. (3) Телесигнализацията, необходима за работа в повече от един диспечерски пункт, се ретранслира.
Чл. 1062. Информацията за стъпалата на янсеновите регулатори на трансформаторите се предава чрез преобразувател, който кодира съответното стъпало.
Чл. 1063. (1) Телеуправлението се предвижда за комутируеми съоръжения, които оперативно и технически подлежат на дистанционно управление. (2) Командите за телеуправление се подават на индивидуални помощни релета за включване и за изключване. (3) За електрическите уредби с ТУ се предвиждат технически възможности за извеждане и въвеждане на ТУ за всяко присъединение. (4) На всеки обект за информация на дежурния персонал се предвижда сигнализация за действието на ТУ. (5) Блокирането на ТУ от защити и автоматики се осъществява по утвърдени схеми от оператора на електроенергийната система. (6) Телеуправлението на едно съоръжение може да се осъществява само от един оператор.
Чл. 1064. Телерегулирането осигурява предаване на всички необходими сигнали и задания за активна мощност от централния регулатор към местните регулатори за обекти, включени към системата за автоматично регулиране на честота и мощност (САРЧМ).
Чл. 1065. Токовите и напреженови вериги, свързани с предаване на информация към апаратурите от АСДУ, се съобразяват с изискванията по глава двадесет и втора.
Раздел IV Системи за надеждно електрозахранване
Чл. 1066. (1) Променливотоковото захранване на апаратурите от АСДУ се осъществява посредством инвертор, свързан към акумулаторна батерия на обекта. (2) Електрозахранването се извършва от собствените нужди на енергийния обект, когато инверторът или батерията са повредени или се извършват профилактични проверки. (3) За обектите, в които няма акумулаторна батерия или капацитетът й е недостатъчен, инверторът се доставя със собствена батерия. (4) В диспечерските пунктове и енергийните обекти, включени в схемата за бързо възстановяване на енергийната система след тежки аварии, се предвиждат дизел-генератори, които осъществяват електрозахранването на апаратурите за АСДУ при по-продължително отпадане на електрозахранването. (5) Постояннотоково захранване с напрежение 48 V се резервира. (6) За апаратурите и съоръженията от АСДУ в линейно апаратните зали (ЛАЗ) се инсталират отделни захранващи електротабла.
Раздел V Информационно управляващи комплекси
Чл. 1067. (1) За преносното и разпределителните предприятия се проектират и изграждат информационно управляващи комплекси (ИУК) за управление в реално време на електрическите мрежи и генераторите, намиращи се на тяхна територия.
Чл. 1068. (1) Информационно управляващият комплекс се изгражда с компютърна система за наблюдение и управление на електроенергийната система в реално време. (2) Информационно управляващите комплекси обхващат: 1. SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) - система за събиране, обработка, визуализация, архивиране и протоколиране на телеинформация и телеуправление на комутационни апарати в електроенергийни обекти; 2. AGC (Аutomatic Generation Control) - система за автоматично регулиране на честотата и обменните мощности; 3. PAS (Power Application Software) - система за режимни изчисления в реално време, включваща потокоразпределение, оценка на състоянието, сигурност, оптимално потокоразпределение и др.; 4. система за енергийно планиране, включваща програми за хидротермална координация, оптимален работен състав на генериращите мощности и икономичен диспечинг; 5. система за диспечерски тренажор; 6. система за дълговременно архивиране на информацията. (3) За функционалността на ИУК се изисква: 1. критичните функции по отношение на сигурност да включват като минимум SCADA и AGC функциите; 2. некритичните функции да включват генериране на банката данни, генериране на картини и протоколи, система за дългосрочно архивиране и диспечерски тренажор; 3. разполагаемостта на критичните функции да е най-малко 99,95 % или общото годишно отпадане за всички критични функции да е най-много 4 h и 23 min; 4. разполагаемостта на некритичните функции да е в рамките на 95 %; 5. времето за реализация на информационно управляващата система на заявки на оператора е до 1 sec, а времето на извикване на картина на дисплеите е без видимо забавяне за оператора. (4) Информационно управляващият комплекс на оператора на електроенергийната система се проектира и изгражда на база отворена архитектура, позволяваща да се комуникира с информационно управляващите системи на диспечерските центрове на съседните ЕЕС и разчетния център на UCTE (Union for the Coordination and Transport of Energy). (5) Информационно управляващите комплекси на операторите на разпределителните мрежи включват функционалност и интерфейси, съвместими с информационно управляващия комплекс на централното и териториалните диспечерски управления на оператора на електропреносната мрежа. (6) Интерфейсите между ИУК се осъществяват на база на телемеханични и стандартни IEC протоколи.
Раздел VI Общи изисквания за изграждане и съоръжаване на диспечерски центрове и линейно-апаратни зали на електроенергийни обекти
