PRAVILAO RADU PRENOSNOG SISTEMA("Sl. glasnik RS", br. 55/2008 i 3/2012) |
ISTORIJA PROMENA
Oznaka |
Datum |
Dokument |
Datum izdavanja |
Opis |
1.0 |
15.04.2008. |
JP EMS |
17.04.2008. |
- |
1.1. Svrha Pravila o radu prenosnog sistema
1.1.1. Pravila uređena Pravilima o radu prenosnog sistema (u daljem tekstu: Pravila) obuhvataju:
- planiranje prenosnog sistema;
- priključenje na prenosni sistem;
- pristup prenosnom sistemu;
- rad prenosnog sistema;
- eksploataciju i održavanje objekata;
- merenje električne energije.
1.1.2. Pravila su izrađena u skladu sa propisima kojima se uređuje oblast energetike, planiranje i izgradnja objekata, kao i obavezujućim odredbama UCTE operativnog priručnika i pravilima ETSO-a.
1.1.3. Pravila uređuju način sprovođenja obaveza JP EMS kao energetskog subjekta odgovornog za prenos električne energije i upravljanje prenosnim sistemom.
1.1.4. Pravila, takođe, uređuju i obaveze korisnika prenosnog sistema koje propisuju zakoni i pripadajući podzakonski akti.
1.2. Prenosni sistem i oblast primene Pravila
1.2.1. Prenosni sistem sačinjava celokupna mreža napona 400 kV i 220 kV, deo mreže 110 kV, drugi elektroenergetski objekti, telekomunikacioni sistem, informacioni sistem i druga infrastruktura neophodna za funkcionisanje elektroenergetskog sistema.
1.2.2. Prenosna mreža obuhvata celokupnu mrežu čiji je nosilac prava korišćenja energetski subjekat koji vrši delatnost prenosa električne energije i upravljanja prenosnim sistemom i delove objekata i mreža 110 kV koji su u vlasništvu, odnosno na kojima pravo korišćenja imaju korisnici prenosnog sistema, u skladu sa tačkama 1.2.3, 1.2.4. i 1.2.5.
1.2.3. Elementi EES se po pravilu razvrstavaju u zavisnosti od naponskog nivoa objekta i uticaja elementa na pouzdanost rada elektroenergetskog sistema i interkonekcije, a prema sledećim opštim kriterijumima kategorizacije:
- u prvu grupu: elementi EES naponskog nivoa 400 kV i 220 kV i interkonektivni dalekovodi 110 kV sa pripadajućim poljem;
- u drugu grupu: elementi EES 110 kV koji su važni za pouzdan rad energetskih objekata za proizvodnju električne energije i interkonektivnih dalekovoda 110 kV;
- u treću grupu: ostali elementi EES naponskog nivoa 110 kV čiji je nosilac prava korišćenja JP EMS, kao i elementi EES u objektima korisnika prenosnog sistema preko kojih se fizički vrši prenos električne energije u uobičajenom uklopnom stanju;
- u četvrtu grupu: elementi EES nad kojima JP EMS nema pravo korišćenja i preko kojih se fizički ne vrši prenos električne energije u uobičajenom uklopnom stanju.
Bliže kriterijume kategorizacije utvrđuje JP EMS.
1.2.4. JP EMS izrađuje dokument Kategorizacija elemenata 400 kV, 220 kV i 110 kV EES Republike Srbije (u daljem tekstu: Kategorizacija) koji obuhvata spisak svih dalekovoda, transformatorskih stanica i razvodnih postrojenja, sa punim nazivom, numeracijom i kategorizacijom elemenata prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema 400 kV, 220 kV i 110 kV.
1.2.5. Elementi prenosne mreže su Kategorizacijom svrstani u prvu, drugu ili treću grupu elemenata EES.
1.3.1. Ako u toku primene Pravila, nezavisno od volje JP EMS, nastupe okolnosti koje se nisu mogle predvideti, odnosno čije se nastupanje nije moglo sprečiti, a delovanje tih okolnosti može prouzrokovati izmenjene tehničke uslove korišćenja prenosnog sistema i izazvati posledice po korisnike prenosnog sistema, JP EMS je ovlašćen da preduzme mere za slučaj nepredviđenih okolnosti.
1.3.2. Mere iz tačke 1.3.1. JP EMS preduzima u sporazumu sa korisnicima prenosnog sistema kod kojih se javljaju izmenjeni tehnički uslovi korišćenja sistema. JP EMS je dužan da, odmah pošto utvrdi moguće načine otklanjanja posledica delovanja nepredviđenih okolnosti, o tome obavesti pogođene korisnike prenosnog sistema i predloži mere koje je moguće preduzeti, sa rokom u kojem je te mere potrebno preduzeti.
1.3.3. Ako se između JP EMS i korisnika ne može postići sporazum o preduzimanju mera u raspoloživom vremenskom roku, JP EMS odlučuje o primeni mera za sprečavanje, odnosno otklanjanje posledica delovanja nepredviđenih okolnosti. JP EMS je obavezan da primeni takve mere koje posledice po korisnike sistema svode na najmanju moguću meru.
1.3.4. Korisnik prenosnog sistema je dužan da se pridržava svih uputstava dobijenih od strane JP EMS u cilju sprovođenja odgovarajućih mera u toku trajanja nepredviđenih okolnosti.
1.3.5. JP EMS je dužan da sačini izveštaj o primeni mera za slučaj nepredviđenih okolnosti, na način i po postupku za izradu vanrednih izveštaja o radu prenosnog sistema, u kojem se, pored ostalog, navode uzroci nastupanja nepredviđenih okolnosti, mere koje su preduzete i posledice delovanja nepredviđenih okolnosti. Izveštaj se, pored ostalih nadležnih organa, u skladu sa Pravilima, dostavlja i Komisiji za praćenje primene Pravila.
1.3.6. JP EMS je dužan da najkasnije u roku od 45 dana, od dana nastanka nepredviđenih okolnosti, sačini i podnese na razmatranje i usaglašavanje inicijativu za izmenu, odnosno dopunu Pravila, u cilju uređivanja tog pitanja.
1.4. Poverljivost informacija i podataka
1.4.1. JP EMS je dužan da obezbedi tajnost njemu dostupnih komercijalnih, poslovnih i tehničkih podataka svih korisnika prenosnog sistema, kao i drugih podataka koji su mu dostupni.
1.4.2. Korisnici prenosnog sistema određuju podatke koji se odnose na tehničke karakteristike i uslove eksploatacije svojih objekata, koje JP EMS mora da tretira kao poverljive. Ovi podaci se unose u sporazum koji reguliše eksploataciju objekata korisnika prenosnog sistema.
1.4.3. Podaci koji se odnose na potrošnju, proizvodnju i razmenu električne energije svakog korisnika prenosnog sistema pojedinačno, JP EMS smatra za poverljive. Sumarni podaci ovog tipa, na nivou elektroenergetskog sistema, ne smatraju se poverljivim.
1.4.4. Osnovne informacije o radu prenosnog sistema, uključujući i informacije o poremećajima i drugim vanrednim okolnostima, ne smatraju se poverljivim.
1.4.5. Informacije i podatke koje je korisnik prenosnog sistema odredio za poverljive JP EMS može objaviti samo uz pismenu saglasnost ovog korisnika. Pismena saglasnost određuje za koju se svrhu informacije ili podaci mogu objaviti. Ova saglasnost ne može imati trajni karakter.
1.4.6. Podatke o opterećenju prenosnog sistema JP EMS objavljuje u formi koja ne narušava poverljivost informacija korisnika prenosnog sistema.
1.4.7. JP EMS, u cilju obezbeđivanja tehničkih preduslova za analizu sigurnosti rada elektroenergetskog sistema, razmenjuje odgovarajuće podatke sa susednim operatorima prenosnog sistema, među kojima se nalaze i komercijalno poverljivi podaci. Kako bi se sprečile zloupotrebe ovih podataka, JP EMS sa susednim operatorima prenosnog sistema zaključuje odgovarajuće ugovore o poverljivosti dostupnih podataka, u kome se takvi podaci označavaju kao poverljivi, a ugovorne strane obavezuju na očuvanje njihove tajnosti.
1.5.1. Pismena komunikacija između JP EMS i korisnika prenosnog sistema i dostavljanje poziva, odluka, obaveštenja i drugih akata se vrši neposrednim dostavljanjem preko dostavljača - kurira, poštom, telefaksom ili elektronskom poštom.
1.5.2. Dostavljanje se vrši radnim danima, u toku radnog vremena.
1.5.3. Dostavljanje se smatra izvršenim:
- ukoliko se dostavljanje vrši preko dostavljača - danom uručenja pismena korisniku prenosnog sistema, odnosno njegovom zaposlenom; lice kome je akt uručen je dužno da na kopiji primljenog akta stavi datum prijema, potpis i otisak službenog pečata i da ga vrati dostavljaču;
- ukoliko se dostavljanje vrši preko pošte - danom uručenja preporučene pošiljke korisniku prenosnog sistema;
- ukoliko se dostavljanje vrši telefaksom - kada pošiljalac primi potvrdu da je akt poslat;
- ukoliko se dostavljanje vrši elektronskom poštom - kada pošiljalac primi potvrdu o prijemu elektronske pošte koju šalje informacioni sistem strane koja prima elektronsku poštu.
1.5.4. Ako prilikom navedenih načina dostavljanja bude učinjena greška, smatraće se da je dostavljanje izvršeno onog dana za koji se utvrdi da je lice kome je akt namenjen stvarno dobilo taj akt.
1.5.5. Ako JP EMS ili korisnik prenosnog sistema promene sedište, broj telefona, broj telefaksa ili elektronsku adresu, dužni su da o tome blagovremeno obaveste drugu stranu.
1.6. Komisija za praćenje primene Pravila o radu prenosnog sistema
1.6.1. Komisija za praćenje primene Pravila o radu prenosnog sistema (u daljem tekstu: Komisija) je savetodavno telo koje:
- donosi poslovnik o radu Komisije;
- prati primenu Pravila;
- razmatra inicijative za izmenu, odnosno dopunu Pravila.
1.6.2. JP EMS obezbeđuje uslove za rad Komisije.
1.6.3. Članovi komisije su:
- 6 predstavnika JP EMS od kojih jedan vrši funkciju predsednika Komisije;
- 2 predstavnika proizvođača električne energije;
- 1 predstavnik povlašćenih proizvođača električne energije;
- 2 predstavnika energetskih subjekata koji obavljaju delatnost distribucije električne energije i upravljanja distributivnim sistemom za električnu energiju;
- 1 predstavnik energetskog subjekta koji trguje električnom energijom radi snabdevanja tarifnih kupaca;
- 2 predstavnika energetskih subjekata koji obavljaju delatnost trgovine električnom energijom na tržištu električne energije;
- 2 predstavnika kvalifikovanih kupaca čiji su objekti priključeni na prenosni sistem;
- 2 predstavnika tarifnih kupaca čiji su objekti priključeni na prenosni sistem.
1.6.4. U radu Komisije učestvuje i predstavnik Agencije za energetiku Republike Srbije (u daljem tekstu: Agencija).
1.6.5. Član Komisije koji predstavlja grupu korisnika prenosnog sistema se određuje na period od dve godine.
1.6.6. U okviru grupe, pravo korisnika prenosnog sistema da odredi člana Komisije se utvrđuje prema listi redosleda koja se sačinjava na osnovu:
- broja licence iz Registra izdatih licenci Agencije, za proizvođače električne energije, energetske subjekte koji obavljaju delatnost distribucije električne energije, odnosno delatnost trgovine električnom energijom;
- rednog broja u Registru kvalifikovanih kupaca Agencije;
- rednog broja u Registru povlašćenih proizvođača električne energije ministarstva Vlade Republike Srbije nadležnog za poslove energetike;
- azbučnog reda objekata tarifnih kupaca koji su priključeni na prenosni sistem.
1.6.7. Predsednik Komisije je dužan da utvrdi i objavi listu članova Komisije najkasnije mesec dana pre održavanja redovne sednice Komisije.
1.6.8. Predsednik Komisije predsedava sednicama Komisije i zadužen je za sazivanje sednice, utvrđivanje sastava Komisije u skladu sa Pravilima, dostavu materijala koji će se razmatrati na sednicama, objavljivanje dokumenata i akata od značaja za rad Komisije, kao i za obavljanje drugih poslova u skladu sa poslovnikom o radu Komisije.
1.6.9. Rad Komisije se odvija u redovnim i vanrednim sednicama. Redovne sednice se održavaju najmanje jednom godišnje.
1.6.10. Kvorum za održavanje sednice čini polovina ukupnog broja imenovanih članova.
1.6.11. O pitanjima razmatranim na sednicama Komisije sačinjava se zapisnik koji sadrži iznete stavove svih članova koji su učestvovali u raspravi.
1.6.12. Predstavnici korisnika prenosnog sistema su obavezni da prilikom učestvovanja u raspravi istupaju u interesu svih, odnosno većine predstavnika grupe korisnika prenosnog sistema koje predstavljaju, na način koji sporazumno odrede.
1.6.13. Zapisnik sa sednice Komisije dostavlja se Agenciji i objavljuje na način utvrđen poslovnikom o radu Komisije.
1.6.14. Poslovnik o radu Komisije uređuje:
- način sazivanja redovnih i vanrednih sednica;
- način vođenja i objavljivanja liste korisnika prenosnog sistema za svaku grupu i način objavljivanja liste članova Komisije;
- način dostavljanja materijala za sednice Komisije;
- način objavljivanja zapisnika sa sednica Komisije;
- tumačenje poslovnika.
2.1.1. Pojmovi upotrebljeni u Pravilima imaju sledeća značenja:
AGREGAT - Funkcionalna celina koju sačinjavaju turbina, generator i neophodni prateći uređaji.
AKTIVNA SNAGA - Realni deo konjugovanog kompleksnog proizvoda napona i struje. Ovo je komponenta snage koja vrši željeni rad na strani potrošnje.
AUTOMATSKA REGULACIJA PROIZVODNJE (AGC) - Proces automatskog upravljanja proizvodnjom (aktivnom snagom) regulacionih elektrana, tako da se frekvencija i suma snage razmene električne energije sa susednim elektroenergetskim sistemima održe što je moguće bliže planiranim vrednostima.
BALANSIRANJE ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA - Proces angažovanja sekundarne i tercijarne rezerve u cilju održavanja sume snage razmene sa susednim elektroenergetskim sistemima na planiranoj vrednosti.
BEZNAPONSKA PAUZA - Vreme od delovanja zaštite i davanja impulsa za isključenje prekidača do davanja impulsa za uključenje prekidača od strane uređaja (funkcije) za automatsko ponovno uključenje (APU). Beznaponska pauza ne uključuje vreme isključenja, odnosno vreme uključenja prekidača.
BEZNAPONSKO POKRETANJE GENERATORA - Sposobnost proizvodne jedinice da se iz stanja kada je isključena sa mreže vrati u operativno stanje i počne da predaje snagu, u situaciji kada je deo prenosnog sistema na koji je priključena u beznaponskom stanju.
BROJILO - Uređaj za merenje i registrovanje električne energije i snage. Brojilo obavlja više funkcija - meri aktivnu i reaktivnu električnu energiju po tarifnim stavovima i registruje dijagrame opterećenja aktivne i reaktivne snage.
VALIDACIJA - Provera valjanosti mernih podataka dobijenih daljinskom ili lokalnom akvizicijom koja se vrši po utvrđenim programskim algoritmima i analizom dnevnika događaja koji se registruju u brojilima.
VIŠI HARMONIK - Sinusoidalna komponenta naponskog, odnosno strujnog talasa čija je frekvencija jednaka proizvodu n x 50 Hz, gde je n prirodan broj veći od 1.
VREME ISKLJUČENJA KVAROVA - Vreme koje obuhvata podešeno vreme delovanja glavnih (osnovnih) zaštita i vreme isključenja prekidača. Usvojena vremena isključenja kvarova su osnova za dimenzionisanje opreme i studije dinamičke stabilnosti prenosnog sistema. Isključenja kvarova delovanjem rezervnih zaštita i zaštite od otkaza prekidača ne smatraju se merodavnim za dimenzionisanje opreme i studije dinamičke stabilnosti prenosnog sistema.
GLAVNI PROJEKAT - Projekat kojim se utvrđuju građevinsko-tehničke, tehnološke i eksploatacione karakteristike objekta sa opremom i instalacijama, tehničko-tehnološka i organizaciona rešenja za gradnju objekta, investiciona vrednost objekta i uslovi održavanja objekta.
GREŠKA REGULACIONE OBLASTI - Trenutna razlika između stvarne i planirane vrednosti snage razmene regulacione oblasti, korigovana za vrednost frekventnog člana za tu regulacionu oblast (proizvod regulacione konstante date regulacione oblasti i odstupanja frekvencije).
DALJINSKA AKVIZICIJA - Daljinsko prikupljanje podataka sa brojila i registratora podataka iz nadležnog centra.
DODELJENI PRENOSNI KAPACITET (AAC) - Ukupan prenosni kapacitet koji je na odgovarajući način dodeljen na korišćenje učesnicima na tržištu električne energije od strane operatora prenosnog sistema, odnosno operatora tržišta električne energije.
DOZVOLA ZA RAD - Vrsta dokumenta za rad čije izdavanje prethodi otpočinjanju radova na elementima EES, ili u blizini elemenata EES.
EKSPLOATACIJA OBJEKATA - Aktivnosti čiji je cilj da se primenom tehničko-ekonomskih metoda na najbolji mogući način iskoriste postojeći, već izgrađeni elektroenergetski objekti i celokupan elektroenergetski sistem. Drugim rečima, to je skup upravljačkih akcija (ručnih ili automatskih) preduzetih u cilju zadovoljenja potreba korisnika prenosnog sistema, uz uslov da se obezbede uslovi normalnog rada elektroenergetskog sistema i najmanji troškovi poslovanja.
ELEKTROENERGETSKI OBJEKAT (OBJEKAT) - Građevinsko-elektromontažna celina koja služi za proizvodnju, odnosno prenos, odnosno distribuciju, odnosno potrošnju električne energije.
ELEKTROENERGETSKI SISTEM - Skup svih međusobno povezanih elektroenergetskih objekata koji sačinjavaju jedinstvenu tehničko-tehnološku celinu.
ELEMENT EES - Dalekovod, dalekovodno polje, transformator, transformatorsko polje, sistem sabirnica, spojno polje, merno polje, rastavljač... Ovakav element je kategorisan u određenu grupu Kategorizacije elemenata 400 kV, 220 kV i 110 kV EES Republike Srbije.
ENERGETSKI SUBJEKT - Pravno lice, odnosno preduzetnik, koje je upisano u registar za obavljanje jedne ili više energetskih delatnosti koje se odnose na električnu energiju.
EIC Z KOD - Jedinstveni identifikacioni kod svakog mernog mesta. Ovaj kod se sastoji od 16 alfanumeričkih karaktera koji opisuje merno mesto i napon merenja. Ove kodove za merna mesta priključenja na prenosnu mrežu generiše JP EMS.
ZAGUŠENJE - Identifikovano preopterećenje elementa u prenosnoj mreži ili neispunjenost kriterijuma sigurnosti "N-1" u postupku analize tokova snaga i napona za planirani režim rada elektroenergetskog sistema, odnosno u realnom vremenu.
ZAŠTITNI UREĐAJ (ZAŠTITA) - Uređaj koji štiti element elektroenergetskog sistema od pogonskih uslova izvan granica normalnog funkcionisanja. Zaštita se sprovodi alarmiranjem i isključivanjem štićenog elementa.
IDEJNI PROJEKAT - Projekat kojim se određuju namena, položaj, oblik, kapacitet, tehničko-tehnološke i funkcionalne karakteristike objekta, organizacioni elementi objekta i izgled objekta.
INTERVENTNI RADOVI - Radovi na elementima EES, ili u blizini elemenata EES čije izvođenje nije predviđeno odgovarajućim planovima isključenja (ovi radovi se po pravilu sprovode zbog nastalog ili potencijalnog kvara na elementu EES).
INTERKONEKCIJA (POVEZANI SISTEM) - Sistem koji se sastoji od dva ili više pojedinačnih elektroenergetskih sistema koji su u sinhronom radu i povezani interkonektivnim dalekovodima.
INTERKONEKTIVNI (POVEZNI) DALEKOVOD - Dalekovod koji povezuje dve regulacione oblasti ili dva elektroenergetska sistema.
INTERNA RAZMENA ELEKTRIČNE ENERGIJE - Razmena električne energije između učesnika na tržištu električne energije unutar regulacione oblasti operatora prenosnog sistema.
ISPAD - Neočekivano isključenje jednog ili više elemenata elektroenergetskog sistema usled kvara ili drugih uzroka.
JEDNOFAZNO APU - Ciklus rada zaštite i uređaja (funkcije) za automatsko ponovno uključenje (APU) koji jednofazne zemljospojeve isključuje jednofazno (samo faza koja je pogođena zemljospojem) i posle beznaponske pauze uključuje tu istu fazu.
KAPACITET - Nazivno kontinualno opterećenje proizvodne jedinice, prenosnog elementa ili druge električne opreme.
KARAKTERISTIČAN DAN - Kalendarski dan koji JP EMS određuje u saglasnosti sa UCTE i ETSO metodologijama za računanje potrebnih veličina i analize sigurnosti.
KATEGORIZACIJA ELEMENATA EES - Postupak kojim JP EMS svaki 400 kV, 220 kV i 110 kV element EES svrstava u jednu od 4 grupe (kategorije), saglasno kriterijumima za kategorizaciju koje donosi JP EMS i objavljuje u dokumentu Kategorizacija elemenata 400 kV, 220 kV i 110 kV EES Republike Srbije. Svrha kategorizacije elemenata EES je da se odrede oblasti upravljanja centara upravljanja JP EMS i korisnika prenosnog sistema i urede obaveze JP EMS i korisnika prenosnog sistema u eksploataciji prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema.
KVALIFIKOVANI KUPAC - Kupac koji ispunjava uslove propisane Zakonom o energetici, kupuje energiju za sopstvene potrebe i koji slobodno može izabrati svog snabdevača električne energije.
KVAR - Događaj koji nastaje na opremi i dovodi do prestanka normalnog izvršavanja funkcije opreme i ispada te opreme iz pogona.
KOMPENZACIONI PROGRAM (PROGRAM KOMPENZACIJE NEŽELJENIH ODSTUPANJA) - Program razmene električne energije između regulacionih oblasti, odnosno regulacionih blokova u cilju kompenzacije neželjenih odstupanja, koja se vrši isporukom ili prijemom električne energije iz interkonekcije tokom kompenzacionog perioda putem programa konstantne snage u okviru istih tarifnih perioda u kojima su se odstupanja dogodila u referentnom vremenskom nivou.
KONFIGURACIJA BROJILA - Postupak zadavanja utvrđenih, odnosno dogovorenih mernih i tarifnih parametara u brojilima. Konfiguracija brojila može biti primarna konfiguracija, kada se kao jedan od parametara unosi obračunska konstanta ili sekundarna, kada se ne unosi obračunska konstanta.
KONZUM (POTROŠNJA) - Električna energija, odnosno snaga, koja se preuzima iz prenosne mreže ili njenog dela.
KOORDINATOR BLOKA - Operator prenosnog sistema koji je nadležan za prikupljanje i usvajanje programa razmene između regulacionih oblasti koje sačinjavaju regulacioni blok i susednih regulacionih oblasti, te za izračunavanje neželjenih odstupanja i kompenzacionih programa regulacionih oblasti koje sačinjavaju regulacioni blok.
KORISNIK PRENOSNOG SISTEMA - Energetski subjekat ili kupac, koji je vlasnik ili nosilac prava korišćenja objekta koji je priključen na prenosni sistem, odnosno trgovac električnom energijom koji ima pravo pristupa prenosnom sistemu.
KRITERIJUM SIGURNOSTI "N-1" - Kriterijum sigurnosti pod kojim se podrazumeva da jednostruki ispad bilo kog elementa elektroenergetskog sistema (generatora, dalekovoda, transformatora i ostalih elemenata u prenosnoj mreži) ne dovodi do kaskadnih ispada ostalih elemenata ili do gubitka značajnog dela potrošnje. Ostali elementi, koji su dalje u pogonu, trebalo bi da budu u stanju da podnesu dodatno strujno opterećenje i odstupanje u naponu i frekvenciji.
LICENCA - Dozvola za obavljanje energetske delatnosti utvrđena Zakonom o energetici.
LOKALNA AKVIZICIJA - Prikupljanje mernih podataka sa brojila i registratora podataka na samom mernom mestu. Lokalno prikupljanje podataka može biti vizuelno (očitavanjem stanja registara brojila i registratora) ili putem lokalne komunikacije preko optičkog ili serijskog porta brojila i registratora.
LOKALNA OPREMA ZA SEKUNDARNU REGULACIJU - Oprema smeštena u elektrani koja prosleđuje regulacioni impuls ili postavnu vrednost aktivne snage (setpoint) do turbinskog regulatora agregata.
MARGINA POUZDANOSTI PRENOSA (TRM) - Deo prekograničnog prenosnog kapaciteta koji je neophodan kako bi se obezbedio pouzdan rad prenosnog sistema zbog neizvesnosti po pitanju uslova planiranog rada prenosnog sistema. Ove neizvesnosti prvenstveno proističu iz rada sekundarne regulacije, potrebe za havarijskim razmenama električne energije i odstupanja pogona u realnom vremenu od planova rada. Susedni operatori prenosnog sistema se dogovaraju o vrednosti TRM-a.
MESTO PRIKLJUČENJA - Granica imovine između prenosne mreže i objekta korisnika prenosnog sistema.
MESTO PRIMOPREDAJE - Mesto na kome se vrši isporuka električne energije iz prenosnog sistema, odnosno u prenosni sistem.
MERNI PODACI - Izmerene vrednosti mernih veličina sačuvane u memorijskim registrima brojila i registratora podataka. To su podaci o registrovanoj aktivnoj i reaktivnoj energiji, dijagram aktivne i reaktivne snage, kao i vreme maksimalnog opterećenja. Svakom mernom podatku se pridružuje vremenska značka koja vremenski određuje identitet mernog podatka.
MERNO MESTO - Mesto (u električnom smislu) na kome su priključeni naponski i strujni merni transformatori koji napajaju pripadajuća brojila za merenje razmenjene električne energije između objekta korisnika prenosnog sistema i prenosne mreže.
METODOLOGIJA GAFRM - Metodologija koja služi za ocenu prilagođenosti proizvodnje za nastupajući vremenski period, ali i za procenu prilagođenosti prenosne mreže (ovo se prvenstveno odnosi na uvozni i izvozni kapacitet interkonektivnih dalekovoda). Definisana je u UCTE dokumentu Generation Adequacy Forecast and Retrospect Methodology (2005).
NAPONSKI SLOM - Pojava brzog snižavanja napona u prenosnom sistemu usled nedostatka reaktivne energije.
NAPONSKE REDUKCIJE - Snižavanje radnog napona u distributivnim, odnosno drugim mrežama kojima se energija isporučuje iz prenosne mreže, na iznos od 95% nazivnog napona distributivne, odnosno druge mreže.
NEŽELJENO ODSTUPANJE - Odstupanje realizacije sume prekograničnih razmena električne energije koje ulaze u program razmene regulacione oblasti od planirane sume ovih razmena.
NESIMETRIJA (NESIMETRIČNO OPTEREĆENJE) - Pojava nejednake efektivne vrednosti napona, odnosno struje u jednoj od faza trofaznog sistema naizmeničnih napona.
NETO PRENOSNI KAPACITET (NTC) - Maksimalni ukupni program razmene između dve susedne regulacione oblasti usklađen sa sigurnosnim standardima koji se primenjuju u svim regulacionim oblastima sinhrone oblasti, uzimajući u obzir tehničke neizvesnosti budućih uslova u mreži. Izračunava se prema Prilogu 4 UCTE operativnog priručnika.
NORMALAN RAD ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA - Rad elektroenergetskog sistema pri kome su zadovoljeni svi uslovi sigurnog rada ovog sistema, uslovi statičke, tranzijentne i dinamičke stabilnosti i pri kome ne postoji prekid isporuke električne energije iz prenosnog sistema zbog uzroka unutar prenosnog sistema.
OBAVEŠTENJE O ZAVRŠETKU RADOVA - Vrsta dokumenta za rad čije izdavanje sledi nakon završetka radova na elementima EES, ili u blizini elemenata EES.
OBIS KOD - Jedinstveni kod za sve veličine u registrima brojila prema IEC 62056-61/2002.
OBRAČUNSKA KONSTANTA - Neimenovani broj koji se dobija množenjem prenosnih odnosa naponskih i strujnih mernih transformatora na odgovarajućem mernom mestu, a koji se koristi da bi se izmerene sekundarne vrednosti energije i snage prevele u stvarne primarne vrednosti energije i snage.
ODGOVORNA STRANA - Pravno lice koje u ime jednog ili više korisnika prenosnog sistema preuzima odgovarajuće obaveze ovih korisnika (prvenstveno vezane za postupak predaje dnevnih planova rada) na osnovu odgovarajućeg ugovora zaključenog sa JP EMS. Odgovorna strana može podnositi JP EMS planove proizvodnje, odnosno planove potrošnje, odnosno planove razmene električne energije. Odgovorna strana dostavlja dnevni plan rada JP EMS i prihvata poruku o prijemu i formalnoj proveri plana, izveštaj o eventualnoj nepravilnosti u planu i potvrdu o prihvatanju plana od strane JP EMS.
ODRŽAVANJE OBJEKATA - Aktivnosti kojima se obezbeđuje tehnički ispravno stanje objekata (pregled, revizija, remont i pogonska ispitivanja). Objekti se održavaju prema odgovarajućim standardima i propisima o tehničkim normativima, prema uputstvima proizvođača i prema internim tehničkim aktima i godišnjim planovima korisnika, zasnovanim na pogonskom iskustvu i praćenju razvoja tehnologije održavanja.
OPSEG PRIMARNE REGULACIJE - Opseg podešenja snage primarne regulacije u okviru kojeg primarni regulatori mogu da obezbede automatsku regulaciju u oba smera, kao odgovor na odstupanje frekvencije.
OPSEG SEKUNDARNE REGULACIJE - Opseg podešenja snage na sekundarnom regulatoru u okviru kojeg sekundarna regulacija može raditi automatski u određenom vremenu, u oba smera od radne tačke snage sekundarne regulacije.
OSTRVO - Deo elektroenergetskog sistema koji je odvojen od ostatka interkonekcije. Rad objekta u ostrvu naziva se ostrvski rad.
PLAN I PROGRAM RAZMENE ELEKTRIČNE ENERGIJE - Plan razmene električne energije definiše dogovorenu transakciju u pogledu snage (MW), vremena početka i kraja, odnosno vrste transakcije (npr. garantovanost). Program razmene električne energije predstavlja ukupnu planiranu razmenu električne energije između dve regulacione oblasti, ili između regulacionih blokova.
POGRANIČNI OBJEKAT - Objekat na koji je priključen interkonektivni dalekovod.
POREMEĆAJ - Stanje u elektroenergetskom sistemu koje ne zadovoljava bilo koji od uslova definisanih za normalan rad sistema.
POREMEĆEN PRISTUP - Pogonsko stanje u mestu priključenja pri kome je efektivna vrednost bar jednog faznog napona viša ili niža od propisanog opsega za normalne radne napone, odnosno kada se vrednost frekvencije nalazi van opsega 49,5 - 50,5 Hz (tranzijentne pojave u prenosnom sistemu se ne uzimaju u obzir).
POSTROJENJE - Deo elektroenergetskog objekta istog naponskog nivoa.
POTENCIJALNI KVAR - Slučajni događaj unutrašnjeg ili spoljnjeg porekla koji nastaje na opremi i uzrokuje smanjenu pouzdanost rada opreme (postoji značajna verovatnoća ispada opreme iz pogona, kao i pridružene opreme).
POUZDANOST - Sposobnost elemenata elektroenergetskog sistema da isporučuju električnu energiju odgovarajućim korisnicima prenosnog sistema u okviru prihvaćenih standarda i u željenom iznosu. Pouzdanost na prenosnom nivou može biti merena frekvencijom, trajanjem i veličinom (ili verovatnoćom) negativnih efekata na potrošnju, prenos, ili proizvodnju električne energije. Pouzdanost elektroenergetskog sistema može biti razmatrana sa dva osnovna funkcionalna aspekta:
- Adekvatnost - sposobnost elektroenergetskog sistema da podmiruje ukupnu potrošnju električne energije i zahteve kupaca za energijom u svakom trenutku, uzimajući u obzir planirane i razumno očekivane neplanirane ispade elemenata sistema;
- Sigurnost - sposobnost elektroenergetskog sistema da izdrži iznenadne poremećaje kao što su električni kratki spojevi ili nepredviđeni ili nepredvidivi ispadi elemenata sistema iz pogona.
PREKOGRANIČNA RAZMENA ELEKTRIČNE ENERGIJE - Razmena električne energije između učesnika na tržištu električne energije, između regulacionih oblasti susednih operatora prenosnog sistema, putem korišćenja prava na prekogranični prenosni kapacitet.
PRENOSNA MREŽA - Mreža koja obuhvata sve objekte koji su imovina energetskog subjekta za prenos električne energije i upravljanje prenosnim sistemom (dalekovodi, transformatorske stanice i razvodna postrojenja), kao i delove objekata i mreža koji su imovina korisnika prenosnog sistema i koji su kategorisani u prvu, drugu ili treću grupu elemenata EES.
PRENOSNI SISTEM - Sistem koji obuhvata prenosnu mrežu, telekomunikacioni sistem, informacioni sistem i drugu infrastrukturu neophodnu za obezbeđivanje normalnog i pouzdanog rada celokupnog elektroenergetskog sistema.
PRIMARNA REGULACIJA - Regulacija koja održava balans između proizvodnje i potrošnje u mreži pomoću turbinskog regulatora brzine. Primarna regulacija je automatska decentralizovana funkcija regulatora turbine kojom se podešava izlazna snaga generatorske jedinice kao posledica odstupanja frekvencije u sinhronoj oblasti. Primarna regulacija trebalo bi da se, što je moguće ravnomernije, rasporedi na jedinice koje su u pogonu u sinhronoj oblasti.
PRIMARNI (TURBINSKI) REGULATOR - Decentralizovani, lokalno instalisani regulacioni uređaj za regulisanje ventila turbine na osnovu brzine obrtanja generatora.
PRISTUP SISTEMU - Korišćenje prenosnog sistema radi prenosa, preuzimanja i predaje ugovorene električne energije u ugovoreno vreme.
RASPOLOŽIVI PRENOSNI KAPACITET (ATC) - Razlika neto prenosnog kapaciteta i dodeljenog prenosnog kapaciteta učesnicima na tržištu električne energije.
RASPOLOŽIVOST - Stanje u kome je proizvodna jedinica, prenosni element ili neki drugi element elektroenergetskog sistema, sposoban da izvrši predviđenu funkciju, bez obzira da li stvarno jeste ili nije u upotrebi.
REAKTIVNA SNAGA - Imaginarni deo konjugovanog kompleksnog proizvoda napona i struje. Reaktivna snaga stvara i održava elektromagnetna polja opreme naizmenične struje. Reaktivna snaga mora biti isporučena uređajima za čiji je rad neophodno elektromagnetno polje, kao što su motori i transformatori. Reaktivnu snagu proizvode generatori, sinhroni kompenzatori ili elektrostatička oprema kao što su kondenzatori, i ona direktno utiče na napon u elektroenergetskom sistemu. Reaktivnu snagu proizvode i dalekovodi kada su opterećeni ispod prirodne snage.
REGISTRATOR PODATAKA - Uređaj za prijem, registraciju, obradu i prenos podataka sa brojila koji se odnose na izmerenu električnu energiju. Postavlja se u objekat priključen na prenosni sistem i opslužuje jedno ili više mernih mesta.
REGULACIJA NAPONA - Na nivou prenosnog sistema: koordinisana upravljačka akcija koja obuhvata upravljanje proizvodnjom reaktivne energije u generatorima, sinhronim kompenzatorima, statičkim uređajima za kompenzaciju, te upravljanje tokovima reaktivne snage u prenosnoj mreži promenom odnosa transformacije i uključenjem, odnosno isključenjem elemenata prenosne mreže.
Na nivou generatora: automatsko ili ručno podešavanje pobudne struje u cilju postizanja odgovarajućeg napona na generatoru ili na visokonaponskoj strani blok-transformatora.
REGULACIONA OBLAST - Sastavni deo povezanog UCTE sistema kojim upravlja jedan operator prenosnog sistema.
REGULACIONI PROGRAM - Zbir svih planova razmene regulacione oblasti, odnosno svih programa razmene regulacione oblasti i kompenzacionog programa. Koristi se kao ulazna veličina za sekundarnu regulaciju.
REGULATOR POBUDE - Decentralizovani, lokalno instalisani regulacioni uređaj na generatoru za regulisanje struje pobude.
REZERVA PRIMARNE REGULACIJE - Deo opsega primarne regulacije meren od radne tačke pre poremećaja do maksimalnog iznosa snage primarne regulacije. Može biti pozitivna i negativna.
REZERVA SEKUNDARNE REGULACIJE - Deo opsega sekundarne regulacije između radne tačke i maksimalne, odnosno minimalne vrednosti (pozitivna, odnosno negativna rezerva).
REZERVA TERCIJARNE REGULACIJE (15-MINUTNA REZERVA) - Snaga koja se može aktivirati automatski ili ručno pod tercijarnom regulacijom, u cilju obezbeđenja adekvatne rezerve sekundarne regulacije. Ova rezerva mora se koristiti na takav način da doprinese ponovnom uspostavljanju opsega sekundarne regulacije kada je to potrebno. Ponovno uspostavljanje adekvatnog opsega sekundarne regulacije se mora izvršiti u roku od 15 minuta.
RUKOVALAC - Lice u elektroenergetskom objektu zaduženo za nadziranje rada objekta i izvršavanje naloga od strane nadležnog centra upravljanja koji se odnose na objekat.
RUKOVODILAC RADOVA - Lice sa kojim ovlašćeno lice nadležnog centra upravljanja otvara Dozvolu za rad, nakon čega ovo lice proverava sprovedene osnovne mere obezbeđivanja mesta rada i sprovodi dalje mere za bezbedan rad; takođe obaveštava nadležni centar upravljanja o završetku rada.
SEKUNDARNA REGULACIJA - Centralizovana automatska funkcija koja reguliše proizvodnju u regulacionoj oblasti u okviru rezerve sekundarne regulacije u cilju:
- održavanja svojih prekograničnih tokova snaga u skladu sa programom razmene sa svim ostalim regulacionim oblastima i istovremeno,
- ponovnog uspostavljanja frekvencije na njenu podešenu vrednost u slučaju odstupanja frekvencije koju je uzrokovala regulaciona oblast (naročito u slučaju većeg odstupanja frekvencije koju je uzrokovala regulaciona oblast, nakon ispada veće proizvodne jedinice) radi oslobađanja kapaciteta angažovanog od strane primarne regulacije (radi ponovnog uspostavljanja rezerve primarne regulacije).
Sekundarna regulacija se realizuje angažovanjem odabranih agregata u elektranama koje su opremljene i obuhvaćene ovom vrstom regulacije.
SEKUNDARNI REGULATOR - Jedinstvena centralizovana oprema operatora prenosnog sistema u svakoj regulacionoj oblasti koja podržava rad sekundarne regulacije.
SIGURAN RAD ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA - Rad elektroenergetskog sistema pri kome su ispunjeni sledeći uslovi:
1. naponi u svim čvorištima nalaze se unutar normalnih radnih vrednosti;
2. frekvencija se nalazi unutar opsega definisanog za kvazistacionarno stanje;
3. struje opterećenja svih elemenata prenosne mreže nisu veće od trajno dozvoljenih vrednosti za te elemente;
4. struje kratkih spojeva u svim čvorovima nisu veće od maksimalnih dozvoljenih vrednosti za opremu instalisanu u datom čvorištu;
5. obezbeđen je odgovarajući opseg za primarnu, sekundarnu i tercijarnu regulaciju;
6. kriterijum "N-1" je zadovoljen, a u slučaju njegovog narušavanja postoji mogućnost ponovnog uspostavljanja u najkraćem mogućem vremenu;
7. svi sinhroni generatori rade u režimima shodno njihovim pogonskim dijagramima.
SINHRONA OBLAST - Skup međusobno električno povezanih regulacionih oblasti članica udruženja. U okviru sinhrone oblasti sistemska frekvencija je jedinstvena u stacionarnom stanju.
SINHRONIZACIONI PROZOR - Period vremena u kojem uređaj prihvata signal za sinhronizaciju vremena.
SINHRONO VREME - Fiktivno vreme zasnovano na sistemskoj frekvenciji u sinhronoj oblasti koje je jednom podešeno u odnosu na astronomsko vreme. Ukoliko sinhrono vreme prednjači u odnosu na astronomsko to znači da je sistemska frekvencija u proseku veća od 50 Hz i obratno.
SISTEM SCADA - Sistem za prikupljanje i obradu podataka koji se u realnom vremenu dostavljaju sa prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema. Koristi se za nadzor rada, daljinsko komandovanje i druge aspekte upravljanja elektroenergetskim sistemom.
SISTEMSKE ZAŠTITE - Podfrekventna zaštita, zaštita od preopterećenja, zaštita od trajne nesimetrije struja, zaštita od njihanja snage i naponske zaštite. Ove zaštite prvenstveno služe za očuvanje sigurnosti rada elektroenergetskog sistema.
SISTEMSKE USLUGE - Usluge koje pružaju pojedini korisnici prenosnog sistema, kako bi operator prenosnog sistema imao mogućnosti da obezbedi sve uslove za normalan rad elektroenergetskog sistema.
SOPSTVENA POTROŠNJA - Deo potrošnje objekta neophodan za njegov pouzdan rad. Obično se ova potrošnja odvaja od ostalog dela potrošnje i napaja preko izdvojenih sabirnica unutar objekta. Takođe je uobičajeno da se za ovu potrošnju obezbeđuju posebne veze sa prenosnom mrežom, odnosno distributivnom mrežom, kao i izvori nezavisnog napajanja.
STABILNOST - Sposobnost elektroenergetskog sistema, odnosno njegovog elementa da se u određenim uslovima rada, a nakon dejstva poremećaja, vrati u stanje radne ravnoteže u kome se sve njegove veličine nalaze u okviru dozvoljenih granica.
STATIZAM GENERATORA - Jedan od parametara podešenja na primarnom regulatoru brzine agregata. On je jednak količniku relativnog kvazistacionarnog odstupanja frekvencije u prenosnoj mreži i relativne promene izlazne snage generatora uzrokovane delovanjem primarnog regulatora.
TEHNIČKI GUBICI U PRENOSNOJ MREŽI - Gubici snage, odnosno električne energije koji su posledica utroška snage, odnosno energije, na zagrevanje elemenata u prenosnoj mreži usled postojanja aktivnog otpora u ovim elementima (Džulovi gubici), gubici usled histerezisa, gubici usled vrtložnih struja, gubici od struja odvoda u izolaciji, gubici usled korone i dielektrični gubici.
TEHNIČKI PREGLED OBJEKTA - Pregled objekta koji obuhvata kontrolu usklađenosti izvedenih radova sa odobrenjem za priključenje objekta na prenosni sistem i tehničkom dokumentacijom na osnovu koje se objekat gradio, kao i sa tehničkim propisima i standardima koji se odnose na pojedine vrste radova, odnosno materijala, opreme i instalacija. Interni tehnički pregled dela objekta koji utiče na rad prenosnog sistema obavlja komisija sastavljena od predstavnika JP EMS i investitora. Interni tehnički pregled objekta ne oslobađa investitora od obaveze sprovođenja tehničkog pregleda objekta predviđenog propisima koji uređuju planiranje i izgradnju objekata.
TEHNIČKI SISTEM UPRAVLJANJA - Sistem za razmenu i obradu podataka koji se prenose između objekata i centara upravljanja, kao i između samih centara upravljanja sa ciljem da se obezbede uslovi za upravljanje elektroenergetskim sistemom.
TERCIJARNA REGULACIJA - Svaka promena proizvodnje aktivne energije generatora u cilju ponovnog uspostavljanja rezerve sekundarne regulacije. Vreme aktiviranja rezerve ove regulacije je manje od 15 minuta.
TRŽIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE - Organizovana trgovina električnom energijom i sistemskim uslugama na teritoriji Republike Srbije.
TROFAZNO APU - Ciklus rada zaštite i uređaja (funkcije) za automatsko ponovno uključenje (APU) koji višefazne kvarove (kratke spojeve i zemljospojeve) isključuje trofazno i posle beznaponske pauze uključuje sve tri faze.
TURBOGENERATORSKA JEDINICA - Generatorska jedinica u termoelektrani.
UPRAVLJANJE ELEKTROENERGETSKIM SISTEMOM - Skup akcija kojim se obezbeđuje funkcionisanje elektroenergetskog sistema u normalnim uslovima rada, odnosno povratak ovog sistema u normalan, odnosno siguran rad nakon pojave poremećaja. Upravljanje elektroenergetskim sistemom sprovodi se iz centara upravljanja operatora prenosnog sistema. Upravljanje elektroenergetskim sistemom obuhvata regulaciju frekvencije i snage razmene, regulaciju napona, nadziranje rada elektroenergetskog sistema, saniranje poremećaja, prikupljanje podataka i drugo.
CENTAR UPRAVLJANJA KORISNIKA PRENOSNOG SISTEMA - Dispečerski centar, elektrokomanda ili neki drugi objekat sa osobljem ovlašćenim za upravljanje objektom, odnosno delom elektroenergetskog sistema pod nadležnošću korisnika prenosnog sistema. Nadležnost ovog centra proističe iz zakona, pripadajućih podzakonskih akata i odgovarajućih sporazuma.
HAVARIJSKA ENERGIJA - Energija koju nabavlja operator prenosnog sistema u cilju očuvanja, odnosno ponovnog uspostavljanja normalnog rada unutar svoje regulacione oblasti.
HIDROGENERATORSKA JEDINICA - Generatorska jedinica u hidroelektrani.
FLIKER - Distorzija naponskog talasa koja prouzrokuje neprijatan osećaj u čulima vida koja su izložena dejstvu uređaja za osvetljenje napajanim naponom koji fluktuira.
2.2.1. Ćirilične skraćenice upotrebljene u Pravilima imaju sledeća značenja:
APU - automatsko ponovno uključenje;
EES - elektroenergetski sistem;
JP EMS - Javno preduzeće za prenos električne energije i upravljanje prenosnim sistemom Elektromreža Srbije;
KUP - kontrola uključenja prekidača;
NDC - Nacionalni dispečerski centar;
RDC - regionalni dispečerski centar.
2.2.2. Latinične skraćenice upotrebljene u Pravilima imaju sledeća značenja:
AAC - Already Allocated Capacity (dodeljeni prenosni kapacitet);
AGC - Automatic Generation Control (automatsko upravljanje proizvodnjom);
ATC - Available Transfer Capacity (raspoloživi prenosni kapacitet);
CET - Central European Time (Srednjoevropsko vreme);
EIC - ETSO Identification Code (ETSO identifikacioni kod);
ETSO - European Transmission System Operators (Evropski operatori prenosnog sistema);
GIS - Gas Insulated Switchgear (gasom izolovana rasklopna oprema);
GAFRM - Generation Adequacy Forecast and Retrospect Methodology (Metodologija za procenu prilagođenosti proizvodnje);
GPS - Global Positioning System (globalni sistem za pozicioniranje);
IEC - International Electrotechnical Commission (Međunarodna elektrotehnička komisija);
NTC - Net Transfer Capacity (neto prenosni kapacitet);
OBIS - Object Identification System (sistem za identifikaciju električnih veličina);
PSTN - Public Stable Telecommunication Network (javna statička telekomunikaciona mreža);
SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition (sistem za upravljanje i prikupljanje podataka);
TRM - Transmission Reliability Margin (margina pouzdanosti prenosa);
UCTE - Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (Udruženje za koordinaciju prenosa električne energije).
POGLAVLJE 3: PLANIRANJE RAZVOJA PRENOSNOG SISTEMA
3.1.1. Planiranjem razvoja prenosnog sistema sagledava se neophodan razvoj prenosnog sistema i određeni uslovi u kojima će se rad ovog sistema odvijati u nastupajućem periodu, kako bi se odredile mere za obezbeđivanje normalnog rada elektroenergetskog sistema.
3.1.2. Planirana izgradnja, rekonstrukcija i dogradnja prenosnih objekata mora obezbediti preduslove za razvoj proizvodnih i distributivnih kapaciteta, tržišta električne energije i pouzdanu isporuku električne energije za prognozirani nivo potrošnje.
3.1.3. Pored kriterijuma za obezbeđivanje normalnog rada elektroenergetskog sistema, JP EMS tokom planiranja razvoja prenosnog sistema vodi računa i o svim relevantnim ekonomskim pokazateljima kako bi se troškovi optimalnog razvoja prenosnog sistema sveli na minimum.
3.1.4. U ovom poglavlju su precizirani tehnički kriterijumi, podloge i podaci koji se koriste prilikom planiranja razvoja prenosnog sistema, struktura kao i planski periodi za koje se izrađuju Planovi razvoja prenosnog sistema.
3.1.5. JP EMS planira razvoj prenosnog sistema kao energetski subjekat koji obavlja energetsku delatnost prenosa električne energije i kao operator prenosnog sistema.
3.2.1.1. Tehnički kriterijumi kojima se JP EMS rukovodi prilikom planiranja razvoja prenosnog sistema su opšti kriterijumi koji su relevantni za sve tehničke funkcije koje JP EMS obavlja na osnovu zakona i ostalih opštih akata.
3.2.1.2. Isti tehnički kriterijumi se uvažavaju i prilikom priključivanja objekata na prenosni sistem, planiranja rada prenosnog sistema i upravljanja prenosnim sistemom.
3.2.2.1. Prenosni kapacitet, odnosno trajno dozvoljeno strujno opterećenje svih dalekovoda i transformatora u prenosnoj mreži mora se izračunati na osnovu:
- tehničkih specifikacija koje je dao isporučilac opreme;
- očekivanih uslova pogona;
- aktuelnog stanja dalekovoda, odnosno transformatora.
3.2.2.2. Proračun prenosnog kapaciteta elemenata prenosne mreže JP EMS vrši se prema:
- trajno dozvoljenim vrednostima struja faznih provodnika za nadzemne vodove i kablove;
- vrednosti nazivne struje za transformatore.
3.2.2.3. Prenosna mreža se planira na način da proračunata strujna opterećenja elemenata ne prevazilaze njihov prenosni kapacitet.
3.2.3.1. Nazivne vrednosti napona u prenosnoj mreži Republike Srbije su: 400 kV, 220 kV i 110 kV.
3.2.3.2. Vrednost napona u normalnim uslovima rada u bilo kojoj tački prenosne mreže nalazi se u opsegu:
- 400 kV mreža: između 380 kV i 420 kV;
- 220 kV mreža: između 200 kV i 240 kV;
- 110 kV mreža: između 99 kV i 121 kV.
3.2.4.1. Nazivna vrednost frekvencije iznosi 50 Hz. Kada elektroenergetski sistem Republike Srbije radi u okviru UCTE interkonekcije, dozvoljena odstupanja od nazivne vrednosti frekvencije u prenosnoj mreži su:
- maksimalno odstupanje u kvazistacionarnom stanju: ±180 mHz;
- minimalna trenutna vrednost: 49,2 Hz;
- maksimalna trenutna vrednost: 50,8 Hz.
3.2.4.2. U slučaju da elektroenergetski sistem Republike Srbije radi izolovano od susednih elektroenergetskih sistema, dozvoljena frekvencija u prenosnoj mreži u kvazistacionarnom stanju je 50 Hz ± 0,5 Hz.
3.2.5. Kriterijum sigurnosti "N-1"
3.2.5.1. Kriterijumom sigurnosti "N-1" može se predvideti ispad potrošnje, pod uslovom da je predvidiv i ograničen na lokalnu oblast.
3.2.5.2. Kriterijum sigurnosti "N-1" se ne primenjuje na radijalno napajanu potrošnju.
3.2.5.3. Ispadi sabirnica ne uzimaju se u obzir prilikom analize zadovoljenosti kriterijuma sigurnosti "N-1".
3.2.5.4. Operativna rezerva u elektroenergetskom sistemu (rezerva aktivne snage, rezerva reaktivne snage, uz prihvatljiv nivo napona, opterećenja dalekovoda i ostalih elemenata prenosne mreže u okviru prihvatljivih granica i u okviru granica stabilnosti) procenjuje se tako da ovaj sistem može da podnese ispad.
3.2.5.5. Svu prateću opremu vezanu na dalekovod ili transformator u prenosnoj mreži (kao što su strujni i naponski merni transformatori, rastavljači, prekidači i ostala oprema) potrebno je dimenzionisati tako da ne predstavlja ograničenje nakon ispada.
3.2.5.6. Na osnovu međusobno zaključenih sporazuma, razmenjenih podataka i modela prenosnih mreža sa susednim operatorima prenosnog sistema, kriterijum sigurnosti "N-1" u prenosnoj mreži Republike Srbije može se obezbediti uvažavajući predviđena pogonska stanja u susednim elektroenergetskim sistemima.
3.2.6.1. Oprema u prenosnim i objektima korisnika prenosnog sistema mora biti dimenzionisana da zadovolji proračunate vrednosti struja kratkih spojeva.
3.2.6.2. U slučaju kratkog spoja ne sme se narušiti stabilan rad elektroenergetskog sistema.
3.2.7.1. Mora se obezbediti da elektroenergetski sistem radi u uslovima zadovoljene stabilnosti. U tom smislu se analiziraju sledeće vrste stabilnosti:
- statička stabilnost;
- tranzijentna stabilnost;
- dinamička (dugotrajna) stabilnost.
3.3. Plan razvoja prenosnog sistema
3.3.1. Principi izrade Plana razvoja prenosnog sistema
3.3.1.1. JP EMS svake godine izrađuje i objavljuje Plan razvoja prenosnog sistema. Plan razvoja prenosnog sistema izrađuje se za nastupajući petogodišnji period, sagledavajući svaku godinu ponaosob.
3.3.1.2. Razvoj prenosnog sistema se planira tako da se omogući što fleksibilniji rad proizvodnih kapaciteta u svim predvidivim režimima rada elektroenergetskog sistema.
3.3.1.3. Planiranje prenosnog sistema mora uvažiti i potrebe zadovoljenja buduće potrošnje svih korisnika prenosnog sistema.
3.3.1.4. Perspektivni prenosni sistem mora zadovoljiti i potrebe razmene električne energije na tržištu električne energije.
3.3.1.5. Plan razvoja prenosnog sistema sadrži podatke o kretanju ukupne potrošnje i proizvodnje sa posebnim osvrtom na značajne izmene, pojavu novih, ili gašenje postojećih objekata korisnika prenosnog sistema.
3.3.1.6. Plan razvoja prenosnog sistema ima za osnovni cilj da svim postojećim i potencijalnim korisnicima prenosnog sistema, učesnicima na tržištu električne energije i nadležnim organima:
- obezbedi sveobuhvatan pregled razvoja prenosnog sistema u datom vremenskom intervalu;
- omogući pregled glavnih izmena u prenosnom sistemu (spisak, lokacije i osnovne karakteristike prenosnih objekata koji će biti rekonstruisani, prošireni ili izgrađeni, odnosno ugašeni, uključujući i interkonektivne dalekovode).
3.3.1.7. Planom razvoja prenosnog sistema ispituje se i prilagođenost proizvodnje, te preduslovi za normalan rad elektroenergetskog sistema (uključujući i mogućnosti za obezbeđivanje sistemskih usluga).
3.3.1.8. JP EMS izrađuje Plan razvoja prenosnog sistema do kraja oktobra u godini koja prethodi prvoj godini na koju se ovaj petogodišnji plan odnosi i objavljuje ga po dobijanju saglasnosti osnivača.
3.3.2.1. JP EMS usaglašava razvoj prenosne mreže sa razvojem distributivnih mreža, i u tom smislu sarađuje sa operatorima distributivnog sistema. Tom prilikom se osim ispunjenosti tehničkih kriterijuma u prenosnom sistemu vodi računa i o:
- kvalitetu isporuke električne energije distributivnim objektima radijalno priključenim na prenosni sistem;
- postojanju rezervnog pravca za napajanje radijalno napajanih distributivnih objekata u okviru samog distributivnog sistema;
- potrebi za iznalaženje ekonomski optimalnog rešenja sa stanovišta oba operatora sistema.
3.3.2.2. JP EMS sarađuje sa operatorima prenosnog sistema na regionalnom i na nivou UCTE-a u izradi planova ovog tipa, a u skladu sa postignutim dogovorima.
3.3.2.3. JP EMS, na osnovu zabeleženih istorijskih podataka, podataka koji podnesu korisnici prenosnog sistema i podnetih zahteva za priključenje na prenosni sistem izrađuje matematički model potrošnje (po aktivnoj i reaktivnoj snazi) u svim mestima priključenja.
3.3.2.4. Na osnovu parametara prenosnog sistema JP EMS matematički modeluje prenosni sistem. Ovaj model mora uvažiti realna strujna ograničenja na svim elementima prenosnog sistema i podešenja sistemskih zaštita.
3.3.2.5. Prilikom modelovanja proizvodnih jedinica JP EMS uvažava zabeležena ograničenja u radu ovih jedinica koja odstupaju od nazivnih parametara, kao i njihove neraspoloživosti. Na odgovarajući način se uvažavaju ograničenja koja su prisutna u dužem vremenskom periodu, kao i ograničenja koja se povremeno pojavljuju. Takođe se tretira i učestanost ovih pojava.
3.3.2.6. JP EMS arhivira sve pogonske događaje koji su od interesa za planiranje razvoja prenosnog sistema. Na osnovu ove arhive, JP EMS određuje koje će sve rasporede proizvodnje i potrošnje uključiti u analize koje se izvode u cilju planiranja razvoja prenosnog sistema. Proizvodnja hidroelektrana određuje se na osnovu 70% verovatnoće proizvodnje za odgovarajući mesec, uzimajući u obzir najmanje poslednjih deset godina.
3.3.2.7. JP EMS na osnovu istorijskih podataka i sagledavanja stanja na međunarodnom tržištu električne energije određuje verovatne razmene po interkonektivnim dalekovodima.
3.3.2.8. Prilikom analiziranja režima rada elektroenergetskog sistema uvažavaju se informacije o planiranim neraspoloživostima proizvodnih jedinica i elemenata prenosne mreže.
3.3.2.9. JP EMS obaveštava do 31. marta tekuće godine sve korisnike prenosnog sistema (uključujući i buduće korisnike prenosnog sistema kojima je potvrdno odgovoreno na Zahtev za priključenje objekta na prenosni sistem) o svim podacima koji mu se moraju dostaviti u cilju izrade Plana razvoja prenosnog sistema.
3.3.2.10. Dostavljanje podataka vrši se u formatu koji odredi JP EMS (podaci neophodni za planiranje razvoja su obuhvaćeni Prilogom A: Standardni podaci).
3.3.2.11. Operatori distributivnog sistema dostavljaju podatke iz priloga navedenog u tački 3.3.2.10. za sve objekte priključene na distributivni sistem koji sadrže proizvodne jedinice čija je suma instalisanih snaga veća od 5 MW.
3.3.2.12. Korisnici prenosnog sistema dostavljaju JP EMS do 30. juna tekuće godine sve tražene podatke iz tačke 3.3.2.10.
3.3.2.13. Na poseban zahtev JP EMS, korisnici prenosnog sistema dostavljaju i sve neophodne podatke u cilju proračunavanja struja kratkih spojeva, kada je zbog preciznosti proračuna neophodno modelovati više elemenata unutar objekta ovog korisnika.
3.3.2.14. Podaci neophodni za planiranje razvoja prenosnog sistema moraju se izmeniti ako praksa pokaže da prvobitno prijavljene vrednosti ne odgovaraju realnosti. U takvim slučajevima JP EMS će od korisnika prenosnog sistema zahtevati ispravke u podacima, a ako ovaj korisnik ne dostavi zadovoljavajuće ispravke, JP EMS menja sporne podatke na osnovu zabeleženih pogonskih događaja.
3.3.2.15. Ukoliko dođe do izmene u podacima neophodnim za planiranje, korisnik prenosnog sistema obaveštava JP EMS o tim izmenama u roku od mesec dana nakon izmene podataka. Korisnik naznačava vreme kada je promena nastupila ili će nastupiti, ili ako je izmena privremenog karaktera, vreme početka i kraja izmene.
3.3.3. Struktura Plana razvoja prenosnog sistema
3.3.3.1. Uvod
3.3.3.1.1. Plan razvoja prenosnog sistema sadrži:
- planske pretpostavke (prognozirana potrošnja po godinama, raspodela potrošnje po korisnicima prenosnog sistema, planirana struktura proizvodnih kapaciteta i moguća proizvodnja);
- rezultate analiza stanja objekata, opreme i rada prenosnog sistema;
- optimalnu varijantu razvoja prenosnog sistema u planskom periodu koja je određena na osnovu tehno-ekonomskih analiza;
- listu prenosnih objekata po godinama i prioritetima koje je potrebno izgraditi, rekonstruisati ili dograditi;
- plan razvoja prateće infrastrukture prenosnog sistema (sistem telekomunikacija, tehnički sistem upravljanja, sistem za merenje električne energije i drugo);
- ispitivanje prilagođenosti proizvodnje;
- ispitivanje mogućnosti regulacije frekvencije i snage razmene;
- analize mogućnosti regulacije napona;
- analize stabilnosti;
- analize struja kratkih spojeva;
- preispitivanje planova odbrane elektroenergetskog sistema.
3.3.3.2. Razvoj prenosnog sistema
3.3.3.2.1. Za izradu Plana razvoja prenosnog sistema neophodno je dobiti usaglašen skup ulaznih podataka. Ukoliko se pojave bitnija odstupanja između različitih izvora podataka, za usvojeni skup podataka se daje obrazloženje.
3.3.3.2.2. Prvi korak u izradi Plana razvoja prenosnog sistema je analiza postojećeg stanja prenosne mreže (starost objekata, neraspoloživost pojedinih elemenata prenosne mreže, uočena zagušenja i evidentirani pogonski događaji) kao i analize sigurnosti za ovakvo stanje prenosne mreže. Na osnovu ovih analiza, određuju se varijantna rešenja za izgradnju novih prenosnih objekata, te rekonstrukciju i povećanje prenosnog kapaciteta postojećih elemenata prenosne mreže. Uvažavajući predložena rešenja po varijantama, proces se ponavlja do kraja planskog perioda (za svaku godinu ponaosob).
3.3.3.2.3. Za svako varijantno rešenje definišu se troškovi amortizacije, održavanja i gubitaka, a potom se sprovodi ekonomsko poređenje varijanti i evaluacija optimalne varijante razvoja prenosne mreže.
3.3.3.2.4. Novi interkonektivni dalekovodi se planiraju na osnovu sistemskih studija i studija opravdanosti, kojima se sagledava širi uticaj planiranog dalekovoda, obzirom da se odluka o izgradnji ovih elemenata prenosne mreže donosi na osnovu saglasnosti susednih operatora prenosnog sistema.
3.3.3.2.5. Definisanje konačnog Plana razvoja prenosnog sistema po godinama, obuhvata plan za izgradnju novih prenosnih objekata, rekonstrukciju postojećih prenosnih objekata i izgradnju novih interkonektivnih dalekovoda, sa potrebnim sredstvima za investicije po godinama. Svi objekti iz plana se grupišu prema unapred definisanim kriterijumima rangiranja po prioritetima.
3.3.3.2.6. U Plan razvoja prenosnog sistema se, kao informacije od posebnog značaja, uključuju i podaci o mestima potencijalnih zagušenja u prenosnoj mreži (lista prenosnih elemenata za koje se pretpostavlja da će biti izloženi čestim preopterećenjima).
3.3.3.2.7. Ukoliko se oceni da prateća oprema vezana na dalekovod ili transformator u prenosnoj mreži predstavlja ograničenje u osnovnom stanju ili nakon jednostrukog ispada elementa prenosne mreže, JP EMS mora u Plan razvoja prenosnog sistema uneti podatke o opremi u prenosnim i objektima korisnika prenosnog sistema, koja ograničava protok snage kroz prenosnu mrežu i koja se iz tih razloga mora pravovremeno zameniti.
3.3.3.2.8. JP EMS kroz Plan razvoja prenosnog sistema planira i unapređenje tehnologija neophodnih za upravljanje prenosnim sistemom. Ovo se prvenstveno odnosi na:
- telekomunikacioni sistem;
- tehnički sistem upravljanja;
- osnovne i rezervne centre upravljanja JP EMS;
- napajanje ovih centara upravljanja i prenosnih objekata.
3.3.3.3. Prilagođenost proizvodnje
3.3.3.3.1. Prilagođenost proizvodnje sagledava se na osnovu važeće metodologije UCTE-a.
3.3.3.3.2. Ispitivanje prilagođenosti proizvodnje uključuje:
- nadgledanje sadašnjeg i predviđanje budućeg stanja u elektroenergetskom sistemu na osnovu predviđanja kretanja potrošnje, proizvodnje, vodeći računa o dovoljnom iznosu rezerve;
- identifikaciju novih ograničenja u pogonu elektroenergetskog sistema i novih potreba u proizvodnji.
3.3.3.3.3. Ukoliko se prilikom analiziranja prilagođenosti proizvodnje ustanovi nemogućnost obezbeđivanja elektroenergetskog bilansa (nedostatak ili značajan višak proizvodnje električne energije u odnosu na potrošnju) ova informacija se mora posebno naglasiti u Planu razvoja prenosnog sistema.
3.3.3.4. Regulacija frekvencije i snage razmene
3.3.3.4.1. U svakom vremenskom profilu za koji se planiranje vrši, ispituje se da li je rezerva primarne, odnosno sekundarne, odnosno tercijarne regulacije na nivou elektroenergetskog sistema veća od Pravilima propisanog minimalnog iznosa te rezerve.
3.3.3.4.2. Ukoliko perspektivna rezerva tercijarne regulacije ne zadovoljava propisani iznos, prilikom ispitivanja prilagođenosti iz odeljka 3.3.3.3. Pravila, za obezbeđivanje ove rezerve mora se predvideti odgovarajući uvozni prenosni kapacitet na interkonektivnim dalekovodima.
3.3.3.5. Regulacija napona
3.3.3.5.1. JP EMS je dužan da vrši analize elektroenergetskog sistema po pitanju napona uzimajući u obzir zahteve i standarde UCTE operativnog priručnika.
3.3.3.5.2. U slučaju da statička analiza nekog režima rada prenosnog sistema ukaže na vrednosti napona bliske graničnim vrednostima, neophodno je uraditi i dinamičku analizu, uključujući analize P-V i V-Q krivih.
3.3.3.5.3. Ukoliko naponska nestabilnost može da izazove poremećaj u mreži susednog operatora prenosnog sistema, JP EMS mora da u izradu planova uključi pogođenog operatora prenosnog sistema u cilju pronalaženja odgovarajućeg rešenja.
3.3.3.5.4. Ako se identifikuju potencijalni problemi po pitanju regulacije napona, JP EMS u Plan razvoja prenosnog sistema unosi mere koje su u okviru nadležnosti JP EMS, odnosno upozorenja kada su problemi uzrokovani neodgovarajućim radom objekata korisnika prenosnog sistema (na primer nedozvoljen faktor snage potrošnje) i odstupanja od nominalnih tehničkih karakteristika (trajna ograničenja generatorskih jedinica u odnosu na projektovane parametre, odnosno parametre propisane Pravilima u smislu regulacije napona i slično).
3.3.3.6. Stabilnost
3.3.3.6.1. JP EMS po potrebi, a najmanje jednom u pet godina, u Plan razvoja prenosnog sistema uključuje i studije stabilnosti elektroenergetskog sistema.
3.3.3.6.2. Kao prvi korak u analizi stabilnosti elektroenergetskog sistema vrši se potvrda ili izmena nazivnih podataka opreme, odnosno dinamičkih karakteristika generatora i prateće primarne i sekundarne opreme (regulatori pobude, primarni regulatori, lokalna oprema za sekundarnu regulaciju, stabilizatori elektroenergetskog sistema), a na osnovu rezultata periodičnog ispitivanja generatora i analize ponašanja ove opreme u proteklom periodu.
3.3.3.6.3. Prilikom analize stabilnosti uzimaju se u obzir:
- svi odgovarajući zahtevi, standardi, uputstva i mere navedeni u UCTE operativnom priručniku;
- postojeće metodologije i prateći računarski programi.
3.3.3.6.4. Prilikom analize statičke stabilnosti (stabilnost malih poremećaja) koriste se odgovarajući modeli pri proračunima (mogu se koristiti i linearizovani, ali se ne preporučuju). Ova analiza usredsređuje se na ispitivanje stabilnosti prilikom pojave njihanja rotora generatora i pojave oscilacije tokova aktivne snage u mreži (ispituju se karakteristike primarnih i regulatora pobude). Posebno se vodi računa o tzv. neregularnim promenama aktivne snage na interkonektivnim dalekovodima (ispituju se i karakteristike sekundarne regulacije).
3.3.3.6.5. Tranzijentna stabilnost podrazumeva stabilnost pri velikim poremećajima u elektroenergetskom sistemu (kratki spojevi i ispadi velikih generatorskih jedinica). Analiza ove stabilnosti obuhvata vremenski interval od 5 do 10 sekundi nakon nastanka poremećaja. Stabilnost se određuje na osnovu međusobnih oscilacija rotora generatora za posmatrani period.
3.3.3.6.6. Dinamička stabilnost takođe podrazumeva stabilnost pri većim poremećajima, ali se analiza ove stabilnosti proteže na nekoliko minuta od početka poremećaja. U tim analizama prate se stanja na svim elementima elektroenergetskog sistema (naponi, struje, tokovi aktivnih i reaktivnih snaga). Tom prilikom se uvažavaju podešenja zaštita i rad primarne i sekundarne regulacije.
3.3.3.6.7. JP EMS sarađuje sa susednim operatorima prenosnog sistema radi procene integriteta elektroenergetskog sistema (sposobnost sistema da se održi u interkonektivnom radu bez nekontrolisanog odvajanja od interkonekcije prilikom izrazito velikih poremećaja).
3.3.3.6.8. Rezultati analize stabilnosti moraju ukazivati na eventualne nedostatke regulatora pobude, primarnih regulatora, lokalne opreme za sekundarnu regulaciju i podešenja zaštita. U slučaju da proračuni pokazuju da postoji problem sa stabilnošću elektroenergetskog sistema, JP EMS preduzima neophodne mere unutar prenosne mreže (ugradnja i prepodešenje zaštita) ili dogovara neophodne mere sa korisnicima prenosne mreže (ugradnja uređaja za stabilizaciju sistema na proizvodnim jedinicama, prepodešenja i ugradnja primarnih regulatora i regulatora napona, setovanje sekundarnog regulatora).
3.3.3.7. Struje kratkih spojeva
3.3.3.7.1. Proračunavanje struja kratkih spojeva se sprovodi prema standardu IEC 60909.
3.3.3.7.2. Proračuni struja kratkih spojeva moraju se izvoditi za uklopno stanje u prenosnoj mreži definisano na sledeći način:
- svi generatori su na mreži;
- svi susedni sistemi su priključeni na mrežu (uključeni interkonektivni dalekovodi);
- sve sabirnice su učvorene.
3.3.3.7.3. Izuzetno, proračun struja kratkih spojeva može biti sa razdvojenim sabirnicama, i to:
- za one sabirnice čiji je razdvojen rad predviđen uputstvima za pogon prenosnih objekata zbog tehničkih karakteristika ugrađene opreme;
- u slučajevima kada učvoravanje sabirnica proizvodi ekstremne zahteve za izbor opreme, a u prenosnoj mreži ne postoje tehnički preduslovi za takav pogon.
3.3.3.7.4. Struje kratkih spojeva ispituju se prilikom izrade svakog Plana razvoja prenosnog sistema za sve prenosne objekte.
3.3.3.7.5. Struje kratkih spojeva u objektima korisnika prenosnog sistema proračunavaju se prilikom izrade Plana razvoja prenosnog sistema ukoliko se sagledavaju potencijalne veće promene usled predviđenih izmena u prenosnom sistemu i proizvodnji, odnosno na izričit zahtev korisnika prenosnog sistema. U suprotnom, JP EMS ima obavezu da za svaki objekat korisnika prenosnog sistema proveri struje kratkih spojeva najmanje jednom u pet godina.
3.3.3.7.6. Ukoliko JP EMS oceni da perspektivne vrednosti struja kratkih spojeva (usled razvoja elektroenergetskog sistema) mogu ugroziti postojeću instaliranu opremu u prenosnim i objektima korisnika prenosnog sistema, JP EMS preduzima mere u prenosnim objektima i dogovara mere sa korisnicima prenosne mreže koje je potrebno preduzeti u objektima korisnika. Navedene mere prvenstveno obuhvataju pripremu planova za zamenu ugrožene opreme, određivanje novih uklopnih stanja u prenosnoj mreži i objektima korisnika, te uspostavljanje nadzora nad strujama kratkog spoja u realnom vremenu.
3.3.3.8. Planovi odbrane elektroenergetskog sistema
3.3.3.8.1. U slučaju da se u planskom periodu predviđa značajna promena u proizvodnim kapacitetima, kapacitetima prenosne mreže ili u domenu potrošnje, JP EMS mora preispitati sve postojeće planove odbrane elektroenergetskog sistema.
3.3.3.8.2. Kao deo analize ovih planova neophodno je sagledati i sledeće:
- učešće objekta u ponovnom uspostavljanju elektroenergetskog sistema nakon delimičnog ili potpunog raspada sa posebnim osvrtom na procenu da li postoji dovoljan broj generatorskih jedinica sa mogućnošću beznaponskog starta i ostrvskog rada;
- mogućnost ručnog ili automatskog rasterećenja potrošnje.
3.3.3.8.3. Ukoliko analiza pokaže da je elektroenergetski sistem ugrožen po pitanju funkcionisanja u uslovima velikih poremećaja, u Plan razvoja prenosnog sistema unose se odgovarajuća upozorenja i preporuke.
POGLAVLJE 4: TEHNIČKI USLOVI ZA PRIKLJUČENJE NA PRENOSNI SISTEM
4.1.1. Priključenje objekata na prenosni sistem JP EMS odobrava po postupku propisanim zakonom i propisom kojim se uređuju uslovi isporuke električne energije.
4.1.2. JP EMS, prvenstveno kroz odgovarajući razvoj prenosne infrastrukture, obezbeđuje preduslove za nesmetano priključenje objekata novih korisnika prenosnog sistema, odnosno novih objekata postojećih korisnika prenosnog sistema.
4.1.3. Priključivanje novih objekata ne sme uticati na rad postojećih objekata korisnika prenosnog sistema čiji su uslovi korišćenja utvrđeni od strane JP EMS prilikom priključenja. U izuzetnim slučajevima, kod priključivanja novog objekta čija veličina i značaj zahtevaju određene izmene u postojećim objektima korisnika prenosnog sistema, JP EMS preduzima mere kako bi se ove izmene izvršile bez troškova i neprihvatljivih posledica po postojeće korisnike prenosnog sistema.
4.1.4. U vezi priključenja objekata na prenosni sistem, JP EMS izrađuje:
- mišljenje operatora prenosnog sistema o uslovima i mogućnostima priključivanja novog energetskog objekta na prenosni sistem;
- analizu optimalnih uslova priključenja;
- odobrenje za priključenje.
Obrasci zahteva za izdavanje odobrenja za priključenje, zahteva za mišljenje operatora prenosnog sistema koje se daje u postupku davanja energetske dozvole i zahteva za izradu analize optimalnih uslova priključenja, dostupni su svim podnosiocima zahteva na zvaničnom sajtu i pisarnici u sedištu JP EMS.
4.1.5. JP EMS odlučuje o priključenju i priključuje objekte na prenosni sistem na zahtev fizičkog ili pravnog lica čiji se objekat priključuje na prenosni sistem, u svojstvu energetskog subjekta koji obavlja energetsku delatnost prenosa električne energije i u svojstvu operatora prenosnog sistema, kada daje saglasnost na rešenje kojim se odobrava priključenje.
4.2.1. Mišljenje operatora prenosnog sistema
4.2.1.1. Na zahtev subjekta koji namerava izgradnju energetskog objekta, za koji se u skladu sa zakonom pribavlja energetska dozvola, JP EMS daje mišljenje o uslovima i mogućnostima priključenja energetskog objekta na prenosni sistem.
4.2.1.2. Na zahtev kvalifikovanog kupca koji namerava da izgradi direktan dalekovod, za koji se u skladu sa zakonom pribavlja energetska dozvola, JP EMS daje mišljenje o tehničkim i drugim razlozima odbijanja pristupa prenosnom sistemu u periodu od prethodne dve godine u odnosu na dan podnošenja zahteva, sa procenom tehničkih uslova pristupa sistemu u narednom periodu, u skladu sa planom razvoja prenosne mreže.
4.2.2. Analiza optimalnih uslova priključenja
4.2.2.1. Na zahtev investitora objekta JP EMS može uraditi analizu usaglašenosti projekta ovog objekta sa postojećim propisima i standardima na kojima se zasnivaju zahtevi JP EMS, konkretnim tehničkim uslovima za priključivanje objekta na prenosni sistem i troškova priključenja.
4.2.2.2. Analiza optimalnih uslova priključenja objekta na prenosni sistem sadrži optimalno mesto, uslove priključenja objekta na prenosni sistem i ocenu usaglašenosti projekta objekta sa postojećim propisima, standardima i tehničkim uslovima priključenja utvrđenim Pravilima, kao i okvirne finansijske uslove priključenja.
4.2.3. Priključenje objekata na prenosni sistem
4.2.3.1. Objekat proizvođača električne energije priključuje se na prenosni sistem u skladu sa odobrenjem za priključenje i ugovorom o priključenju.
4.2.3.2. Objekat kupca električne energije priključuje se na prenosni sistem u skladu sa odobrenjem za priključenje.
4.2.4. Odobrenje za priključenje
4.2.4.1. Mišljenje koje se daje u postupku davanja energetske dozvole, tehnički uslovi priključenja koji se daju u fazi izrade planskih dokumenata u skladu sa propisima kojima se uređuje planiranje i izgradnja objekata i analiza optimalnih uslova priključenja su obavezujući za JP EMS prilikom izdavanja odobrenja za priključenje ukoliko nema značajnih promena ulaznih podataka koji su korišćeni za izradu navedenog mišljenja, odnosno analize.
4.2.4.2. Tehnički uslovi koji se utvrđuju odobrenjem za priključenje moraju biti utemeljeni na propisima, standardima i tehničkim kriterijumima utvrđenim Pravilima. Odobrena snaga objekta određuje se na osnovu analiza sigurnosti, na bazi podloga i podataka koji se koriste i prilikom planiranja razvoja prenosne mreže i prema iskazanim potrebama podnosioca zahteva za izdavanje odobrenja za priključenje.
4.2.4.3. Prilikom odlučivanja o izdavanju odobrenja za priključenje JP EMS utvrđuje ispunjenost svakog od tehničkih uslova za priključenje navedenih u Pravilima, kao i procenu uticaja na rad elektroenergetskog sistema na osnovu tehničkih kriterijuma, podataka i podloga koji se koriste prilikom planiranja razvoja prenosnog sistema. JP EMS daje mišljenje na projektni zadatak za izradu tehničke dokumentacije i idejni projekat, odnosno glavni projekat ako je izrađen, za objekat ili deo objekta koji ima uticaj na rad prenosnog sistema.
4.2.4.4. Zahtev za izdavanje odobrenja za priključenje podnosi se na odgovarajućem obrascu koji sadrži zahtev za podatke utvrđene propisom kojim se uređuju uslovi isporuke električne energije i druge podatke potrebne za izradu odobrenja za priključenje. Podnosilac zahteva za priključenje će na zahtev JP EMS prilikom podnošenja zahteva dostaviti i podatke neophodne za proračune struja kratkih spojeva i izradu studija stabilnosti kada se na prenosni sistem priključuje objekat proizvođača električne energije.
4.2.4.5. Odobrenje za priključenje izdaje se u formi rešenja o odobrenju za priključenje (u daljem tekstu: Rešenje o priključenju).
4.2.4.6. Rešenje o priključenju za objekat kupca električne energije sadrži:
- podatke o vrsti objekta i nameni potrošnje;
- odobrenu snagu i vršno opterećenje, sa granicom dozvoljenog odstupanja (vrsta uređaja za merenje i sl.);
- vrstu, način i mesto priključka vodova, transformatorskih stanica, mernih, zaštitnih i upravljačkih uređaja koji služe potrebama objekta koji će se snabdevati električnom energijom (uključujući telekomunikacione veze za potrebe upravljanja, merenja i rada zaštite i način priključenja na tehnički sistem upravljanja JP EMS, karakteristike centra upravljanja korisnika prenosnog sistema i kvalifikacije osoblja koje upravlja naponskom stranom objekta koja je priključena na prenosnu mrežu), način uzemljenja objekta, vrstu i način zaštite od prenapona, napona koraka i dodira, kao i koordinaciju zaštite sa postojećim zaštitama u prenosnom sistemu i koordinaciju izolacije u prenosnoj mreži i objektu kupca;
- oznaku elektroenergetskog objekta na koji se vrši priključenje saglasno urbanističkim planovima;
- rok važenja odobrenja za priključenje;
- troškove priključka;
- kvalitet i uslove prenosa, uključujući opsege frekvencije i napona za koje je potrebno obezbediti trajan, odnosno privremen rad objekta na prenosnoj mreži, kao i trajanje privremenog rada u zavisnosti od iznosa odstupanja frekvencije i napona, uticaj objekta na kvalitet naponskog talasa u prenosnoj mreži, uslove za sinhronizaciju delova objekta, kao i instaliranje i podešenje uređaja za kontrolisano uključenje prekidača, način participacije u planovima odbrane elektroenergetskog sistema;
- merno mesto i način merenja isporučene električne energije, koeficijent korekcije, odnosno način njegovog izračunavanja, način pristupa mernim podacima i druga pitanja merenja, u skladu sa odredbama Pravila sadržanih u poglavlju 8. Merenje električne energije.
4.2.4.7. Rešenje o priključenju za objekat proizvođača električne energije sadrži:
- podatke o vrsti objekta;
- instalisanu snagu objekta i odobrenu snagu i vršno opterećenje transformatora opšte grupe (vrstu uređaja za merenje, i sl.);
- vrstu, način i mesto priključka vodova, transformatorskih stanica, mernih, zaštitnih i upravljačkih uređaja koji služe potrebama objekta proizvođača električne energije (uključujući telekomunikacione veze za potrebe upravljanja, merenja i rada zaštite i način priključenja na tehnički sistem upravljanja JP EMS, karakteristike centra upravljanja proizvođača i kvalifikacije osoblja koje upravlja naponskom stranom objekta koja je priključena na prenosnu mrežu), karakteristike lokalne opreme za sekundarnu regulaciju (ukoliko se predvidi da objekat učestvuje u sekundarnoj regulaciji), karakteristike regulatora napona (regulatora pobude), način uzemljenja objekta, vrstu i način zaštite od prenapona, napona koraka i dodira, koordinaciju zaštite sa postojećim zaštitama u prenosnom sistemu i koordinaciju izolacije u prenosnoj mreži i objektu proizvođača, kao i dodatnu opremu na osnovu rezultata studije stabilnosti generatorske jedinice;
- oznaku elektroenergetskog objekta na koji se vrši priključenje saglasno urbanističkim planovima;
- rok važenja odobrenja za priključenje;
- troškove priključka;
- kvalitet i uslove prenosa, uključujući opsege frekvencije i napona za koje je potrebno obezbediti trajan, odnosno privremen rad objekta na prenosnoj mreži, kao i trajanje privremenog rada u zavisnosti od iznosa odstupanja frekvencije i napona, uticaj objekta na kvalitet naponskog talasa u prenosnoj mreži, uslove za sinhronizaciju delova objekta, kao i instaliranje i podešenje uređaja za kontrolisano uključenje prekidača, način participacije u planovima odbrane elektroenergetskog sistema, maksimalno vreme sinhronizacije na prenosnu mrežu, uslove za sinhronizaciju na prenosnu mrežu, najveći iznos za tehnički minimum aktivne snage, brzinu promene generisanja aktivne i reaktivne snage, učešće u primarnoj regulaciji i karakteristike primarnog regulatora, stabilnost generisane snage u slučaju odstupanja frekvencije i napona, sposobnost ispada na sopstvenu potrošnju i minimalno garantovano vreme rada u ovom režimu, sposobnost beznaponskog pokretanja i garantovano vreme rada u ovom režimu, sposobnost ostrvskog rada generatora, opseg generisane snage u ostrvskom radu i minimalno garantovano vreme rada u ovom režimu;
- merna mesta i način merenja predate, odnosno preuzete električne energije, koeficijente korekcije, odnosno način njihovog izračunavanja, način pristupa podacima i druga pitanja merenja, u skladu sa odredbama Pravila sadržanim u poglavlju 8. Merenje električne energije.
4.2.5.1. JP EMS je obavezan da podnosiocu predloga za zaključenje ugovora o priključenju dostavi predlog ugovora u roku od 30 dana od dana podnošenja zahteva za zaključenje ovog ugovora. Tehnički uslovi za priključenje sadržani u predlogu ugovora o priključenju, utvrđuju se u svemu u skladu sa odredbama Pravila koja se odnose na izdavanje odobrenja za priključenje.
4.2.5.2. Ugovor o priključenju sadrži:
- podatke o vrsti, odnosno tipu energetskog objekta za proizvodnju električne energije, lokaciji, instalisanoj snazi objekta, broju i snazi generatorskih jedinica, generatorskom naponu i blok transformatoru, očekivanoj godišnjoj i mesečnoj proizvodnji;
- podatke o priključku i tehničke uslove za priključenje objekta na prenosni sistem - vrsta, način i mesto priključka vodova, transformatorskih stanica, mernih, zaštitnih i upravljačkih uređaja koji služe potrebama objekta;
- oznaku elektroenergetskog objekta na koji se vrši priključenje, u skladu sa propisima o planiranju i izgradnji i planovima razvoja prenosne mreže i energetskom dozvolom;
- rok, faze i dinamiku izgradnje priključka i energetskog objekta za proizvodnju električne energije;
- procedure usaglašavanja planova izgradnje energetskog objekta za proizvodnju električne energije i planova izgradnje priključka;
- predračunsku vrednost troškova priključka, uključujući i troškove rešavanja imovinsko-pravnih odnosa od značaja za izgradnju priključka;
- ugovorne kazne za slučaj neizvršenja ili zadocnjenja u izvršenju ugovornih obaveza;
- način izvršenja ispitivanja parametara rada objekta od strane JP EMS prilikom sinhronizacije na prenosni sistem i procedure usaglašavanja parametara objekta u probnom radu,
- razloge za izmenu i raskid ugovora i način rešavanja sporova.
4.2.5.3. Ugovor o priključenju se zaključuje u pismenoj formi. JP EMS ne može jednostrano raskinuti ugovor o priključenju, osim u slučaju:
- kada druga ugovorna strana, bez opravdanog razloga u dužem vremenskom periodu ne izvršava ugovorne obaveze, a iz njenog držanja proizilazi da svoju obavezu neće izvršiti ni u naknadom roku;
- da izvršenje ugovora postane nemoguće;
- poništenja, odnosno oglašavanja ništavim rešenja kojim je odobreno priključenje.
4.2.6. Izvršenje rešenja o priključenju
4.2.6.1. Rešenje o priključenju se izvršava nalogom za trajno puštanje objekta pod napon, nakon izgradnje objekta i priključka i ispunjenja uslova utvrđenih zakonom, propisom o uslovima isporuke električne energije i Rešenjem o priključenju.
4.2.6.2. U postupku utvrđivanja i provere ispunjenosti tehničkih uslova za priključenje utvrđenih Rešenjem o priključenju, JP EMS mora, pre trajnog puštanja objekta pod napon, izvršiti ispitivanje objekta podnosioca zahteva za priključenje, u delu koji se odnosi na uticaj objekta na prenosni sistem. Ispitivanje se ne sprovodi ako je ispitivanje objekta podnosioca zahteva za priključenje izvršeno u toku probnog rada objekta, odnosno po odobrenju za priključenje objekta u probnom radu.
4.2.6.3. Ispitivanje iz tačke 4.2.6.2. sprovode zapisnički ovlašćena lica JP EMS, u prisustvu ovlašćenog lica podnosioca zahteva za priključenje. Sve eventualno uočene nepravilnosti na objektu se tokom ispitivanja evidentiraju u zapisniku, a podnosilac zahteva za priključenje ih otklanja u roku koji sporazumno utvrde ovlašćena lica JP EMS i podnosilac zahteva za priključenje. U slučaju da podnosilac zahteva smatra da nepravilnosti nema, može se obratiti nadležnom inspektoru radi utvrđivanja ispunjenosti uslova za priključenje.
4.2.6.4. Rešenje kojim je odobreno priključenje objekta u probnom radu, u skladu sa propisom o uslovima isporuke električne energije, izvršava se nalogom za puštanje objekta u probnom radu pod napon, pod uslovima utvrđenim odobrenjem za probni rad, u skladu sa propisima kojima se uređuje planiranje i izgradnja objekta i rešenjem kojim je odobreno priključenje objekta u probnom radu.
4.2.6.5. Ispitivanja objekta za koji je odobreno priključenje u probnom radu, u delu koji se odnosi na uticaj objekta na prenosni sistem, izvršavaju se istovremeno sa ispitivanjima objekta naloženim odobrenjem za probni rad, u skladu sa propisima o planiranju i izgradnji objekta.
4.3.1.1. Svrha tehničkih uslova za priključenje na prenosni sistem je stvaranje tehničkog okruženja, odnosno neophodnih preduslova za normalan rad elektroenergetskog sistema i precizno definisanje obaveza JP EMS i korisnika prenosnog sistema.
4.3.1.2. Tehnički uslovi priključenja koji se odnose na merenje električne energije obrađeni su u poglavlju 8. Merenje električne energije.
4.3.1.3. Za tehničke uslove koji nisu eksplicitno definisani Pravilima, JP EMS se može pozvati na srpske i sledeće međunarodne standarde i preporuke:
- IEC (International Electrotechnical Commission);
- EN (European Standards);
- CENELEC (European Committee for Electrotechnical Standardization);
- ISO (International Organisation for Standardisation);
- CIGRE (Conference Internationale des Grands Reseaux Electriques).
U nedostatku međunarodnih standarda, mogu se takođe koristiti priznati nacionalni standardi po sledećem redu:
- VDE (Verbund Deutscher Elektrotechniker);
- BS (British Standard);
- IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers);
- NFPA (National Fire Protection Association);
- NF (Norme Francaise);
- ГОСТ (Государствений Стандард).
4.3.2.1. Tehnički kriterijumi iz odeljka 3.2. Pravila moraju biti zadovoljeni nakon priključenja objekta korisnika prenosnog sistema.
4.3.3.1. JP EMS aktom kojim se uređuje priključenje određuje šemu priključenja objekta na prenosni sistem,
4.3.3.2. Jedan objekat može se priključiti na prenosni sistem na više pravaca. Za svaki od ovih pravaca mora se obezbediti odgovarajuća rasklopna oprema, zaštita, merna i oprema za upravljanje u delu koji pripada prenosnoj mreži i u delu koji pripada objektu korisnika prenosnog sistema.
4.3.3.3. Šema priključenja objekta na prenosni sistem se određuje na osnovu podataka i predloga koje dostavlja podnosilac Zahteva za priključenje, a u cilju tipizacije postrojenja. Pri tome se uzima u obzir:
- jednopolna šema objekta i priključka;
- pogonske karakteristike objekta i tehnološki proces;
- uobičajene operativne procedure i metode za ovu vrstu objekta;
- mogućnost isporuke električne energije objektu korisnika prenosnog sistema iz distributivne ili druge mreže;
- konzum objekta tokom normalnog pogona ili tokom bilo kakvih predvidivih promena.
4.3.3.4. Šema priključenja mora predvideti:
- perspektivni razvoj objekta i prenosnog sistema;
- prekidače odgovarajućih tehničkih karakteristika koji omogućavaju selektivno isključivanje dalekovoda, transformatora i sistema sabirnica u objektu korisnika prenosnog sistema i susednim objektima;
- rastavljače (izlazni i sabirnički za dalekovode, sabirnički za transformatore i spojna polja);
- noževe za uzemljenje (za dalekovodna polja, 400 kV polja transformatora, kao i za 400 kV sabirnice);
- mernu opremu;
- telekomunikacionu opremu koja može uticati na prenosni kapacitet priključka.
4.3.3.5. Svaka veza između objekta korisnika prenosnog sistema i prenosne mreže mora biti upravljana preko prekidača koji je u stanju da prekida maksimalne struje kratkih spojeva na mestu priključenja.
4.3.3.6. Koordinacija izolacije svih prekidača, rastavljača, noževa za uzemljenje, energetskih transformatora, naponskih transformatora, strujnih transformatora, odvodnika prenapona, izolatora, opreme za uzemljenje neutralne tačke, kondenzatora, VF prigušnica i spojne opreme, mora biti u skladu sa IEC standardima.
4.3.4.1. Objekat korisnika prenosnog sistema mora trajno ostati u pogonu povezan sa prenosnom mrežom za opsege napona iz odeljka 3.2.3. Pravila.
4.3.4.2. U slučaju propada napona u prenosnoj mreži usled pojave kratkog spoja, objekat korisnika prenosnog sistema mora ostati u pogonu povezan sa prenosnom mrežom prema sledećim uslovima:
Slika 4.1.
- ako je napon u mestu priključenja jednak 0 V, objekat ostaje u pogonu najmanje 0,15 s;
- ako je napon u mestu priključenja jednak 90% nazivne vrednosti, objekat ostaje u pogonu najmanje 1,5 s;
- ako je napon u mestu priključenja veći od 90% nazivne vrednosti, objekat ostaje u pogonu do isključenja kvara;
- za vrednosti napona između 0 i 90% nazivne vrednosti, vreme se određuje na osnovu linearne interpolacije u skladu sa slikom 4.1.
4.3.4.3. U slučaju povišenja napona u prenosnoj mreži, objekat korisnika prenosnog sistema mora ostati u pogonu povezan sa prenosnom mrežom prema sledećim uslovima:
- za vreme do 50 ms, objekat ostaje u pogonu ako je napon u mestu priključenja manji ili jednak 120% nazivne vrednosti;
- za vreme između 50 ms i 1000 ms, objekat ostaje u pogonu za napon koji je manji ili jednak iznosu koji se određuje na osnovu linearne interpolacije, u skladu sa slikom 4.2. pri čemu je Umax maksimalna vrednost napona u normalnim uslovima rada, uređena odeljkom 3.2.3 ovih pravila.
Slika 4.2.
4.3.4.4. U slučaju dužeg odstupanja napona od vremena iz ovog odeljka, objekat korisnika prenosnog sistema ostaje u pogonu povezan sa prenosnom mrežom za vreme koje zavisi od veličine odstupanja napona, a prema uslovima isporuke električne energije (odeljak 5.3.2.), osim za mesta priključenja generatorske jedinice na prenosnu mrežu, što je posebno uređeno Pravilima (odeljak 4.4.8.).
4.3.5.1. Objekat mora biti projektovan i izveden tako da može trajno da podnese pogon u opsegu frekvencije 49,5 - 50,5 Hz.
4.3.5.2. Ukoliko je frekvencija van propisanog opsega, objekat korisnika prenosnog sistema ostaje u pogonu povezan sa prenosnom mrežom za vreme koje zavisi od veličine odstupanja frekvencije, a prema uslovima isporuke električne energije (odeljak 5.3.2.), osim za mesta priključenja generatorskih jedinica, što je posebno uređeno Pravilima (odeljak 4.4.8.).
4.3.5.3. Odredbe odeljka 4.3.5. ne odnose se na isključenja objekata dejstvom podfrekventne zaštite.
4.3.6. Uređaj za kontrolu uključenja prekidača
4.3.6.1. Ukoliko proračuni tokova snaga i napona ukažu da se mogu očekivati teškoće pri uključenju prekidača u objektu korisnika prenosnog sistema, JP EMS zahteva instaliranje uređaja za kontrolu uključenja prekidača u ovom objektu. Ovaj uređaj se podešava prema sledećim parametrima sinhronizacije uključenja:
- maksimalna razlika modula napona: ΔUmax = 15%Un;
- maksimalna fazna razlika između napona: Δumax = 30°;
- maksimalna razlika frekvencije: Δfmax = 0,5 Hz.
4.3.6.2. Uređaj za kontrolu uključenja prekidača mora biti izveden tako da se može vršiti očitavanje parametara sinhronizacije uključenja.
4.3.7. Preuzimanje reaktivne snage iz prenosne mreže
4.3.7.1. Korisnik prenosnog sistema mora osigurati uslove da tokom normalnog rada njegovog objekta, odnos reaktivne i aktivne snage koju preuzima iz prenosne mreže u mestu priključenja bude manji od 0,33 za svaki petnaestominutni interval u kome merna oprema beleži razmenjenu reaktivnu i aktivnu energiju, osim za mesta priključenja generatorskih jedinica što je posebno uređeno Pravilima u odeljku 4.4.7.
4.3.8. Kvalitet naponskog talasa
4.3.8.1. Strujna nesimetrija
4.3.8.1.1. Strujna nesimetrija koju izaziva objekat korisnika prenosnog sistema ne sme prevazilaziti:
- 1%, ako je objekat priključen na 110 kV ili 220 kV mrežu;
- 0,6%, ako je objekat priključen na 400 kV mrežu.
4.3.8.1.2. Izuzetno, kod objekata priključenih na prenosnu mrežu 110 kV koji služe za napajanje mreža železnice (tzv. elektrovučne podstanice) JP EMS u Rešenju o priključenju može uneti za vrednost strujne nesimetrije iznos koji prevazilazi 1%, pod uslovom da se time ne ugrožava pristup prenosnom sistemu ostalih korisnika prenosnog sistema, odnosno da se ne ugrožavaju preduslovi za normalan rad elektroenergetskog sistema.
4.3.8.2. Viši harmonici
4.3.8.2.1. Struje viših harmonika koje izaziva objekat korisnika prenosnog sistema u mestu priključenja na prenosnu mrežu 110 kV i 220 kV ne smeju prelaziti vrednost:
Ihn = kn |
Ss |
|
√3Unom |
|
gde su:
Ihn - struja n-tog harmonika;
kn - koeficijent n-tog harmonika (određuje se prema tabeli 4.1);
Ss - maksimalna prividna snaga u datom mestu priključenja (izračunata na osnovu uređene odobrene snage i faktora snage), ukoliko je ona manja od 5% prividne snage trofaznog kratkog spoja; ukoliko to nije slučaj, Ss iznosi 5% prividne snage trofaznog kratkog spoja;
Unom - nazivni napon prenosne mreže u mestu priključenja.
4.3.8.2.2. Ako je objekat priključen na 400 kV mrežu, dobijene vrednosti struja Ihn se množe sa 0,6.
Tabela 4.1.
Redni broj |
kn [%] |
Redni broj |
kn [%] |
|
kn [%] |
3 |
6,5 |
2 |
3 |
Ukupan iznos |
8 |
5 i 7 |
8 |
4 |
1,5 |
|
|
9 |
3 |
> 4 |
1 |
||
11 i 13 |
5 |
|
|
||
> 13 |
3 |
|
|
||
4.3.8.3. Flikeri
4.3.8.3.1. Flikeri uzrokovani od strane objekta korisnika prenosnog sistema moraju ostati na takvom nivou da u mestu priključenja na prenosnu mrežu budu zadovoljeni sledeći uslovi:
- 95% verovatnoća vrednosti parametra Pst, merena na sedmičnom nivou, mora biti manja od EPst = 0,8;
- 95% verovatnoća vrednosti parametra Plt, merena na sedmičnom nivou, mora biti manja od EPlt = 0,6;
pri čemu su Pst, Plt, EPst i EPlt parametri definisani IEC standardima 61000-3-7 koji se odnose na elektromagnentu kompatibilnost.
4.3.9. Učešće u Planovima odbrane elektroenergetskog sistema
4.3.9.1. JP EMS aktom kojim se uređuje priključenje određuje obaveznost i način uključivanja objekta u Planove odbrane elektroenergetskog sistema.
4.3.9.2. Tačan način učešća objekta korisnika prenosnog sistema u navedenim planovima JP EMS utvrđuje naknadno, uz konsultacije sa korisnikom prenosnog sistema.
4.3.10. Komunikacija i razmena podataka u realnom vremenu
4.3.10.1. JP EMS aktom kojim se uređuje priključenje određuje način razmene podataka u realnom vremenu i komunikacije sa korisnikom prenosnog sistema.
4.3.10.2. JP EMS utvrđuje preduslove i način razmene podataka u realnom vremenu između objekta korisnika prenosnog sistema i odgovarajuće infrastrukture JP EMS, odnosno:
- osnovne karakteristike terminalne opreme u objektu;
- način priključenja terminalne opreme na komunikacionu infrastrukturu JP EMS;
- uslove za očuvanje neophodne raspoloživosti sistema za komunikaciju koji koristi JP EMS;
- protokole za razmenu podataka u realnom vremenu;
- parametre kojima se obezbeđuje prenos podataka u realnom vremenu;
- klasu tačnosti mernih pretvarača.
4.3.10.3. Merni pretvarači moraju biti klase tačnosti 0,2.
4.3.10.4. U slučaju komunikacije između pojedinačnog objekta i centra upravljanja JP EMS koristi se protokol IEC 60870-5-101. U slučaju komunikacije centra upravljanja korisnika prenosnog sistema koji upravlja sa više objekata i centra upravljanja JP EMS koristi se protokol IEC 60870-6 (TASE.2).
4.3.10.5. Priključenje na telekomunikacioni sistem JP EMS po pravilu se vrši putem optičkog sistema prenosa tipa SDH.
4.3.10.6. Korisnik prenosnog sistema mora obezbediti JP EMS pouzdan pristup izlaznim podacima u realnom vremenu. Ovi podaci moraju se obezbediti za:
- napone;
- struje;
- tokove aktivne i reaktivne snage;
- frekvenciju;
- pozicije regulacione sklopke regulatora napona transformatora;
- informacije o statusu rasklopne opreme;
- signale alarma;
za sve elemente u objektu korisnika prenosnog sistema svrstane u prvu, drugu ili treću grupu Kategorizacije, kao i one koji su direktno priključeni na navedene elemente.
4.3.11. Centar upravljanja korisnika prenosnog sistema
4.3.11.1. Korisnik prenosnog sistema mora da deklariše sopstveni centar upravljanja za objekat za koji se podnosi zahtev za odobravanje priključenja na prenosni sistem. Ovaj centar je u smislu upravljanja podređen nadležnom centru upravljanja JP EMS.
4.3.11.2. Centar upravljanja korisnika prenosnog sistema mora biti neprestano u funkciji.
4.3.11.3. Korisnik prenosnog sistema obezbeđuje daljinsku komandu neposredno iz svog centra upravljanja:
- prekidačima 400 kV, 220 kV i 110 kV;
- rastavljačima 400 kV, 220 kV i 110 kV;
- pozicijama regulatora napona transformatora 400/x kV, 220/x kV i 110/x kV (kontrola napona na niskonaponskoj strani objekta kao preduslov za sprovođenje naponskih redukcija);
- prekidačima u niženaponskom postrojenju (kao preduslov za sprovođenje ograničenja isporuke električne energije).
4.3.11.4. Centar upravljanja korisnika prenosnog sistema poseduje i:
- najmanje dve nezavisne govorne veze sa centrima upravljanja JP EMS (osnovnim i rezervnim);
- faks ili elektronsku adresu (E-mail);
- odgovarajući nadzor rada objekta (saglasno zahtevima iz tačke 4.3.10.6.).
4.3.11.5. Centar upravljanja operatora distributivnog sistema, odnosno centar upravljanja objekta koji na naponu nižem od 110 kV ima proizvodne jedinice čija ukupna instalisana snaga prevazilazi 5 MW, mora biti opremljen da nadležnom centru upravljanja JP EMS dostavlja i podatke u realnom vremenu o ukupnoj proizvodnji u distributivnom sistemu, odnosno objektu.
4.3.12.1. Uvod
4.3.12.1.1. JP EMS aktom kojim se uređuje priključenje određuje sistem zaštite objekta koji se priključuje na prenosni sistem, kao i obaveze JP EMS i korisnika prenosnog sistema da vrše koordinaciju podešavanja zaštita u funkciji prenosa, kako u procesu planiranja razvoja, tako i u postupku planiranja rada i eksploatacije prenosnog sistema.
4.3.12.1.2. Zaštita mora biti projektovana tako da se omogući brzo i selektivno isključenje kvarova sa ciljem da se sačuva oprema u prenosnim objektima i objektima korisnika prenosnog sistema od trajnih oštećenja, odnosno da se svedu na najmanju moguću meru posledice kvarova ili neregularnih događaja u elektroenergetskom sistemu i da se održi stabilan rad elektroenergetskog sistema.
4.3.12.1.3. Da bi se obezbedio pouzdan rad zaštite neophodno je da svaki glavni zaštitni uređaj ima odgovarajuću rezervu, udaljenu ili lokalnu.
4.3.12.1.4. Zaštitni uređaji su savremeni mikroprocesorski uređaji za zaštitu. Svi zaštitni uređaji, pored funkcija zaštite imaju mogućnost:
- hronološke registracije događaja,
- snimanja poremećaja u mreži,
- samonadzora.
4.3.12.1.5. Na naponskim nivoima 110 kV, 220 kV i 400 kV uređaji relejne zaštite i uređaj za upravljanje se ugrađuju kao zasebni uređaji. Na nižim naponskim nivoima dozvoljena je upotreba kompaktnih zaštitno-upravljačkih uređaja.
4.3.12.2. Izbor vrsta zaštita za priključenje na prenosnu mrežu 110 kV.
4.3.12.2.1. Pri izboru zaštita neophodno je da se uvaže specifičnosti već ugrađene opreme, a posebno uslovi koje može zahtevati postojeći tehnički sistem upravljanja.
4.3.12.2.2. Za zaštitu transformatora 110/x kV ugrađuju se gasni releji (Buholc zaštite) i električne zaštite od unutrašnjih i spoljašnjih kvarova, kao i zaštita od preopterećenja. Neophodne zaštitne funkcije po uređajima električne zaštite su:
a) za uređaj glavne zaštite na 110 kV strani:
- diferencijalna zaštita za transformator;
- ograničena zemljospojna zaštita;
- "kućišna" zaštita, samo kao nužno alternativno rešenje za ograničenu zemljospojnu zaštitu;
- zaštita od preopterećenja - termoslika;
- višestepena trofazna prekostrujna zaštita;
- višestepena zemljospojna zaštita;
- zaštita od trajne nesimetrije struje;
- zaštita od otkaza prekidača;
- zaštita od nesimetrije polova prekidača (ukoliko nije realizovana unutrašnjom šemom prekidača);
- kontrola isključnih krugova prekidača (kao eksterni uređaj za svaki isključni kalem);
b) za uređaj rezervne zaštite na 110 kV strani:
- višestepena trofazna prekostrujna zaštita (autonomna ili konvencionalne izvedbe u zavisnosti da li se primenjuje jedna, odnosno dve akubaterije u TS 110/x kV);
v) za uređaj zaštite na x kV strani (x = 35, 20, 10, 6):
- višestepena trofazna prekostrujna zaštita;
- višestepena zemljospojna zaštita;
- uprošćena zaštita x kV sabirnica;
- višestepena jednofazna prekostrujna zaštita za zaštitu opreme za uzemljenje neutralne tačke na x kV strani;
- kontrola isključnih krugova prekidača (kao eksterni uređaj ili interna funkcija u zaštitnom uređaju).
4.3.12.2.3. Za zaštitu dalekovoda 110 kV, potrebno je predvideti ugradnju glavne i rezervne zaštite od kvarova, kao i zaštitu od preopterećenja. Neophodne zaštitne funkcije po zaštitnim uređajima su:
a) za uređaj glavne zaštite:
- distantna zaštita sa najmanje četiri vremensko-distantna stepena;
- diferencijalna zaštita voda (obavezno kod kablova 110 kV, a kod nadzemnih vodova u slučajevima kada proračuni pokažu da se selektivnost rada zaštitnih uređaja ne može postići distantnom zaštitom);
- automatsko ponovno uključenje prekidača;
- detekcija prekida provodnika;
- zaštita od otkaza rada prekidača;
- zaštita od uključenja na kvar;
- usmerena zemljospojna zaštita;
- zaštita od preopterećenja;
- detekcija promene smera struje kod zaštite dalekovoda koji počinju u istom objektu i završavaju se u istom objektu;
- detekcija slabog napajanja kvara;
- detekcija oscilovanja snage u mreži;
- nadzor sekundarnih kola, i to nadzor sekundarnih strujnih kola i nadzor sekundarnih naponskih kola;
- lokator kvara;
- komunikacija među zaštitnim uređajima na krajevima dalekovoda koja podržava komunikaciju među distantnim zaštitama, komunikaciju među usmerenim zemljospojnim zaštitama i komunikaciju kod diferencijalne zaštite voda;
- zaštitu od nesimetrije polova prekidača;
- kontrolu isključnih krugova prekidača;
b) za uređaj rezervne zaštite:
- višestepena prekostrujna fazna i prekostrujna zemljospojna zaštita;
- usmerena zemljospojna zaštita;
- nadzor sekundarnih kola.
U postrojenjima sa pomoćnim sistemom 110 kV sabirnica mora se obezbediti prebacivanje delovanja zaštita na prekidač spojnog polja.
4.3.12.2.4. Za zaštitu dvofaznih dalekovoda 110 kV za napajanje elektrovučnih podstanica železnice, potrebno je predvideti ugradnju glavne i rezervne zaštite od kvarova. Neophodne zaštitne funkcije po zaštitnim uređajima su:
a) za uređaj glavne zaštite:
- višestepena prekostrujna zaštita;
- višestepena zemljospojna zaštita;
- automatsko ponovno uključenje prekidača;
- zaštita od preopterećenja;
- zaštita od otkaza prekidača;
- zaštita od nesimetrije polova prekidača (ukoliko nije realizovana unutrašnjom šemom prekidača);
- kontrola isključnih krugova prekidača (kao eksterni uređaj za svaki isključni kalem);
b) za uređaj rezervne zaštite:
- višestepena prekostrujna zaštita;
- višestepena zemljospojna zaštita;
4.3.12.2.5. Ukoliko objekat korisnika prenosnog sistema sadrži 110 kV postrojenje za utiskivanje mrežno tonske komande (MTK), koristi se standardno opremljeno polje sa tri strujna transformatora i barem jednim naponskim transformatorom kojim se kontroliše nivo signala. Ovakvo postrojenje potrebno je opremiti trofaznom višestepenom prekostrujnom i zemljospojnom zaštitom.
4.3.12.2.6. Kondenzatorske baterije u spojnom filteru se štite zaštitom od strujne nesimetrije trenutnog dejstva, koja se priključuje na strujni transformator između neutralnih tačaka dve grupe kondenzatorskih baterija vezanih u zvezdu. Ukoliko postoje sprežni induktivni elementi sa uljnom izolacijom, potrebno je primeniti i zaštitu gasnim relejom.
4.3.12.2.7. Za zaštitu 110 kV sabirnica u objektima korisnika prenosnog sistema u konvencionalnim postrojenjima i GIS postrojenjima kod kojih to proizvođač ne zahteva, nije obavezna ugradnja lokalne zaštite sabirnica, već se kvarovi na njima eliminišu isključenjem napojnih 110 kV vodova u susednim postrojenjima (udaljena zaštita).
4.3.12.2.8. U 110 kV GIS postrojenjima korisnika prenosnog sistema kod kojih to proizvođač zahteva, koristi se lokalna diferencijalna zaštita sabirnica.
4.3.12.2.9. U postrojenjima 110 kV u kojima se ugrađuje diferencijalna zaštita sabirnica, koristi se i funkcija zaštite od otkaza prekidača.
4.3.12.2.10. U postrojenjima 110 kV sa više sistema sabirnica u poprečnom spojnom polju ugrađuje se zaštitni uređaj sa zaštitnim funkcijama prekostrujne zemljospojne zaštite i zaštite od otkaza rada prekidača.
4.3.12.2.11. Rezervne zaštitne funkcije se ostvaruju lokalno i realizuju u fizički nezavisnom zaštitnom uređaju.
4.3.12.2.12. Na korisniku prenosnog sistema je odgovornost da ugradi dodatnu zaštitnu opremu u svoj objekat u cilju zaštite tehnološkog procesa za slučaj pojave poremećaja u prenosnoj mreži. Ova oprema ne sme biti aktivirana od prelaznih procesa.
4.3.12.3. Izbor vrsta zaštita za priključenje na prenosnu mrežu 220 kV i 400 kV
4.3.12.3.1. JP EMS će u slučaju priključenja objekata korisnika na prenosni sistem 220 kV i 400 kV, tehničke uslove koji se odnose na zaštitu definisati saglasno specifičnostima svakog pojedinačnog zahteva za priključenje.
4.3.12.4. Podešenja zaštita
4.3.12.4.1. Korisnici prenosnog sistema su dužni da zatraže od JP EMS plan podešenja zaštita za elemente EES u svom objektu koji zadovoljavaju kriterijume prve, druge i treće grupe Kategorizacije najmanje 20 dana pre puštanja objekta (ili dela objekta) u pogon. JP EMS dostavlja ovaj plan korisniku prenosnog sistema u roku od 10 dana od prijema zahteva od ovog korisnika.
4.3.12.4.2. Korisnici prenosnog sistema su dužni da dostave JP EMS na saglasnost plan podešenja zaštita za elemente EES u svom objektu koji zadovoljavaju kriterijume četvrte grupe Kategorizacije, a koji su direktno priključeni na elemente koji zadovoljavaju kriterijume prve, druge ili treće grupe Kategorizacije najmanje 15 dana pre puštanja objekta (ili dela objekta) u pogon. JP EMS u roku od 7 dana od prijema plana podešenja zaštita izdaje korisniku prenosnog sistema saglasnost, ili definiše korisniku izmene u planu podešenja zaštita kako bi se postigla selektivnost i zahtevana vremena isključenja svih vrsta kvarova.
4.3.12.4.3. Plan podešenja zaštitnih uređaja se izrađuje imajući u vidu samo ispad jednog elementa elektroenergetskog sistema (N-1 kriterijum).
4.3.12.4.4. Korisnik prenosnog sistema je dužan da primeni parametre iz plana podešenja zaštite u svoje zaštitne uređaje.
4.3.12.4.5. JP EMS koordinira zaštitne sisteme sa susednim operatorima prenosnog sistema sa posebnim osvrtom na određivanje tipa i podešenja zaštita na interkonektivnim dalekovodima.
4.3.12.4.6. Ukoliko koncepcija zaštite zahteva komunikaciju jedinica zaštite iz različitih objekata, korisnik prenosnog sistema mora ispuniti svoje obaveze uređene aktom o priključenju koje se odnose na navedenu komunikaciju najkasnije 15 dana pre puštanja objekta (ili dela objekta) u pogon.
4.3.12.5. Zone delovanja zaštita
4.3.12.5.1. Sistemi za zaštitu deluju po zonama, kako bi se isključio ograničeni deo elektroenergetskog sistema koji je pogođen kvarom. Obavezno se sprovodi princip preklapanja zona delovanja zaštite, kako ne bi ni jedan deo elektroenergetskog sistema ostao nezaštićen.
4.3.12.5.2. Zone delovanja zaštita moraju biti odgovarajuće za:
- topologiju i uslove pogona objekta korisnika prenosnog sistema;
- tehničke uslove na mestu priključenja;
- uklopna stanja za ispad jednog elementa elektroenergetskog sistema.
4.3.12.6. Vremena isključenja kvarova
4.3.12.6.1. Vremena isključenja kvarova u prenosnoj mreži i na mestu priključenja određuje JP EMS. Da bi se selektivno isključio samo element elektroenergetskog sistema koji je pogođen kvarom, vreme delovanja zaštite se podešava u tzv. stepenima delovanja.
4.3.12.6.2. Vremena isključenja električno bliskih kvarova (izuzev onih kod kojih postoji visok udeo prelaznog otpora kvara) na dalekovodima, koji se isključuju u prvom stepenu delovanja zaštite, maksimalno iznose:
- 100 ms u 400 kV prenosnoj mreži;
- 100 ms u 220 kV prenosnoj mreži;
- 150 ms u 110 kV prenosnoj mreži.
4.3.12.6.3. Električno udaljeni kvarovi na dalekovodima, kao i kvarovi na susednim sabirnicama, isključuju se po pravilu u drugom stepenu distantne zaštite, a vremena isključenja maksimalno iznose:
- 300 ms u 400 kV prenosnoj mreži, ukoliko se ne koristi sistem za jednovremeno isključenje zaštite, odnosno 100 ms ukoliko se koristi ovaj sistem;
- 500 ms u 220 kV prenosnoj mreži;
- 500 ms u 110 kV prenosnoj mreži.
4.3.12.6.4. Kvarovi na energetskim transformatorima se isključuju maksimalno za 100 ms električne zaštite od unutrašnjih kvarova (diferencijalna zaštita i ograničena zemljospojna zaštita, odnosno alternativna "kućišna" zaštita).
4.3.12.6.5. Kvarovi na sabirnicama se isključuju maksimalno za:
- 100 ms ukoliko je ugrađena diferencijalna zaštita sabirnica (lokalna zaštita);
- vreme jednako vremenu isključenja u drugom stepenu distantne zaštite dalekovoda, jer se kvarovi na njima eliminišu isključenjem napojnih vodova u susednim postrojenjima (udaljena zaštita), odnosno vreme jednako vremenu isključenja višestepene dvosmerne distantne zaštite transformatora čija je niskonaponska strana priključena na ove sabirnice.
4.3.12.7. Automatsko ponovno uključenje
4.3.12.7.1. Na nadzemnim vodovima u prenosnoj mreži primenjuju se funkcije za automatsko ponovno uključenje (APU) koje imaju sledeće cikluse rada:
- jednofazno APU u 400 kV, 220 kV i 110 kV prenosnoj mreži sa beznaponskom pauzom koja iznosi 1 s;
- trofazno APU u 220 kV i 110 kV prenosnoj mreži, a samo u izuzetnim slučajevima i u 400 kV prenosnoj mreži, sa beznaponskom pauzom koja iznosi 1 s.
4.3.12.7.2. Trofazno APU u 400 kV prenosnoj mreži, a po potrebi i trofazno APU u 220 kV prenosnoj mreži primenjuje se uz proveru uslova za sinhronizaciju. U 110 kV prenosnoj mreži, trofazno APU po pravilu radi bez provere uslova za sinhronizaciju, a primenjuje se samo ukoliko u blizini ima generatora.
4.4. Dodatni tehnički uslovi za generatorske jedinice
4.4.1.1. Dodatni tehnički uslovi za priključenje generatorskih jedinica propisuju se zbog njihovih specifičnih performansi i ulozi u odnosu na ostale objekte u elektroenergetskom sistemu, posebno sa stanovišta mogućnosti obezbeđivanja sistemskih usluga i uspostavljanja elektroenergetskog sistema nakon raspada.
4.4.2. Veza sa prenosnom mrežom
4.4.2.1. JP EMS u svojim objektima iz kojih polaze vodovi ka proizvodnom objektu postavlja prikaz šeme napajanja koji obuhvata visokonaponska polja u ovim objektima (blok-transformatora, transformatora sopstvene potrošnje i ostale relevantne elemente), a koji su od interesa za rad prenosne mreže.
4.4.2.2. Ukoliko je obezbeđen pravac za napajanje opšte potrošnje elektrane iz prenosne mreže, on se ne može koristiti kao alternativna veza za isporuku proizvedene električne energije.
4.4.3. Sinhronizacija na prenosnu mrežu
4.4.3.1. Uređaji za sinhronizaciju generatora na prenosnu mrežu moraju biti obezbeđeni za sledeće uslove pogona:
- pokretanje generatorske jedinice u normalnom radu;
- sinhronizaciju nakon ispada generatora sa prenosne mreže na sopstvenu potrošnju uvažavajući koncept sopstvene potrošnje;
- vezivanje na sistem sabirnica bez napona u cilju stavljanja tih sabirnica pod napon (samo za hidroelektrane).
4.4.3.2. Sinhronizacija generatorske jedinice mora se obezbediti za svaku frekvenciju u prenosnoj mreži iz opsega 49 - 51 Hz i za svaki napon u prenosnoj mreži iz normalnog radnog opsega.
4.4.3.3. Sinhronizacija se mora izvršiti ako su ispunjeni sledeći uslovi:
- razlika frekvencija Df je manja od 0,1 Hz;
- naponska razlika DU je manja od 10% nazivnog napona;
- ugaona razlika Du je manja od 10°.
4.4.4. Razmena podataka u realnom vremenu
4.4.4.1. Proizvodne jedinice moraju biti osposobljene za razmenu podataka u realnom vremenu.
4.4.4.2. Proizvodna jedinica mora biti opremljena da dostavlja sledeće podatke u realnom vremenu tehničkom sistemu upravljanja JP EMS:
- uklopno stanje rasklopne opreme u elektrani na naponskim nivoima od interesa za upravljanje prenosnom mrežom;
- napone na primarnoj i sekundarnoj strani blok-transformatora;
- aktivnu i reaktivnu snagu generatorske jedinice (na samom generatoru i na visokonaponskoj strani blok-transformatora).
4.4.4.3. Ukoliko generatorska jedinica ima mogućnost rada u sekundarnoj regulaciji, ona mora biti opremljena da tehničkom sistemu JP EMS dostavlja sledeće dopunske podatke:
- maksimalnu i minimalnu snagu regulacionog opsega agregata kada on radi u sekundarnoj regulaciji;
- iznos promene snage po impulsu sekundarne regulacije;
- baznu snagu generatora;
- status učestvovanja generatorske jedinice u radu sekundarne regulacije (uključen, isključen);
- podatke neophodne za obračun učešća generatora u radu sekundarne regulacije.
4.4.4.4. Generatorska jedinica koja ima mogućnost rada u sekundarnoj regulaciji, mora biti opremljena da od JP EMS prima sledeće podatke u realnom vremenu:
- referentne vrednosti za regulaciju (uključenje i isključenje primarne i sekundarne regulacije), trenutni zahtev snage sekundarne regulacije (u obliku referentnog nivoa ili regulacionog impulsa) i regulacionu grešku elektrane;
- uklopno stanje rasklopne opreme u prenosnom objektu na koji je priključena generatorska jedinica;
- trenutne vrednosti napona, frekvencije, tokova aktivnih i reaktivnih snaga u prenosnom objektu na koji je priključena generatorska jedinica.
4.4.4.5. Vetroelektrana mora JP EMS da dostavlja sledeće dopunske podatke u realnom vremenu:
- broj vetrogeneratora koji su pogonu;
- broj vetrogeneratora koji nisu u pogonu zbog velike brzine vetra;
- broj vetrogeneratora koji nisu u pogonu zbog male brzine vetra.
4.4.4.6. Vetroelektrana mora biti opremljena da tehničkom sistemu JP EMS dostavlja sledeće meteorološke podatke u realnom vremenu:
- brzinu vetra na visini na kojoj su instalirani vetrogeneratori, za opseg 0-50 m/s;
- pravac vetra;
- temperaturu vazduha, za opseg -40-60°C;
- atmosferski pritisak, za opseg 735-1060 mbar.
4.4.5. Predaja aktivne snage u prenosnu mrežu
4.4.5.1. Prilikom odstupanja napona i frekvencije u prenosnoj mreži u stacionarnim stanjima, generatorska jedinica, mora biti sposobna da generiše aktivnu snagu P koja zadovoljava vrednosti iz tabele 4.2. ukoliko je priključena na mrežu 110 kV i 220 kV, odnosno iz tabele 4.3. ukoliko je priključena na mrežu 400 kV (za vreme uređeno odeljkom 4.4.8.):
Tabela 4.2.
U |
f |
47,5 - 48,5 Hz |
48,5 - 49,5 Hz |
49,5 - 51,5 Hz |
0,9Unom - 1,15Unom |
P > 0,95Pnom |
P > 0,975Pnom |
P - Pnom |
|
0,85Unom - 0,9Unom |
P > 0,875Pnom |
P > 0,875Pnom |
P > 0,875Pnom |
|
Tabela 4.3.
U |
f |
47,5 - 48,5 Hz |
48,5 - 49,5 Hz |
49,5 - 51,5 Hz |
0,9Unom - 1,1Unom |
P > 0,95Pnom |
P > 0,975Pnom |
P - Pnom |
|
0,9Unom - 0,95Unom |
P > 0,875Pnom |
P > 0,875Pnom |
P > 0,875Pnom |
|
gde su:
U - radni napon na mestu priključenja na prenosni sistem;
f - radna frekvencija u prenosnoj mreži;
Pnom - nazivna aktivna snaga generatora;
Unom - nazivni napon prenosne mreže na koju je priključen objekat;
Navedeno smanjenje predate aktivne snage se ne odnosi na uticaj dejstva primarne ili sekundarne regulacije.
4.4.5.2. Blok-transformator ne sme biti ograničavajući faktor za predaju aktivne snage od strane generatorske jedinice u prenosnu mrežu.
4.4.5.3. Promena opterećenja svake generatorske jedinice u iznosu od bar:
- 4%Pnom u minutu za turbogeneratorske jedinice;
- 30%Pnom u minutu za hidrogeneratorske jedinice;
mora biti omogućena kroz ceo spektar između tehničkog minimuma i nazivne snage, kao i stabilna izlazna vrednost aktivne snage tokom ovih promena.
4.4.5.4. Vetrolektrana mora imati mogućnost sniženja aktivne snage u iznosu od najmanje 25% ukupne instalisane snage u minutu.
4.4.6. Regulacija frekvencije i snage razmene
4.4.6.1. Primarna regulacija
4.4.6.1.1. Svaka generatorska jedinica čija je nazivna aktivna snaga veća ili jednaka 50 MW, izuzev onih koje imaju mogućnost kombinovane proizvodnje toplotne i električne energije, mora biti osposobljena za izvođenje primarne regulacije.
4.4.6.1.2. Svaka generatorska jedinica čija je nominalna aktivna snaga manja od 50 MW može biti osposobljena za izvođenje primarne regulacije u skladu sa postignutim dogovorom sa JP EMS.
4.4.6.1.3. Sledeći uslovi primenjuju se na sve generatorske jedinice koje učestvuju u primarnoj regulaciji:
- opseg primarne regulacije mora iznositi bar ± 2%Pnom;
- karakteristika aktivna snaga - frekvencija uređaja za primarnu regulaciju mora biti podesiva i to u opsegu 4-6%;
- za ostale veličine usvajaju se sledeće vrednosti:
a. vreme aktiviranja primarne regulacije: do 2 sekunde nakon poremećaja za početak aktiviranja primarne regulacije, najviše 15 sekundi nakon poremećaja za aktiviranje 50% rezerve primarne regulacije, najviše 30 sekundi za aktiviranje 100% rezerve primarne regulacije;
b. operativna iskoristivost: primarna rezerva mora biti u potpunosti aktivirana za odstupanje frekvencije kvazistacionarnog stanja od ± 200 mHz;
v. trajanje isporuke primarne rezerve je minimalno 15 minuta;
g. neosetljivost regulatora ne bi trebalo da pređe ± 10 mHz;
d. tačnost merenja frekvencije mora da bude bolja ili jednaka 10 mHz;
đ. angažovanje primarne regulacije se sprovodi ako je odstupanje frekvencije veće od ± 20 mHz;
e. merni ciklus za primarnu regulaciju mora da bude između 0,1 i 1 sekunde;
ž. merni ciklus za praćenja bi trebalo da bude 1 sekunda (preporučuje se), a može najviše iznositi do 10 sekundi.
4.4.6.2. Sekundarna regulacija
4.4.6.2.1. Sve hidrogeneratorske jedinice čija je Pnom3 50 MW moraju imati mogućnost rada u sekundarnoj regulaciji, pri čemu se mora obezbediti regulacioni opseg u iznosu od najmanje 0,3Pnom.
4.4.6.2.2. Sve turbogeneratorske jedinice čija je Pnom3 150 MW, izuzev onih koje imaju mogućnost kombinovane proizvodnje toplotne i električne energije, moraju imati mogućnost rada u sekundarnoj regulaciji, pri čemu se mora obezbediti regulacioni opseg u sledećem iznosu:
- za turbogeneratore gde je pogonsko gorivo ugalj: regulacioni opseg je veći od 0,15Pnom;
- za turbogeneratore gde je pogonsko gorivo gas ili mazut: regulacioni opseg je veći od 0,25Pnom.
4.4.6.3. Tercijarna regulacija
4.4.6.3.1. Svi hidrogeneratori moraju imati vreme sinhronizacije na prenosnu mrežu manje od 15 minuta.
4.4.6.3.2. Svi motori u pumpnim postrojenjima, odnosno hidrogeneratori sa mogućnošću reverzibilnog rada, moraju imati vreme sinhronizacije na prenosnu mrežu manje od 15 minuta (u oba režima rada).
4.4.6.3.3. Svaki generator mora imati sposobnost rada sa sniženom proizvodnjom aktivne energije. Minimalni iznos ove proizvodnje za koji se garantuje stabilan rad generatora, tzv. tehnički minimum mora zadovoljiti sledeće vrednosti:
- za hidrogeneratore: Pmin ≤ 0,45Pnom;
- za turbogeneratore gde je pogonsko gorivo ugalj: Pmin ≤ 0,7Pnom;
- za turbogeneratore gde je pogonsko gorivo gas ili mazut: Pmin ≤ 0,4Pnom;
- za turbogeneratore sa kombinovanim ciklusom: za gasnu turbinu Pmin ≤ 0,4Pnom, a za parnu turbinu Pmin ≤ 0,8Pnom;
- za ostale vrste generatora: Pmin ≤ 0,8Pnom.
4.4.7.1. Generatorska jedinica, izuzev vetrogeneratorske, mora biti osposobljena da vrši regulaciju napona unutar označene oblasti na slici 4.3 bez obzira na njeno učešće u primarnoj ili sekundarnoj regulaciji, pri čemu je:
Unom - nazivni napon prenosne mreže na koju je priključen objekat;
Um - napon u prenosnoj mreži na mestu priključenja;
cosφ - faktor snage na mestu priključenja.
4.4.7.2. Vetrogeneratorska jedinica mora biti osposobljena da vrši regulaciju napona unutar označene oblasti na slici 4.3, ali samo za opseg:
0,95 kapacitivno ≤ cosφ ≤ 0,95 induktivno.
4.4.7.3. Koeficijent statizma regulacije napona na sabirnicama prenosne mreže na koju je priključena elektrana (ΔUm/ΔQel) mora biti podesiv u opsegu od -1,5% do -6%, a mrtva zona podesiva za opseg 0-1%Unom.
4.4.8.4. U slučaju propada napona ispod opsega normalnih radnih napona, generatorska jedinica mora imati mogućnost povećanja pobudne struje u iznosu od najmanje 2% za svaki procenat smanjenja napona izvan normalnog radnog opsega, a do iznosa od 160%. Povećanje pobudne struje mora početi najkasnije 20 ms nakon propada napona i trajati bar 500 ms nakon povratka napona u normalni radni opseg, ali najduže 10 s od početka propada napona.
Slika 4.3.
4.4.8. Isključenje generatorske jedinice sa prenosne mreže
4.4.8.1. Isključenje generatora zbog odstupanja frekvencije
4.4.8.1.1. U skladu sa iznosom odstupanja frekvencije f, generatorska jedinica mora biti osposobljena da ostane u pogonu povezana sa prenosnom mrežom za različiti period vremena, i to:
- za interval 47,5 Hz ≤ f ≤ 48,5 Hz, najmanje 30 minuta;
- za interval 48,5 Hz ≤ f ≤ 49,0 Hz, najmanje 90 minuta;
- za interval 49,0 Hz < f ≤ 51 Hz, trajno;
- za interval 51 Hz < f ≤ 51,5 Hz, najmanje 30 minuta.
4.4.8.1.2. Reverzibilna hidrogeneratorska jedinica, odnosno pumpna jedinica čija je nazivna snaga veća od 100 MW mora imati mogućnost trenutnog isključenja sa prenosne mreže u pumpnom režimu rada za opseg frekvencije 49 Hz - 49,8 Hz.
4.4.8.1.3. Generatorska jedinica mora biti osposobljena da ostane u pogonu povezana sa prenosnom mrežom za promene frekvencije u iznosu od najviše ±2 Hz/s. Za promene frekvencije veće od ±2 Hz/s dozvoljava se ispad generatorske jedinice sa mreže nakon 1,25 s.
4.4.8.2. Isključenje generatora kao posledica odstupanja napona
4.4.8.2.1. U skladu sa iznosom odstupanja napona u tački priključenja na prenosnu mrežu Um, generatorska jedinica mora biti osposobljena da ostane u pogonu povezana sa prenosnom mrežom za različiti period vremena, i to:
a) za mesta priključenja na 400 kV:
- za interval 90%Unom < Um ≤ 95%Unom najmanje 60 minuta;
- za interval 95%Unom < Um ≤ 105%Unom trajno;
- za interval 105%Unom < Um ≤ 110%Unom najmanje 60 minuta;
b) za mesta priključenja na 110 kV i 220 kV:
- za interval 85%Unom < Um ≤ 90%Unom najmanje 60 minuta;
- za interval 90%Unom < Um ≤ 111,5%Unom trajno;
- za interval 111,5%Unom < Um ≤ 115%Unom najmanje 60 minuta.
4.4.8.2.2. Pri kvazistacionarnom stanju, kada je napon u mestu priključenja izvan vrednosti navedenih u tački 4.4.8.2.1. generatorska jedinica se može isključiti sa mreže dejstvom automatskih uređaja.
4.4.9. Ponašanje generatorske jedinice u slučaju poremećaja
4.4.9.1. Tranzijentna stabilnost pri pojavi kratkih spojeva u prenosnoj mreži
4.4.9.1.1. Zaštita u prenosnoj mreži mora da obezbedi da se električno bliski kvarovi isključe za najviše 150 ms, kako generatorska jedinica ne bi ispala sa mreže usled nestabilnosti (podrazumeva se da je generator pre pojave kratkog spoja unutar granica dozvoljenog pogonskog dijagrama) za slučaj da snaga kratkog spoja na visokonaponskoj strani blok transformatora pređe iznos od najmanje 6 nazivnih snaga generatora. Takođe se podrazumeva da u opisanom slučaju ne dolazi ni do preusmeravanja sopstvene potrošnje generatora.
4.4.9.2. Statička stabilnost
4.4.9.2.1. Pojava oscilacija tokova aktivnih snaga u prenosnoj mreži ne sme dovesti do isključenja generatora sa mreže dejstvom zaštitnih uređaja, niti do smanjenja generisanja aktivne snage.
4.4.9.2.2. Turbinsko-generatorski uređaj za sekundarnu regulaciju ne sme se odazivati na pojave oscilacije snage u mreži.
4.4.9.2.3. Ukoliko analize pokažu da je neophodna ugradnja sistema za prigušenje oscilacija, JP EMS i vlasnik, odnosno nosilac prava korišćenja generatorske jedinice pokrenuće pregovore o ugradnji ovih sistema.
4.4.9.2.4. Svrha navedenih mera je da se obezbedi stabilan rad generatora za ceo opseg dozvoljenih parametara shodno pogonskom dijagramu generatora, a u slučaju pojave kvara čija snaga kratkog spoja na visokonaponskoj strani blok-transformatora iznosi bar 4 nazivne aktivne snage generatora.
4.4.9.2.5. Sve modifikacije u objektima korisnika prenosnog sistema, odnosno na generatorima koji utiču na stabilnost elektroenergetskog sistema moraju se koordinisati sa JP EMS.
4.4.9.3. Ispad generatora na sopstvenu potrošnju
4.4.9.3.1. Turbogeneratorska jedinica čija je nazivna snaga veća od 100 MW mora biti sposobna da u slučaju odstupanja frekvencije, odnosno napona, a pod uslovima definisanim u odeljku 4.4.8. Pravila:
- pređe na ostrvski rad napajajući samo sopstvenu potrošnju agregata, ili
- da se u roku od 15 minuta nakon ispada uzrokovanim navedenim odstupanjem napona ili frekvencije ponovo veže na mrežu.
4.4.9.3.2. Sposobnost prelaska generatorske jedinice iz tačke 4.4.9.3.1. na napajanje sopstvene potrošnje garantuje se i za slučaj poremećaja u elektroenergetskom sistemu, a u skladu sa šemom delovanja zaštite.
4.4.9.3.3. Nakon što dođe do prelaska na rad na sopstvenu potrošnju agregata turbogeneratorska jedinica je sposobna da radi u tom režimu bar 60 minuta.
4.4.9.3.4. Hidrogeneratorska jedinica, bez obzira na instalisanu snagu, ispunjava uslove koji su tačkama 4.4.9.3.1. - 4.4.9.3.3. propisani za turbogeneratorske jedinice.
4.4.9.4. Sposobnost beznaponskog pokretanja generatora
4.4.9.4.1. Sposobnost beznaponskog pokretanja generatora u hidroelektranama mora se obezbediti na zahtev JP EMS za potrebe uspostavljanja elektroenergetskog sistema nakon delimičnog ili potpunog raspada.
4.4.9.4.2. Rad generatorske jedinice u ovom režimu rada mora se garantovati u vremenu od najmanje 15 minuta.
4.4.9.5. Sposobnost ostrvskog rada generatora
4.4.9.5.1. Sposobnost ostrvskog rada generatora u hidroelektranama mora se obezbediti na zahtev JP EMS za potrebe uspostavljanja elektroenergetskog sistema nakon delimičnog ili potpunog raspada.
4.4.9.5.2. Hidroelektrana deklarisana za ostrvski rad mora imati sposobnost da se sinhronizuje na ostrvo čija je snaga veća od snage sopstvene potrošnje njegove generatorske jedinice, a manja od nazivne snage ove generatorske jedinice. Ostrvski rad mora se garantovati u trajanju od najmanje 6 sati.
4.4.9.5.3. Ukoliko hidroelektrana radi u ostrvskom radu, mora se imati sposobnost trenutne promene proizvodnje do iznosa od 10% nazivne snage generatora koji su u tom trenutku u pogonu.
4.4.10.1. Turbogeneratorska jedinica nazivne snage veće od 200 MW, odnosno hidrogeneratorska jedinica nazivne snage veće od 100 MW mora biti opremljena uređajem za stabilizaciju EES.
4.4.10.2. JP EMS određuje podešenja uređaja za stabilizaciju EES, vodeći računa o sledećem:
- da uređaj ne reaguje na neoscilatorne promene;
- da izlazni signal iz uređaja za stabilizaciju EES ne pređe opseg od ±10% ulaznog signala naponskog regulatora;
- da se ne izazovu torzione oscilacije na drugim generatorskim jedinicama.
POGLAVLJE 5: PRISTUP PRENOSNOM SISTEMU
5.1.1. Pristup, odnosno korišćenje prenosnog sistema, obuhvata:
- pristup prekograničnim prenosnim kapacitetima;
- pristup preko objekata koji su priključeni na prenosni sistem.
5.1.2. Pristup prekograničnim prenosnim kapacitetima realizuje se kroz sledeće postupke:
- određivanje prekograničnog prenosnog kapaciteta u saradnji sa susednim operatorima prenosnog sistema;
- dodeljivanje prava na korišćenje prekograničnog prenosnog kapaciteta učesnicima na tržištu električne energije, na način koji se uređuje pravilima za raspodelu prava na korišćenje prekograničnih prenosnih kapaciteta;
- omogućavanje učesnicima na tržištu električne energije da realizuju dodeljeno pravo na korišćenje prekograničnog prenosnog kapaciteta.
5.1.3. Uslovi za odbijanje pristupa prekograničnim prenosnim kapacitetima uređuju se propisima koji regulišu oblast energetike, pravilima za raspodelu prava na korišćenje prekograničnih prenosnih kapaciteta i Pravilima u delu koji se odnosi na rad elektroenergetskog sistema.
5.1.4. Korisnici prenosnog sistema preko objekata priključenih na prenosni sistem imaju neprekidno pravo pristupa prenosnom sistemu pod uslovima uređenim odobrenjem za priključenje i propisima koji uređuju oblast energetike.
5.1.5. Odbijanje pristupa prenosnom sistemu korisnicima prenosnog sistema preko objekata koji su priključeni na prenosni sistem sprovodi se na način određen propisima koji uređuju oblast energetike.
5.2. Pristup prekograničnim prenosnim kapacitetima
5.2.1. Određivanje prekograničnog prenosnog kapaciteta
5.2.1.1. JP EMS određuje uz harmonizaciju sa susednim operatorima prenosnog sistema:
- neto prenosni kapacitet (NTC);
- marginu pouzdanosti prenosa (TRM);
za svaku granicu u oba smera na godišnjem, mesečnom, sedmičnom i dnevnom nivou.
5.2.1.2. Prilikom određivanja neto prenosnog kapaciteta i margine pouzdanog prenosa uvažavaju se predviđena pogonska stanja u elektroenergetskim sistemima u regionu za odgovarajući vremenski period, tehnički kriterijumi iz odeljka 3.2. Pravila i odgovarajući postupci uređeni pravilima o radu interkonekcije.
5.2.2. Realizacija dodeljenog prava na prekogranični prenosni kapacitet
5.2.2.1. Nakon što JP EMS izvrši dodelu prava na korišćenje prekograničnog prenosnog kapaciteta učesnicima na tržištu električne energije, ovi učesnici na tržištu električne energije stiču pravo da u okviru izrade Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema, odnosno unutardnevne izmene ovog plana prijave prekogranične razmene električne energije u okviru dodeljenog prava.
5.2.2.2. Svi postupci koji se odnose na prekograničnu razmenu električne energije uređeni su ovim Pravilima u delu koji se odnosi na rad elektroenergetskog sistema.
5.3. Pristup preko objekata priključenih na prenosni sistem
5.3.1.1. Kako bi se uredili uslovi pristupa prenosnom sistemu korisnika prenosnog sistema preko objekata priključenih na prenosni sistem, neophodno je odrediti:
- mere kvaliteta isporuke električne energije;
- način utvrđivanja činjenica o poremećenom pristupu.
5.3.1.2. JP EMS ima obavezu da prati uslove pristupa prenosnom sistemu preko objekata priključenih na prenosni sistem. U slučaju kada se utvrdi da su prekoračene vrednosti iz tačaka 5.3.2.2.1., 5.3.2.3.1. i 5.3.2.4.1, JP EMS sagledava uzroke poremećenog pristupa i odlučuje o merama koje je potrebno preduzeti, kako bi se kvalitet isporuke električne energije usaglasio sa navedenim vrednostima. Ove mere obuhvataju uređivanje uslova eksploatacije prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema, odnosno razvoj prenosnog sistema.
5.3.2. Kvalitet isporuke električne energije
5.3.2.1. Uvod
5.3.2.1.1. Kvalitet isporuke električne energije ocenjuje se na osnovu:
- napona;
- frekvencije;
- prekida isporuke električne energije.
5.3.2.2. Napon
5.3.2.2.1. Kvalitet napona u mestu priključenja mora biti u skladu sa standardom SRPS EN 50160 (za najviši naponski nivo uređen ovim standardom), a u sledećim aspektima:
- efektivna vrednost;
- nesimetrija;
- viši harmonici;
- flikeri.
5.3.2.3. Frekvencija
5.3.2.3.1. Kvalitet frekvencije u mestu priključenja mora biti u skladu sa standardom SRPS EN 50160.
5.3.2.4. Neprekidnost isporuke električne energije
5.3.2.4.1. U mestu priključenja na prenosni sistem može doći do prekida isporuke električne energije zbog uzroka unutar prenosnog sistema, u ukupnom trajanju tokom jedne kalendarske godine koje iznosi:
- 2 sata za mesta priključenja proizvodnih jedinica;
- 4 sata za ostala mesta priključenja na naponskim nivoima 400 kV, 220 kV i 110 kV;
- 6 sati za ostala mesta priključenja na naponskim nivoima nižim od 110 kV.
U navedena vremena ne računaju se planirani radovi u prenosnom sistemu za koje je prethodno dobijena saglasnost pogođenog korisnika prenosnog sistema.
5.3.2.5. Merenje kvaliteta isporuke električne energije
5.3.2.5.1. Merenje kvaliteta isporučene električne energije u mestima priključenja na prenosni sistem obavlja se u skladu sa standardima SRPS EN 61000-4-7 i SRPS EN 61000-4-15.
5.3.3. Utvrđivanje činjenica o poremećenom pristupu
5.3.3.1. Za početak poremećenog pristupa u slučajevima odstupanja efektivne vrednosti napona smatra se trenutak u kome je centar upravljanja korisnika prenosnog sistema obavestio (usmeno ili pismeno) odgovarajući centar upravljanja JP EMS.
5.3.3.2. Podaci koji se uvažavaju prilikom utvrđivanja činjenica o poremećenom pristupu korisnika prenosnog sistema preko objekata priključenih na prenosni sistem su:
- podaci sa objekata (podaci o delovanjima zaštita, hronološki registrator događaja, dnevnik rada, zvučni zapisi o konverzaciji sa centrima upravljanja i drugi podaci);
- podaci iz centara upravljanja (podaci sa SCADA sistema, dnevnici rada, zvučni zapisi o konverzaciji sa centrima upravljanja i objektima i drugi podaci).
5.3.3.3. Podaci navedeni u ovom odeljku se u smislu verodostojnosti rangiraju prema sledećem redosledu:
1. podaci koji se u realnom vremenu razmenjuju između JP EMS i korisnika prenosnog sistema čiji je objekat pretrpeo poremećen pristup, odnosno ostali podaci kojima JP EMS i korisnik prenosnog sistema pristupaju ravnopravno;
2. podaci sa SCADA sistema, objekata i centara upravljanja JP EMS;
3. podaci sa objekata i centara upravljanja korisnika prenosnog sistema čiji je objekat pretrpeo poremećen pristup;
4. podaci sa objekata i centara upravljanja drugih korisnika prenosnog sistema.
5.3.3.4. JP EMS, odnosno korisnik prenosnog sistema, mogu zahtevati zvaničnim dopisom u roku od 15 radnih dana nakon poremećenog pristupa dostavu podataka iz odeljka 5.3.3. od druge strane. Rok za dostavu navedenih podataka iznosi 15 dana.
POGLAVLJE 6: RAD ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA
6.1.1. Da bi se obezbedili preduslovi za normalan rad prenosnog, odnosno elektroenergetskog sistema u realnom vremenu, neophodno je planirati razvoj prenosnog sistema i priključivati objekte korisnika prenosnog sistema na način predviđen Pravilima.
6.1.2. U ovom poglavlju Pravila uređuju se pravila kojima se obezbeđuju uslovi za normalan rad, odnosno siguran rad ovog sistema u realnom vremenu, a ona se odnose na:
- obezbeđivanje sistemskih usluga;
- izradu Planova odbrane elektroenergetskog sistema;
- planiranje rada elektroenergetskog sistema;
- upravljanje elektroenergetskim sistemom u realnom vremenu;
- rad sistema zaštite;
- rad komunikacionog sistema;
- izveštavanje o radu elektroenergetskog sistema.
6.1.3. Nabavkom sistemskih usluga u predviđenom iznosu JP EMS obezbeđuje mehanizme za planiranje rada i upravljanje elektroenergetskim sistemom.
6.1.4. Planovi odbrane elektroenergetskog sistema su osnova za postupanje u najtežim poremećajima i prilikom uspostavljanja sistema nakon delimičnog ili potpunog raspada.
6.1.5. Planiranjem rada elektroenergetskog sistema usaglašavaju se potrebe za proizvodnjom, potrošnjom i razmenom električne energije, kao i izvođenje radova na elementima prenosnog sistema sa kriterijumima normalnog rada.
6.1.6. Elektroenergetskim sistemom se u realnom vremenu mora upravljati tako da se, koliko je god moguće, rad ovog sistema odvija u planiranim režimima rada, sa tim da se učesnicima na tržištu električne energije ostavi prihvatljiv stepen slobode za izmenu prvobitnih planova proizvodnje, potrošnje i razmene električne energije.
6.1.7. Upravljanje podrazumeva i posebnu pažnju da se rad elektroenergetskog sistema odvija u normalnim uslovima, a u slučaju pojave poremećaja preduzimanje svih raspoloživih mera koje će dovesti do najbržeg otklanjanja poremećaja i povratka sistema u uslove normalnog rada.
6.1.8. Izveštavanjem o radu elektroenergetskog sistema, na bazi izvršenih analiza rada, obezbeđuju se neophodne povratne informacije koje, između ostalog, mogu biti od uticaja na:
- planiranje razvoja prenosnog sistema;
- tehničke uslove i postupak priključivanja objekata na prenosni sistem;
- način planiranja rada elektroenergetskog sistema;
- upravljanje prenosnom mrežom;
- koncepciju i sadržaj tehničkih normi i postupaka.
6.1.9. Aktivnosti opisane u ovom poglavlju JP EMS obavlja kao operator prenosnog sistema.
6.2.1.1. Sistemske usluge obezbeđuju neophodne preduslove za normalan rad elektroenergetskog sistema, odnosno brz povratak u normalan ili bar siguran rad nakon nastanka poremećaja. Sistemske usluge namenjene su svim korisnicima prenosnog sistema.
6.2.1.2. Pod sistemskim uslugama podrazumevaju se:
- primarna regulacija;
- sekundarna regulacija;
- tercijarna regulacija;
- regulacija napona;
- pokrivanje tehničkih gubitaka u prenosnoj mreži;
- učešće u ponovnom uspostavljanju elektroenergetskog sistema nakon raspada.
6.2.1.3. Korisnik prenosnog sistema koji sa JP EMS ima zaključen ugovor o pružanju sistemskih usluga dužan je da održava u ispravnom stanju svu opremu neophodnu za obavljanje sistemskih usluga koja su njegovo sredstvo, i da trenutno obavesti JP EMS o promeni na svojim kapacitetima po pitanju mogućnosti i kvaliteta pružanja ovih usluga.
6.2.1.4. Ugovorom o sistemskim uslugama potrebno je ugovoriti i rezervu za kompenzaciju neželjenih odstupanja.
6.2.2.1. Nadležno telo UCTE-a, na osnovu pravila o radu interkonekcije, propisuje iznos obavezne primarne rezerve na godišnjem nivou za regulacionu oblast JP EMS.
6.2.3.1. Minimalna rezerva sekundarne regulacije R izračunava se na osnovu sledeće formule UCTE-a:
R = (aLmax + b2)1/2 - b, gde su
a - konstanta čija vrednost iznosi 10 MW
Lmax - maksimalna predviđena snaga potrošnje (u MW) u regulacionoj oblasti;
b - konstanta čija vrednost iznosi 150 MW.
6.2.4.1. Za minimalne iznose tercijarne rezerve usvajaju se sledeće vrednosti:
- 450 MW za pozitivnu tercijarnu rezervu (povećanje proizvodnje, odnosno smanjenje potrošnje);
- 150 MW za negativnu tercijarnu rezervu (smanjenje proizvodnje, odnosno povećanje potrošnje).
6.2.4.2. Aktivna snaga koja se može uključiti u tercijarnu regulaciju, odnosno deklarisati kao tercijarna rezerva, mora imati karakteristiku da se može predati u prenosnu mrežu, odnosno preuzeti iz prenosne mreže za manje od 15 minuta nakon prijema odgovarajućeg naloga.
6.2.5.1. Sistemsku uslugu regulacije napona moraju pružiti sve generatorske jedinice priključene na prenosni sistem u skladu sa svojim tehničkim karakteristikama.
6.2.6. Pokrivanje tehničkih gubitaka u prenosnoj mreži
6.2.6.1. Obezbeđivanje električne energije za pokrivanje tehničkih gubitaka u prenosnoj mreži isključiva je obaveza JP EMS.
6.2.6.2. JP EMS planira iznose tehničkih gubitaka u prenosnoj mreži, a na osnovu istorijskih podataka o iznosu gubitaka u prethodnom periodu i sagledavanjem potrošnje, rasporeda proizvodnje i prekogranične razmene električne energije, kao i očekivanih izmena u prenosnom sistemu u narednim vremenskim periodima.
6.2.7. Učešće u uspostavljanju elektroenergetskog sistema
6.2.7.1. Sistemske usluge koje korisnici prenosnog sistema pružaju u smislu uspostavljanja elektroenergetskog sistema nakon raspada odnose sa na:
- beznaponsko pokretanja generatora;
- ostrvski rad generatora.
6.3. Planovi odbrane elektroenergetskog sistema
6.3.1.1. Planovi odbrane elektroenergetskog sistema imaju za svrhu da stvore tehničke i organizacione preduslove kako bi se u slučaju ozbiljnih poremećaja očuvala sigurnost rada sistema, odnosno omogućila normalizacija situacije.
6.3.1.2. U najgorem scenariju, za slučaj delimičnog ili totalnog raspada elektroenergetskog sistema, planovi odbrane moraju propisati postupke koji će dovesti do najbržeg mogućeg uspostavljanja elektroenergetskog sistema.
6.3.1.3. Planovi odbrane elektroenergetskog sistema obuhvataju:
- Plan podfrekventne zaštite;
- Planove ograničenja isporuke električne energije;
- Plan uspostavljanja elektroenergetskog sistema.
6.3.1.4. JP EMS prilikom odobravanja priključenja objekta na prenosni sistem uređuje učešće objekta u planovima odbrane elektroenergetskog sistema.
6.3.1.5. JP EMS izrađuje planove odbrane elektroenergetskog sistema u saradnji sa korisnicima prenosnog sistema.
6.3.1.6. Korisnici prenosnog sistema dužni su da obezbede sve neophodne podatke za izradu ovih planova u rokovima i formatima koje zahteva JP EMS.
6.3.1.7. Svi učesnici u primeni planova odbrane elektroenergetskog sistema moraju se upoznati sa sadržajem planova, u cilju njihove efikasne primene.
6.3.1.8. Operativno osoblje koje je predviđeno da učestvuje u primeni planova odbrane elektroenergetskog sistema mora se periodično obučavati za tu svrhu.
6.3.2. Plan podfrekventne zaštite
6.3.2.1. Plan podfrekventne zaštite koristi se kao sistemska zaštita elektroenergetskog sistema od raspada širokih razmera i ispada velikog dela proizvodnih jedinica. Sprovodi se u nekoliko faza:
1. 49,8 Hz - uzbunjivanje operativnog osoblja u centrima upravljanja i važnijim prenosnim i objektima korisnika prenosnog sistema;
2. 49,0 Hz - prorada prvog stepena podfrekventne zaštite (isključuje 10% potrošnje);
3. 48,8 Hz - prorada drugog stepena podfrekventne zaštite (isključuje dodatnih 15% potrošnje);
4. 48,4 Hz - prorada trećeg stepena podfrekventne zaštite (isključuje dodatnih 15% potrošnje);
5. 48,0 Hz - prorada četvrtog stepena podfrekventne zaštite (isključuje dodatnih 15% potrošnje);
6. 47,5 Hz - dozvoljava se ispad generatora u cilju njihove zaštite od trajnih oštećenja.
6.3.2.2. Dodatni stepeni podfrekventne zaštite obezbeđuju se isključivanjem sa mreže motor-generatora u reverzibilnim hidroelektranama kada su u pumpnom režimu rada, odnosno pumpi u pumpnim postrojenjima, a prilikom pada frekvencije u opsegu 49,0 - 49,8 Hz. U tom smislu, JP EMS propisuje podešenja podfrekventne zaštite u ovakvim objektima.
6.3.2.3. Plan podfrekventne zaštite podleže redovnim godišnjim promenama. Da bi se to postiglo, potrebno je sprovesti sledeći postupak:
- JP EMS dostavlja korisnicima prenosnog sistema zahtev za dostavljanje podataka do 31. maja (spisak distributivnih izvoda koje korisnik predlaže za uključivanje u plan);
- korisnici prenosnog sistema dostavljaju JP EMS zahtevane podatke do 30. juna;
- JP EMS proverava da li podneti podaci od strane korisnika prenosnog sistema zadovoljavaju kriterijume iz tačke 6.3.2.1. do 31. jula;
- ako kriterijumi za izradu plana nisu ispunjeni od strane korisnika, JP EMS kontaktira ovog korisnika kako bi zajednički otklonili nedostatke - ovo usaglašavanje mora se obaviti do 31. avgusta;
- JP EMS dostavlja Plan podfrekventne zaštite korisnicima prenosnog sistema u delu koji se odnosi na ove korisnike do 5. oktobra.
6.3.2.4. Revidirani Plan podfrekventne zaštite stupa na snagu do 15. oktobra.
6.3.2.5. Održavanje uređaja za podfrekventnu zaštitu u ispravnom stanju, u nadležnosti je vlasnika, odnosno nosilaca prava korišćenja ovih uređaja.
6.3.2.6. JP EMS i korisnici prenosnog sistema u skladu sa svojim ovlašćenjima obezbeđuju da podfrekventa zaštita deluje u skladu sa Planom podfrekventne zaštite.
6.3.2.7. Tačnost merenja frekvencije za rasterećenje mora da bude od 5 do 10 mHz. U slučaju da opseg aktiviranja podfrekventne zaštite ne izaziva ozbiljne probleme u elektroenergetskom sistemu, JP EMS može dati saglasnost za tačnost od 50 do 100 mHz.
6.3.2.8. Operatori distributivnog sistema su dužni da učestvuju u Planu podfrekvente zaštite uključujući propisane iznose potrošnje u okviru svog distributivnog sistema.
6.3.2.9. JP EMS u Plan podfrekventne zaštite uključuje kupce čiji su objekti priključeni na prenosni sistem, u skladu sa mogućnostima razdvajanja pravaca napajanja potrošnje koja se može uključiti u ovaj plan bez neprihvatljivih tehnoloških posledica po interese tog kupca.
6.3.3. Planovi ograničenja isporuke električne energije
6.3.3.1. Planovi ograničenja isporuke električne energije određuju:
- mere koje je potrebno preduzeti pre ograničavanja isporuke električne energije;
- način sprovođenja ovih ograničenja.
6.3.3.2. Planovi ograničenja isporuke električne energije obuhvataju:
- Plan trenutnog ograničenja isporuke električne energije;
- Plan hitnog ograničenja isporuke električne energije;
- Plan dugotrajnog ograničenja isporuke električne energije.
6.3.3.3. JP EMS izrađuje Planove ograničenja isporuke električne energije uz konsultacije sa korisnicima prenosnog sistema.
6.3.3.4. Planovi ograničenja isporuke električne energije, kao meru koja prethodi, odnosno prati ograničenje isporuke električne energije, sadrže i naponske redukcije koje se sprovode u objektima 220/x kV i 110/x kV (x < 110). Svi distributivni objekti priključeni na prenosni sistem moraju biti osposobljeni za primenu naponskih redukcija.
6.3.3.5. Plan trenutnog ograničenja isporuke električne energije odnosi se na poremećaje velikog intenziteta kada ograničenje isporuke električne energije ne trpi ni najmanje odlaganje. Ovaj plan ne vodi računa o bilo kakvoj selektivnosti (može se isključiti svaki objekat priključen na prenosnu mrežu, ili njegov deo).
6.3.3.6. Plan hitnog ograničenja isporuke električne energije namenjen je poremećajima manjeg intenziteta kada se izvesno vreme može sačekati sa ograničenjem isporuke električne energije. Ovaj plan ima delimičnu selektivnost i obuhvata listu te redosled isključivanja transformatora 110/x kV (x < 110) ili izvoda x kV.
6.3.3.7. Operatori distributivnog sistema dužni su da uključe najmanje 35% potrošnje u okviru svog distributivnog sistema u Plan hitnog ograničenja isporuke električne energije.
6.3.3.8. Plan dugotrajnog ograničenja isporuke električne energije sačinjava se za poremećaje koji traju duže od dva sata. Stoga ovaj plan vodi računa o selektivnosti isključivanja kupaca na srednjem naponu (35 kV, 20 kV, 10 kV). Ovaj plan služi i kao osnova za ograničenje isporuke električne energije u slučaju opšte nestašice električne energije.
6.3.3.9. Operatori distributivnog sistema dužni su da uključe najmanje 60% potrošnje distributivnog sistema u Plan dugotrajnog ograničenja isporuke električne energije.
6.3.3.10. Trajanje ograničenja isporuke električne energije vremenski je ograničeno propisima koji uređuju oblast energetike.
6.3.3.11. Planovi ograničenja isporuke električne energije podležu redovnim godišnjim promenama. Da bi se to postiglo, potrebno je sprovesti sledeći postupak:
- JP EMS dostavlja korisnicima prenosnog sistema zahtev za dostavljanje podataka do 31. maja (spisak distributivnih izvoda koje korisnik predlaže za uključivanje u planove);
- korisnici prenosnog sistema dostavljaju JP EMS zahtevane podatke do 30. juna;
- JP EMS proverava da li podneti podaci od strane korisnika prenosnog sistema zadovoljavaju kriterijume iz tačaka 6.3.3.7. i 6.3.3.9 do 31. jula;
- ako kriterijumi za izradu planova nisu ispunjeni od strane korisnika, JP EMS kontaktira ovog korisnika kako bi zajednički otklonili nedostatke - ovo usaglašavanje mora se obaviti do 31. avgusta;
- JP EMS dostavlja Planove ograničenja isporuke električne energije korisnicima prenosnog sistema u delu koji se odnosi na ove korisnike do 5. oktobra.
6.3.3.12. Revidirani Planovi ograničenja isporuke električne energije stupaju na snagu do 15. oktobra.
6.3.3.13. Planovi ograničenja isporuke električne energije obuhvataju kupce čiji su objekti direktno priključeni na prenosni sistem bez neprihvatljivih posledica po njihove interese. Pod tim se podrazumeva da se vodi računa o stepenu prioriteta kupaca, izazivanju opšte opasnosti i uzrokovanju materijalne štete velikog obima.
6.3.4. Plan uspostavljanja elektroenergetskog sistema
6.3.4.1. Plan uspostavljanja elektroenergetskog sistema obuhvata nekoliko osnovnih scenarija, tako da bude upotrebljiv pri svakom raspadu.
6.3.4.2. JP EMS je u obavezi da pri izradi ovog plana predvidi da dovoljan broj generatorskih jedinica u njegovoj regulacionoj oblasti pruža sistemsku uslugu beznaponskog pokretanja i ostrvskog rada, kako bi se omogućilo brzo uspostavljanje elektroenergetskog sistema u svim predvidivim situacijama.
6.3.4.3. U Plan uspostavljanja elektroenergetskog sistema uključuju se svi korisnici prenosnog sistema u skladu sa tehničkim karakteristikama objekata.
6.3.4.4. Neophodno je da se delovi ovog plana usaglase sa susednim operatorima prenosnog sistema, kako bi se postigla njihova kompatibilnost.
6.3.4.5. Plan uspostavljanja elektroenergetskog sistema je potrebno proveravati prilikom simulacije raspada.
6.3.4.6. U slučaju izmena u Planu uspostavljanja elektroenergetskog sistema, JP EMS dostavlja ovaj plan svim korisnicima prenosnog sistema u delu koji se odnosi na njihove objekte najmanje 15 dana pre stupanja plana na snagu.
6.4. Planiranje rada elektroenergetskog sistema
6.4.1.1. Planiranje rada elektroenergetskog sistema obuhvata poslove planiranja koji se odnose na vremenski horizont od godinu dana do jednog dana unapred.
6.4.1.2. Najznačajnije aktivnosti koje se sprovode u okviru planiranja rada elektroenergetskog sistema su:
- izrada godišnjeg, mesečnog i sedmičnog plana rada elektroenergetskog sistema;
- izrada Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema;
- izrada planova isključenja u prenosnoj mreži;
- određivanje prekograničnih prenosnih kapaciteta (u skladu sa odeljkom 5.2.1. Pravila).
6.4.2. Godišnji, mesečni i sedmični planovi rada elektroenergetskog sistema
6.4.2.1. Opšte karakteristike planova
6.4.2.1.1. JP EMS izrađuje godišnje, mesečne i sedmične planove rada elektroenergetskog sistema.
6.4.2.1.2. Godišnji, mesečni i sedmični planovi rada elektroenergetskog sistema imaju za svrhu da ispitaju da li su zadovoljeni osnovni preduslovi za normalan rad elektroenergetskog sistema, uključujući i ocenu da li se mogu očekivati problemi u obezbeđivanju sistemskih usluga, odnosno problemi u ostvarivanju energetskog bilansa Republike Srbije u delu koji se odnosi na električnu energiju.
6.4.2.1.3. Navedeni planovi se izrađuju na osnovu:
- odgovarajućih planova rada korisnika prenosnog sistema;
- planova isključenja u prenosnoj mreži;
- bilateralnih sporazuma zaključenih sa susednim operatorima prenosnog sistema;
a primenom internih metodologija JP EMS.
6.4.2.1.4. Godišnji, mesečni i sedmični planovi rada elektroenergetskog sistema sadrže opštu strukturu plana koja obuhvata:
- plan potrošnje, proizvodnje i razmene električne energije;
- plan obezbeđivanja primarne, sekundarne i tercijarne rezerve;
- plan nabavke električne energije za pokrivanje tehničkih gubitaka u prenosnoj mreži uključujući i električnu energiju za potrebe sopstvene potrošnje prenosnih objekata;
- potrošnju, proizvodnju i razmenu električne energije u satu maksimalnog opterećenja;
- planove rada elektroenergetskog sistema za karakteristične dane.
6.4.2.1.5. Analiza mogućnosti realizacije primarne, sekundarne, tercijarne i regulacije napona sagledava se prvenstveno na osnovu planova rada elektroenergetskog sistema za karakteristične dane. Ovi planovi se sačinjavaju na principima prema kojima se izrađuje i Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema.
6.4.2.2. Opšta pravila o razmeni neophodnih informacija
6.4.2.2.1. U cilju izrade planova rada elektroenergetskog sistema, odgovorne strane, u ime korisnika prenosnog sistema, dužne su dostaviti JP EMS sledeće podatke:
- plan sumarne potrošnje aktivne električne energije;
- plan potrošnje aktivne električne energije pojedinih objekata, na poseban zahtev JP EMS;
- plan potrošnje aktivne električne energije za potrebe proizvodnje električne energije (potrošnja proizvodnih objekata preko transformatora opšte grupe);
- plan potrošnje aktivne električne energije za potrebe pumpanja;
- plan proizvodnje aktivne električne energije (odvojeno za termoelektrane i hidroelektrane) u objektima priključenim na prenosni sistem, odnosno u objektima priključenim na distributivni sistem ako suma instaliranih snaga proizvodnih jedinica prevazilazi 5 MW;
- plan razmene aktivne električne energije (odvojeno se prikazuju nabavka i isporuka);
- planove rada za sat maksimalnog opterećenja u karakterističnom danu;
- planove raspoloživih kapaciteta za pružanje ugovorenih sistemskih usluga.
JP EMS određuje format u kome mu se dostavljaju navedeni planovi i dužan je da ga najmanje 30 dana pre roka za podnošenje podataka objavi na svom zvaničnom sajtu.
6.4.2.2.2. Plan rada za sat maksimalnog opterećenja u karakterističnom danu iz tačke 6.4.2.2.1. obuhvata sledeće podatke:
- plan sumarne potrošnje aktivne snage;
- plan raspoložive aktivne snage za proizvodnju, po svakoj hidroelektrani i svakom termoagregatu;
- plan razmene aktivne električne energije (odvojeno se prikazuju nabavka i isporuka);
- planove raspoloživih kapaciteta za pružanje ugovorenih sistemskih usluga.
JP EMS je dužan da najmanje 30 dana pre roka za podnošenje podataka koji su vezani za karakterističan dan, obavesti korisnike prenosnog sistema o datumima koji će se smatrati za karakteristične dane.
6.4.2.2.3. JP EMS prilikom izrade planova rada elektroenergetskog sistema proverava da li su ispunjeni uslovi za normalan rad na osnovu podataka iz tačke 6.4.2.2.1.
6.4.2.2.4. Ukoliko JP EMS proceni da uslovi normalnog rada nisu zadovoljeni, može se obratiti odgovornim stranama i zatražiti odgovarajuće izmene u podnetim planovima rada.
6.4.2.3. Godišnji plan rada elektroenergetskog sistema
6.4.2.3.1. JP EMS izrađuje Godišnji plan rada elektroenergetskog sistema do 15. oktobra u godini koja prethodi godini za koju se plan izrađuje.
6.4.2.3.2. JP EMS sprovodi redovnu verifikaciju, odnosno korekciju Godišnjeg plana rada elektroenergetskog sistema do svakog 25. dana u mesecu M-1, pri čemu se verifikacija, odnosno korekcija ovog plana odnosi na sve mesece od meseca M do kraja godine.
6.4.2.3.3. Godišnji plan rada elektroenergetskog sistema, pored podataka navedenih u tački 6.4.2.1.4. koji se daju na mesečnom nivou, sadrži i:
- plan neraspoloživosti proizvodnih jedinica po svakom danu;
- planiranu vrednost neto prenosnog kapaciteta na godišnjem nivou;
- planiranu vrednost raspoloživog prenosnog kapaciteta na godišnjem nivou;
- vrednost dodeljenog prenosnog kapaciteta na godišnjem nivou.
6.4.2.3.4. Odgovorne strane su dužne da do 1. oktobra u godini koja prethodi godini za koju se izrađuje Godišnji plan rada elektroenergetskog sistema, dostave JP EMS godišnji plan rada korisnika prenosnog sistema koji obuhvata:
- podatke iz tačke 6.4.2.2.1 na mesečnom nivou;
- plan neraspoloživosti proizvodnih jedinica po svakom danu i razlozima neraspoloživosti.
JP EMS usaglašava navedene podatke sa odgovornim stranama do 7. oktobra.
6.4.2.3.5. U slučaju promene godišnjeg plana rada korisnika prenosnog sistema, odgovorna strana ima obavezu da do 10. dana u mesecu M-1, dostavi korigovani godišnji plan rada korisnika prenosnog sistema koji se odnosi na sve mesece od meseca M do kraja godine, pri čemu deo plana koji se odnosi na mesec M mora biti u saglasnosti sa već predatim mesečnim planom rada korisnika prenosnog sistema.
6.4.2.4. Mesečni plan rada elektroenergetskog sistema
6.4.2.4.1. Mesečni plan rada elektroenergetskog sistema se izrađuje do 25. dana u mesecu koji prethodi mesecu za koji se plan izrađuje.
6.4.2.4.2. Prva sedmica Mesečnog plana rada elektroenergetskog sistema počinje u 00:00 sati 1. dana u mesecu, a završava se u 24:00 sata prve nedelje u mesecu. Poslednja sedmica Mesečnog plana rada elektroenergetskog sistema počinje u 00:00 sati poslednjeg ponedeljka u mesecu, a završava se u 24:00 sata poslednjeg dana u mesecu. Ostale sedmice Mesečnog plana rada elektroenergetskog sistema počinju u ponedeljak u 00:00 sati, a završavaju se u nedelju u 24:00 sata.
6.4.2.4.3. Mesečni plan rada elektroenergetskog sistema, pored podataka navedenih u tački 6.4.2.1.4. koji se daju na sedmičnom nivou, sadrži i:
- plan neraspoloživosti proizvodnih jedinica po svakom danu;
- plan neto prenosnog kapaciteta na dnevnom nivou;
- plan raspoloživog prenosnog kapaciteta na dnevnom nivou.
6.4.2.4.4. Odgovorne strane su dužne da do 20. u mesecu M-2 za mesec M, dostave JP EMS podatke neophodne za proračun neto prenosnog kapaciteta, a to su:
- plan neraspoloživosti proizvodnih jedinica po svakom danu;
- planove sumarne potrošnje električne energije za karakterističan dan po satima;
- planove proizvodnje električne energije po hidroelektranama i termoagregatima (uključujući i objekte priključene na distributivni sistem ako suma instaliranih snaga proizvodnih jedinica prevazilazi 5 MW) za karakterističan dan po satima;
- planove pumpnih jedinica, odnosno reverzibilnih jedinica u pumpnom režimu rada za karakterističan dan po satima.
6.4.2.4.5. Odgovorne strane su dužne da do 20. u mesecu M-1 za mesec M, dostave JP EMS mesečni plan rada korisnika prenosnog sistema koji obuhvata:
- podatke iz tačke 6.4.2.2.1. na sedmičnom nivou;
- plan neraspoloživosti proizvodnih jedinica na prenosnom sistemu po svakom danu i razlozima neraspoloživosti.
6.4.2.5. Sedmični plan rada elektroenergetskog sistema
6.4.2.5.1. Sedmični plan rada elektroenergetskog sistema izrađuje se do 12:00 sati svakog četvrtka pred nastupajuću sedmicu.
6.4.2.5.2. Sedmični plan rada elektroenergetskog sistema, pored podataka navedenih u tački 6.4.2.1.4. koji se daju na dnevnom nivou, sadrži i:
- program kompenzacije neželjenih odstupanja po UCTE tarifama;
- plan neraspoloživosti proizvodnih jedinica po svakom danu i satu;
- plan neto prenosnog kapaciteta po svakom danu i satu;
- plan raspoloživog prenosnog kapaciteta po svakom danu i satu;
- plan dodeljenog prenosnog kapaciteta po svakom danu i satu.
6.4.2.5.3. Odgovorne strane su dužne da do srede u 12:00 sati u sedmici koja prethodi sedmici za koju se izrađuje Sedmični plan rada elektroenergetskog sistema, dostave JP EMS sedmične planove rada korisnika prenosnog sistema koji obuhvataju:
- podatke iz tačke 6.4.2.2.1. na dnevnom nivou;
- plan neraspoloživosti proizvodnih jedinica na prenosnom sistemu po svakom danu i satu sa razlozima neraspoloživosti.
6.4.3. Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema
6.4.3.1. JP EMS izrađuje Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema, i to svakog radnog dana za naredni dan, dok se petkom dodatno izrađuju navedeni planovi za nedelju i ponedeljak.
6.4.3.2. Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema izrađuje se na osnovu:
- sporazuma zaključenih sa susednim operatorima prenosnog sistema;
- dodeljenih prenosnih kapaciteta;
- potvrđenih planova odgovornih strana;
- prognozirane potrošnje električne energije;
- prognoziranih gubitaka u prenosnom sistemu;
- planiranog iznosa primarne, sekundarne i tercijarne rezerve.
6.4.3.3. U cilju izrade Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema, JP EMS uređuje:
- određivanje važećih parova za prekogranične razmene električne energije;
- postupak prijave i potvrđivanja planova proizvodnje, potrošnje i razmene električne energije, uključujući i vremena, formate podataka i način komunikacije između JP EMS i učesnika u postupku prijave i potvrđivanja planova;
i to za sledeće vremenske horizonte:
- dan unapred;
- unutar-dnevni.
JP EMS objavljuje postupak i formate navedene u ovoj tački na svom zvaničnom sajtu.
6.4.3.4. Osnovnu vremensku jedinicu u okviru Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema određuje JP EMS, a ona ne sme biti duža od jednog sata i mora biti usaglašena sa pravilima o radu tržišta električne energije i pravilima koja važe u interkonekciji.
6.4.3.5. Odgovorne strane u ime korisnika prenosnog sistema u cilju izrade Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema moraju dostaviti JP EMS od 00:00 do 14:00 svakog dana za naredni dan, a petkom dodatno i za nedelju i ponedeljak, sledeće podatke:
- plan sumarne potrošnje električne energije, odnosno za određene objekte na poseban zahtev JP EMS;
- planove prekogranične i interne razmene električne energije;
- plan sumarne proizvodnje električne energije;
- planove proizvodnje električne energije po hidroelektranama i termoagregatima (uključujući i objekte priključene na distributivni sistem ako suma instaliranih snaga proizvodnih jedinica prevazilazi 5 MW);
- planove pumpnih jedinica, odnosno reverzibilnih jedinica u pumpnom režimu rada;
- oznake proizvodnih jedinica koje će obezbediti ugovorenu primarnu, sekundarnu i tercijarnu rezervu, sa iznosom rezerve, a u slučaju tercijarne rezerve i redosledom angažovanja svih raspoloživih proizvodnih jedinica u oba smera;
- iznos potrošnje koji je ugovoren kao tercijarna rezerva;
- planove razmene električne energije koji služe za pokrivanje tehničkih gubitaka u prenosnoj mreži.
JP EMS može posebno zahtevati od odgovornih strana dostavljanje planova za više dana u slučaju praznika.
6.4.3.6. Odgovorne strane podnose jedan dnevni plan rada, objedinjavaju odgovarajuće planove navedene u tački 6.4.3.5.
6.4.3.7. Prijavljen plan odgovorne strane mora biti izbalansiran u svakoj osnovnoj vremenskoj jedinici (algebarski zbir primljene snage iz prenosnog sistema i predate snage u prenosni sistem mora biti jednak nuli).
6.4.3.8. Na osnovu primljenog plana odgovorne strane JP EMS obavlja proveru navedenog plana u skladu sa tačkama 6.4.3.9 do 6.4.3.14, po potrebi ukazuje odgovornoj strani na nepravilnosti u podnetom planu, i konačno prihvata plan u celosti ili delimično, odnosno odbija plan u slučaju da odgovorna strana nije otklonila nepravilnosti.
6.4.3.9. U procesu usaglašavanja prekograničnih razmena električne energije JP EMS razmenjuje podatke o ovoj razmeni sa susednim operatorima prenosnog sistema.
6.4.3.10. U slučaju kada odgovorna strana ima pravo predaje samo plana razmene električne energije, prijavljen a neizbalansiran plan takve odgovorne strane biće u potpunosti odbijen od strane JP EMS.
6.4.3.11. Prijavljena prekogranična razmena električne energije u planu rada odgovorne strane u kojoj je vrednost snage veća od vrednosti dobijene kroz pravo na korišćenje prekograničnog prenosnog kapaciteta biće odbijena od strane JP EMS, a odgovorna strana će biti obaveštena o neprihvatanju ovog plana.
6.4.3.12. Prijavljena prekogranična razmena električne energije koja nije harmonizovana sa susednim operatorom prenosnog sistema, biće korigovana od strane JP EMS prema važećem sporazumom sa tim operatorom.
6.4.3.13. Interna razmena električne energije mora biti prijavljena od strane obe uključene odgovorne strane sa istim dijagramom snage, a u slučaju različitih vrednosti JP EMS će nametnuti nižu vrednost nakon isteka vremena za usaglašavanje planova odgovornih strana.
6.4.3.14. U slučaju da je plan odgovorne strane ostao neizbalansiran na kraju procesa usaglašavanja planova razmene, JP EMS je ovlašćen da izmeni ovaj plan, kako bi ga učinio izbalansiranim.
6.4.3.15. JP EMS nakon procesa usaglašavanja planova odgovornih strana izrađuje Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema koji obuhvata sledeće podatke:
- plan potrošnje električne energije na osnovu podnetih planova odgovornih strana uz eventualnu korekciju na osnovu internih metodologija i informacionih sistema JP EMS;
- plan potrošnje električne energije za potrebe pumpanja, na osnovu podnetih planova rada odgovornih strana;
- plan prekogranične razmene električne energije, na osnovu potvrđenih planova odgovornih strana i plana prekograničnih razmena koje je ugovorio JP EMS;
- plan interne razmene električne energije, na osnovu potvrđenih planova odgovornih strana i plana internih razmena koje je ugovorio JP EMS;
- plan proizvodnje aktivne električne energije proizvodnih jedinica, na osnovu podnetih planova odgovornih strana;
- plan primarne, sekundarne i tercijarne regulacije, na osnovu podnetih planova odgovornih strana i ugovorenih sistemskih usluga;
- plan pokrivanja tehničkih gubitaka u prenosnoj mreži, na osnovu podnetih planova odgovornih strana i ugovorenih sistemskih usluga;
- plan kompenzacije neželjenih odstupanja regulacione oblasti JP EMS;
- program frekvencije;
- podatke o neto i raspoloživom prenosnom kapacitetu, kao i o margini pouzdanog prenosa za svaku granicu.
6.4.3.16. Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema mora obezbediti uslove za normalan rad, a ako to nije moguće, uslove za siguran rad.
6.4.3.17. JP EMS sprovodi analize sigurnosti uvažavajući sve podnete planove iz tačke 6.4.3.5.
6.4.3.18. Ukoliko analize sigurnosti pokažu da prvobitno podneti planovi odgovornih strana ne obezbeđuju preduslove za normalan rad, JP EMS preduzima odgovarajuće mere iz sledećeg spiska:
- procenjuje koji planovi najviše utiču na narušavanje uslova normalnog rada;
- kontaktira i savetuje se sa podnosiocima ovih planova u cilju njihove izmene;
- na odgovarajući način planira angažovanje sekundarne i tercijarne rezerve (može se odstupiti od deklarisanog redosleda angažovanja tercijarne rezerve od strane podnosilaca planova proizvodnje, samo u slučaju rešavanja zagušenja u prenosnoj mreži i regulaciji napona);
- uz konsultacije i uz saglasnost odgovarajuće odgovorne strane planira pokretanje, odnosno potiskivanje proizvodnih jedinica koje se ne smatraju za tercijarnu rezervu;
- planira konfiguraciju i parametre prenosne mreže;
- otkazuje planirana isključenja u prenosnoj mreži;
- analizira uticaj prekograničnih razmena električne energije;
- ugovara odgovarajuće prekogranične razmene električne energije koje se mogu smatrati za sistemsku uslugu;
- otkazuje ili redukuje ugovorene razmene električne energije, ako gore navedene mere nisu dovoljne, ili ih nije moguće primeniti;
- ako se ne može obezbediti normalan rad, planiraju se mere kako bi se obezbedio siguran rad, u smislu da se eventualno ograničenje isporuke električne energije efikasno sprovede u realnom vremenu.
Prilikom izbora navedenih mera, JP EMS se rukovodi principom minimalnih troškova i neremećenja tržišta električne energije (koliko je to moguće).
6.4.3.19. Na osnovu izvršenih analiza sigurnosti JP EMS odlučuje o prihvatanju, odnosno proporcionalnoj redukciji po prekograničnim pravcima, odnosno odbijanju prekograničnih razmena električne energije shodno tački 6.4.3.18, pravilima UCTE-a i ETSO-a, te važećim sporazumima sa susednim operatorima prenosnog sistema.
6.4.3.20. Plan frekvencije za naredni dan dostavlja odgovarajući koordinacioni centar UCTE-a.
6.4.3.21. Plan kompenzacije neželjenih odstupanja regulacione oblasti JP EMS izrađuje se prema pravilima UCTE-a.
6.4.3.22. Električna energija neophodna za ispunjenje plana kompenzacije neželjenih odstupanja obezbeđuje se iz rezerve, koja je ugovorena u ovu svrhu.
6.4.3.23. Izrada Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema završava se do 16:00. Ukoliko je JP EMS tom prilikom izmenio planove rada iz tačke 6.4.3.5. zbog obezbeđivanja preduslova za normalan rad elektroenergetskog sistema, on o tome mora obavestiti odgovorne strane čiji su planovi izmenjeni do 16:30, i obrazložiti izmene.
6.4.3.24. Komunikacija za potrebe izrade Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema odvija se putem informacionog sistema JP EMS. Redundantnost komunikacije se mora obezbediti, kako od strane JP EMS, tako i od strane korisnika prenosnog sistema.
6.4.4. Planovi isključenja u prenosnoj mreži
6.4.4.1. Opšta pravila planiranja isključenja
6.4.4.1.1. JP EMS izrađuje planove isključenja elemenata EES u koordinaciji sa korisnicima prenosnog sistema i susednim operatorima prenosnog sistema.
6.4.4.1.2. JP EMS izrađuje godišnji, kvartalne i sedmične planove isključenja elemenata EES prve, druge i treće grupe. Korisnici prenosnog sistema po potrebi izrađuju planove isključenja elemenata EES četvrte grupe.
6.4.4.1.3. Planovima isključenja su obuhvaćeni radovi u beznaponskom stanju koji se izvode u trećoj zoni, u smislu propisa kojim se uređuju opšte mere zaštite na radu, na elementima elektroenergetskih objekata naponskih nivoa 400 kV, 220 kV i 110 kV, kao i onim elementima nižeg naponskog nivoa koji su sastavni deo tih elementa (tercijar transformatora, zvezdište transformatora i slično) i ostali radovi koji zahtevaju isključenje elemenata EES.
6.4.4.1.4. Prilikom izrade planova isključenja JP EMS je obavezan da usklađuje isključenja u prenosnoj mreži sa planovima rada proizvodnih jedinica u cilju očuvanja uslova normalnog, a ako to nije moguće, sigurnog rada tokom izvođenja isključenja.
6.4.4.1.5. Predlozi planova isključenja zbog investicija JP EMS i korisnika prenosnog sistema moraju biti obuhvaćeni planovima isključenja.
6.4.4.1.6. Bliže procedure za izradu planova isključenja, izdavanja odobrenja za isključenja elemenata EES i sprovođenje osnovnih mera obezbeđenja mesta rada na elementima objekata EES, kao i oblik, formu i sadržinu dokumenata (zahtevi, odobrenja i sl.) na osnovu kojih se odobrava isključenje, uređuje JP EMS u saradnji sa korisnicima prenosnog sistema.
6.4.4.2. Trajanje redovnih isključenja
6.4.4.2.1. Za trajanje isključenja zbog redovnog godišnjeg održavanja usvajaju se vrednosti iz tabele 6.1. za dalekovode i tabele 6.2. za ostale elemente EES:
Tabela 6.1.
Opis dalekovoda |
Maksimalno trajanje isključenja |
Jednostruki dalekovodi 110 kV, za svakih 10 km |
1 dan |
Jednostruki dalekovodi 220 kV, za svakih 10 km |
1.1 dan |
Jednostruki dalekovodi 400 kV, za svakih 10 km |
1.25 dana |
Dvostruki dalekovodi |
Vreme za jednostruki 1.2 |
Svaki prelaz dalekovoda preko reka |
Dodatno jedan dan |
Tabela 6.2.
Opis elementa EES |
Maksimalno trajanje isključenja |
Sistem sabirnica |
1 dan |
Transformator 110/x kV |
3 dana |
Transformator 220/x kV |
5 dana |
Transformator 400/x kV |
6 dana |
Sve vrste polja |
3 dana |
6.4.4.2.2 Radovi na redovnom održavanju blok-transformatora i ostalih elemenata čije je isključenje neophodno tokom zastoja pripadajuće generatorske jedinice moraju se realizovati za vreme zastoja te generatorske jedinice.
6.4.4.3. Godišnji plan isključenja
6.4.4.3.1. Godišnji plan isključenja se izrađuje kao plan isključenja po kvartalima i mesecima.
6.4.4.3.2. Osnovu za izradu godišnjeg plana isključenja čine usaglašeni godišnji plan isključenja dalekovoda i transformatora važnih za normalan rad UCTE interkonekcije u regionu Jugoistočne Evrope, predlozi planova zastoja energetskih objekata za proizvodnju električne energije, predlozi planova isključenja objekata za distribuciju električne energije i predlozi planova za isključenje elemenata objekata ostalih korisnika prenosnog sistema.
6.4.4.3.3. Usaglašeni godišnji plan isključenja dalekovoda i transformatora važnih za normalan rad UCTE interkonekcije u regionu Jugoistočne Evrope, izrađuje se u skladu sa odredbama UCTE operativnog priručnika, do kraja oktobra tekuće godine za narednu godinu.
6.4.4.3.4. Godišnji predlozi planova zastoja energetskih objekata za proizvodnju električne energije, predlozi planova isključenja objekata za distribuciju električne energije i predlozi planova za isključenje elemenata elektroenergetskih objekata ostalih korisnika prenosnog sistema, dostavljaju se JP EMS najkasnije do kraja septembra tekuće godine za narednu godinu.
6.4.4.3.5. Godišnji plan isključenja elemenata prve i druge grupe za narednu godinu izrađuje se najkasnije do 30. novembra tekuće godine, a elemenata treće grupe, najkasnije do 10. decembra tekuće godine. Godišnje planove isključenja JP EMS dostavlja korisnicima prenosnog sistema najkasnije u roku od 8 dana od dana izrade.
6.4.4.3.6. Godišnje planove isključenja JP EMS može menjati na sopstvenu inicijativu ili po zahtevu korisnika prenosnog sistema, ako postoje opravdani razlozi i uz saglasnost pogođenih korisnika prenosnog sistema. Promene se odnose na period od nastupanja okolnosti za promenu do isteka godine za koju je donet plan isključenja. Promene se mogu vršiti samo u delu godišnjeg plana za koji nije donet kvartalni plan isključenja, osim ako su sa promenom saglasni JP EMS i korisnici prenosnog sistema na koje se promena odnosi. Korisnici prenosnog sistema mogu podneti JP EMS zahtev za promenu plana najkasnije do 25. dana u mesecu M-2 za mesec M. Ako isključenje elemenata jedne grupe zahteva dodatno isključenje elemenata neke druge grupe, elementi koji se dodatno isključuju moraju se prijaviti za planove isključenja te druge grupe.
6.4.4.4. Kvartalni plan isključenja
6.4.4.4.1 Kvartalni planovi isključenja se prave na osnovu Godišnjeg plana isključenja i podnetih zahteva za izmenu Godišnjeg plana isključenja. Kvartalni planovi isključenja se izrađuju po nedeljama i danima.
6.4.4.4.2. Kvartalni predlozi planova zastoja energetskih objekata za proizvodnju električne energije, predlozi planova isključenja objekata za distribuciju električne energije i predlozi planova za isključenje elemenata elektroenergetskih objekata ostalih korisnika prenosnog sistema, dostavljaju se JP EMS najkasnije 30 dana pre krajnjeg roka za izradu kvartalnog plana.
6.4.4.4.3. Kvartalni plan isključenja za prvu i drugu grupu elemenata EES donosi se najkasnije 15 dana pre početka perioda na koji se plan odnosi, a za treću grupu elemenata EES, najmanje 10 dana pre početka perioda na koji se plan odnosi.
6.4.4.4.4. Kvartalne planove isključenja JP EMS može menjati na sopstvenu inicijativu ili po zahtevu korisnika prenosnog sistema, ako postoje opravdani razlozi, a uz saglasnost svih pogođenih korisnika prenosnog sistema. Promene se odnose na period od nastupanja okolnosti za promenu do isteka kvartala za koji je donet plan isključenja. Promene se mogu vršiti samo u delu kvartalnog plana za koji nije donet sedmični plan isključenja, osim ako su sa promenom saglasni JP EMS i korisnici prenosnog sistema na koje se promena odnosi. Korisnici prenosnog sistema mogu podneti JP EMS zahtev za promenu plana najkasnije do srede u 10:00 časova sedmice S-2 za sedmicu S. Ako isključenje elemenata jedne grupe zahteva dodatno isključenje elemenata neke druge grupe, elementi koji se dodatno isključuju moraju se prijaviti za planove isključenja te druge grupe.
6.4.4.5. Sedmični plan isključenja
6.4.4.5.1. Sedmični planovi isključenja se izrađuju po danima i satima.
6.4.4.5.2. Sedmični planovi isključenja utvrđeni kvartalnim planom isključenja za sedmicu za koju se donosi sedmični plan, koriguju se u skladu sa odobrenim zahtevima za produženje roka izvođenja radova koji su već otpočeti, zahtevima za izvođenje radova koji su odloženi na osnovu naloga centara upravljanja JP EMS i zahtevima za isključenja zbog nastalog ili utvrđenog potencijalnog kvara ili zahteva za interventne radove, kao i određenim novim terminima isključenja za odložene ili produžene radove.
6.4.4.5.3. Ukoliko se planirani radovi na nekom elementu EES iz opravdanih razloga ne obave ili ne završe u terminima predviđenim sedmičnim planom isključenja, korisnik prenosnog sistema predlaže JP EMS novi termin isključenja. Novi termin isključenja predlaže se tako da ne narušava usvojeni kvartalni plan isključenja. Ukoliko se ne može obezbediti dodatni termin isključenja u postojećem kvartalu, potrebno je to isključenje planirati u nekom od sledećih kvartala. JP EMS je odgovoran za određivanje novog termina isključenja za odložene ili produžene radove uz koordinaciju sa korisnikom prenosnog sistema.
6.4.4.5.4. U slučaju da radovi planirani sedmičnim planom isključenja iziskuju ograničenje rada energetskih objekata za proizvodnju električne energije (raspoloživost pojedinih generatora, odnosno ograničavanje minimalne ili maksimalne proizvodnje), a koje nije obuhvaćeno kvartalnim planom isključenja, JP EMS traži saglasnost korisnika prenosnog sistema za takav režim rada do srede u 15:00 časova tekuće sedmice za narednu sedmicu.
6.4.4.5.5. Korisnik prenosnog sistema odgovara na ispostavljeni zahtev JP EMS iz tačke 6.4.4.5.4. do četvrtka u 12:00 časova. Ukoliko je ovo ograničenje proizvodnje predviđeno kvartalnim planom isključenja, na takav zahtev se može odgovoriti negativno samo u izuzetnim slučajevima.
6.4.4.6. Podnošenje i odobravanje zahteva za isključenje
6.4.4.6.1. U cilju propisivanja procedure podnošenja i odobravanja zahteva za isključenje, JP EMS definiše obrazac za elemente prve, druge i treće grupe elemenata EES.
6.4.4.6.2. Redovnu razmenu spiskova ovlašćenih lica, koja mogu popunjavati obrazac iz tačke 6.4.4.6.1. između JP EMS i korisnika prenosnog sistema potrebno je obaviti svake godine do 1. marta tekuće godine.
6.4.4.6.3. Zahtev za isključenje podnosi se po tri osnova:
- za radove na elementima EES;
- za radove u blizini elemenata EES;
- za radove koji ne zahtevaju osnovne mere obezbeđenja mesta rada.
6.4.4.6.4. Korisnici prenosnog sistema dužni su dostaviti JP EMS zahtev za isključenje zbog planiranih radova do srede u 10:00 časova tekuće sedmice za narednu sedmicu. Zahtevi za isključenje koji se podnose zbog već nastalog kvara mogu se podneti odmah po nastupanju kvara (interventni radovi).
6.4.4.6.5. Odobrenje za isključenje planiranih radova JP EMS dostavlja podnosiocu zahteva do četvrtka u 15:00 časova tekuće sedmice, za isključenja planirana tokom naredne sedmice, a za interventne radove do 60 minuta nakon prijema zahteva za isključenje.
6.4.4.6.6. Odobrenje za isključenje na osnovu kojeg korisnik prenosnog sistema ostaje bez napajanja, JP EMS može dati po pribavljenoj pismenoj saglasnosti tog korisnika prenosnog sistema najkasnije 72 časa pre otpočinjanja radova, osim ako se odobrenje odnosi na interventne radove.
6.5. Upravljanje elektroenergetskim sistemom
6.5.1.1. JP EMS upravlja elektroenergetskim sistemom na način koji omogućava:
- očuvanje normalnog rada elektroenergetskog sistema;
- pouzdanu isporuku električne energije korisnicima prenosnog sistema;
- optimalno korišćenje raspoloživih prenosnih kapaciteta;
- postizanje maksimalno moguće ekonomičnosti u radu elektroenergetskog sistema kao celine u datim uslovima.
6.5.1.2. Upravljanje elektroenergetskim sistemom se realizuje iz centara upravljanja JP EMS koji su ustanovljeni na dva nivoa:
- na nivou Nacionalnog dispečerskog centra upravlja se prenosnom mrežom 400 kV i 220 kV, te interkonektivnim dalekovodima 110 kV;
- na nivou regionalnih dispečerskih centara upravlja se prenosnom mrežom 110 kV, izuzev interkonektivnih dalekovoda 110 kV.
6.5.1.3. Prenosni i objekti korisnika prenosnog sistema angažuju se saglasno tehničkim karakteristikama za te objekte koje je dao isporučilac opreme, a koje su u toku tehničkog pregleda i eventualnog probnog rada verifikovane, i u skladu sa pogonskim stanjem objekta, te sporazumom kojim se uređuje eksploatacija objekta.
6.5.2. Upravljanje u normalnom radu
6.5.2.1. Izdavanje naloga
6.5.2.1.1. Nalozi se izdaju telefonskim putem, ili na drugi način shodno sporazumu kojim se uređuje eksploatacija objekta, a koji je zaključen između JP EMS i korisnika prenosnog sistema.
6.5.2.1.2. Naloge izdaju dispečeri centara upravljanja JP EMS. Ovi nalozi se moraju izvršiti bez odlaganja.
6.5.2.1.3. Svi korisnici prenosnog sistema dužni su da sprovode naloge nadležnih centara upravljanja JP EMS koji se odnose na proizvodnju, potrošnju, uklopno stanje u prenosnoj mreži, te opremu i podešenja uređaja koji su pod nadležnošću JP EMS, a na način uređen Pravilima i odgovarajućim sporazumima.
6.5.2.1.4. Isključivo centri upravljanja JP EMS mogu izdavati operativne naloge proizvodnim jedinicama koji se odnose na pokretanje, zaustavljanje i promenu generisanja aktivne i reaktivne snage.
6.5.2.1.5. U slučaju naloga izdatog od strane nadležnog centra upravljanja JP EMS koji može ugroziti bezbednost ljudi ili objekta, podređeno osoblje u smislu upravljanja elektroenergetskim sistemom (rukovaoci u prenosnim objektima, odnosno osoblje u centrima upravljanja korisnika prenosnog sistema) nije dužno da izvrši nalog, ali mora da obrazloži zbog čega to nije učinilo. Sa druge strane, ovo osoblje je slobodno da predloži upravljačke akcije nadređenom centru upravljanja JP EMS na osnovu informacija kojima raspolaže, sa tim da ono snosi potpunu odgovornost za tačnost tih informacija.
6.5.2.1.6. U slučaju usmenog izdavanja naloga primalac naloga dužan je da ponovi nalog izdavaocu naloga, a izdavalac naloga potvrđuje tačnost, ili se procedura izdavanja naloga ponavlja.
6.5.2.1.7. Centri upravljanja JP EMS vode Dnevnike rada. Dnevnik rada vodi se hronološki. U Dnevnike rada upisuju se svi relevantni podaci za upravljanje prenosnim sistemom, a naročito:
- izdati i primljeni nalozi;
- ispadi i kvarovi elemenata prenosne mreže;
- manipulacije u prenosnoj mreži;
- problematika proizvodnje;
- problematika sigurnosti rada prenosnog sistema;
- sprovođenje ograničenja isporuke električne energije;
- problematika rada opreme za upravljanje;
- raspoloživost zaštite u prenosnoj mreži;
- dokumenti za rad;
- prispeli telegrami;
- ostale informacije relevantne za rad elektroenergetskog sistema.
6.5.2.2. Regulacija frekvencije i snage razmene
6.5.2.2.1. Regulacija frekvencije i snage razmene obavlja se kroz sledeće aktivnosti:
- dejstvom primarne regulacije;
- dejstvom sekundarne regulacije;
- dejstvom tercijarne regulacije;
- pokretanjem, odnosno potiskivanjem raspoloživih proizvodnih kapaciteta koji nisu deklarisani kao tercijarna rezerva;
- obezbeđivanjem dodatnih razmena električne energije.
6.5.2.2.2. JP EMS je obavezan da u svakom trenutku obezbedi opseg primarne regulacije definisan Pravilima.
6.5.2.2.3. Svaki korisnik prenosnog sistema koji pruža sistemsku uslugu primarne regulacije mora na zahtev JP EMS da aktivira primarne regulatore.
6.5.2.2.4. JP EMS je dužan da omogući neprestano vršenje sekundarne regulacije, kao i da obezbedi u svakom trenutku Pravilima definisan opseg ove regulacije.
6.5.2.2.5. Svaki korisnik prenosnog sistema koji pruža sistemsku uslugu sekundarne regulacije mora na zahtev JP EMS da uključi svoje generatorske jedinice, deklarisane za rad u sekundarnoj regulaciji, u ovu vrstu regulacije.
6.5.2.2.6. Ukoliko je greška regulacione oblasti tolika da se ne može otkloniti punim aktiviranjem sekundarnog regulacionog opsega, JP EMS odmah izdaje nalog za aktiviranje raspoložive tercijarne rezerve. Pri tome JP EMS ne može se odstupiti od deklarisanog redosleda angažovanja tercijarne rezerve iz Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema (tercijarna rezerva se isključivo koristi za balansiranje sistema, a ne za uspostavljanje uslova normalnog rada).
6.5.2.2.7. Tercijarna rezerva se ne može dugotrajno (duže od 2 sata) koristiti od korisnika prenosnog sistema, ukoliko je iznos tercijarne rezerve na nivou sistema manji od minimalnog iznosa definisanim Pravilima. U takvim slučajevima, a nakon upozorenja od strane centara upravljanja JP EMS, korisnici prenosnog sistema moraju preduzeti odgovarajuće mere kako bi što pre oslobodili angažovanu tercijarnu rezervu do njenog minimalnog iznosa koji je uređen Pravilima.
6.5.2.2.8. Za slučaj da je tercijarna rezerva manja od minimalnog iznosa uređenim Pravilima, JP EMS preduzima mere da obezbedi nedostajuću rezervu. Ove mere obuhvataju:
- izdavanje naloga za pokretanje, odnosno potiskivanje proizvodnih jedinica koje se ne smatraju za tercijarnu rezervu, uz konsultacija sa odgovarajućim korisnicima prenosnog sistema;
- ugovaranje razmene električne energije.
6.5.2.3. Regulacija napona
6.5.2.3.1. Regulacija napona sprovodi se na osnovu Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema i stvarnih uslova pogona elektroenergetskog sistema u cilju održavanja napona u propisanim granicama.
6.5.2.3.2. Napon se prevashodno reguliše izdavanjem odgovarajućih naloga za generisanje ili apsorpciju reaktivne energije u svim generatorskim jedinicama koje su u pogonu, te sinhronim kompenzatorima i statičkim kompenzacionim postrojenjima koji imaju ugovornu obavezu za pružanje sistemske usluge regulacije napona.
6.5.2.3.3. Napon se osim generisanjem, odnosno apsorpcijom reaktivne energije reguliše i upravljanjem tokovima reaktivne snage u prenosnoj mreži, i to promenom pozicija na regulacionim transformatorima.
6.5.2.3.4. U slučaju da je zbog regulacije napona potrebno na pojedinim generatorima smanjiti proizvodnju aktivne energije zbog proizvodnje reaktivne, JP EMS mora angažovati raspoloživu tercijarnu rezervu, kao i evidentirati i obrazložiti pogođenim korisnicima prenosnog sistema promenu proizvodnje u odnosu na Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema (uključujući i redosled angažovanja tercijarne rezerve).
6.5.2.3.5. JP EMS izdaje naloge za promenu pozicija na blok-transformatorima svih generatorskih jedinica u situaciji kada su dozvoljeni naponski opsezi u prenosnoj mreži i na generatoru neusaglašeni.
6.5.2.3.6. U pograničnim objektima napon se održava u opsegu koji je definisan sa susednim operatorom prenosnog sistema.
6.5.2.4. Nadgledanje rada elektroenergetskog sistema
6.5.2.4.1. Centri upravljanja JP EMS nadgledaju rad elektroenergetskog sistema u realnom vremenu. Nadgledanje se vrši pomoću SCADA sistema i telefonskim kontaktiranjem prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema.
6.5.2.4.2. JP EMS obezbeđuje sledeće informacije u realnom vremenu u svojim centrima upravljanja:
- frekvenciju sistema;
- grešku regulacione oblasti (samo za Nacionalni dispečerski centar);
- signale indikacija i alarma u prenosnim i objektima korisnika prenosnog sistema;
- tokove aktivnih i reaktivnih snaga, kao i vrednosti struja u prenosnoj mreži i objektima korisnika prenosnog sistema (koji su od interesa za rad prenosne mreže);
- aktivne i reaktivne snage na generatorskim jedinicama;
- status rasklopne opreme;
- pozicije na regulacionim transformatorima;
- vrednosti napona na sabirnicama postrojenja prenosne mreže i dalekovodima;
- alarme i signalizaciju koji se odnose na valjanost izmerenih vrednosti, rad zaštitnih uređaja, status komunikacije i slično.
6.5.2.4.3. JP EMS definiše u dogovoru sa susednim operatorom prenosnog sistema neophodne informacije koje se razmenjuju u realnom vremenu.
6.5.2.4.4. Centri upravljanja JP EMS moraju biti opremljeni neophodnom računarskom opremom za prikupljanje i obradu podataka potrebnih za analizu sigurnosti rada elektroenergetskog sistema.
6.5.2.5. Unutardnevna izmena Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema
6.5.2.5.1. Prilikom zahteva od strane odgovorne strane za unutardnevnu izmenu Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema, JP EMS proverava da li ta promena:
- ugrožava uslove za normalan rad elektroenergetskog sistema, ili
- remeti tržište električne energije, ili;
- ugrožava drugom korisniku prenosnog sistema pristup prenosnom sistemu;
pa ako je to slučaj, ta promena se odbija i JP EMS u saradnji sa odgovornom stranom traži drugi način za rešenje uzroka koji zahtevaju promenu Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema.
6.5.2.5.2. U slučaju značajnih promena po pitanju odstupanja potrošnje, proizvodnje ili raspoloživih prenosnih kapaciteta koje mogu dovesti, ili su već dovele do poremećaja, JP EMS može samostalno izmeniti Dnevni plana rada elektroenergetskog sistema u okviru ugovorenih sistemskih usluga i ostalih navedenih mera iz tačke 6.5.3.1.3.
6.5.2.6. Izvođenje radova u prenosnoj mreži
6.5.2.6.1. Isključenje elemenata EES izvršava se na osnovu odobrenja za isključenje koje daje JP EMS po podnetim zahtevima za isključenje, u skladu sa sedmičnim planovima isključenja ili interventnim isključenjima.
6.5.2.6.2. Dozvola za rad i obaveštenje o završetku rada objedinjeni su u obrascu, koji definiše JP EMS, za izvođenje radova na elementima EES prve, druge i treće grupe i kao takav je obavezujući za sve korisnika prenosnog sistema.
6.5.2.6.3. Rubrike obrasca iz tačke 6.5.2.6.2. mogu popunjavati ovlašćena lica nadležnih centara upravljanja i rukovodioci radova. Redovnu razmenu spiskova ovlašćenih lica, koja mogu popunjavati obrazac, između JP EMS i korisnika prenosnog sistema potrebno je obaviti svake godine do 1. marta tekuće godine.
6.5.2.6.4. Za radove na elementima EES čiji je nosilac prava korišćenja JP EMS, rukovodilac radova čije se ime nalazi u zahtevu za isključenje najavljuje radove nadležnom centru upravljanja JP EMS najmanje 30 minuta pre termina naznačenog u zahtevu za isključenje i traži izvođenje manipulacija.
6.5.2.6.5. Ukoliko se radovi izvode na elementima EES koji su vlasništvo, odnosno čiji je nosilac prava korišćenja korisnik prenosnog sistema, nadležni centar upravljanja korisnika prenosnog sistema najavljuje radove nadležnom centru upravljanja JP EMS najmanje 30 minuta pre termina naznačenog u zahtevu za isključenje i traži izvođenje manipulacija.
6.5.2.6.6. Ukoliko se radovi iz opravdanih razloga ne mogu izvoditi, obaveza je rukovodioca radova do o tome obavesti nadležni centar upravljanja najmanje 30 minuta pre termina predviđenog za početak radova (naznačenog u obrascu zahteva za isključenje) i navede uzroke zbog čega se radovi ne mogu izvoditi. U slučaju radova u objektima korisnika prenosnog sistema, centar upravljanja korisnika prenosnog sistema će ovu informaciju proslediti nadležnom centru upravljanja JP EMS.
6.5.2.6.7. Za radove na elementima EES i radove u blizini elemenata EES, nakon sprovođenja osnovnih mera za obezbeđivanje mesta rada nadležni centar upravljanja i rukovodilac radova popunjavaju dozvolu za rad, čime se dozvola za rad smatra otvorenom. Popunjavanje dozvole za rad podrazumeva davanje odgovarajuće izjave dispečera nadležnog centra upravljanja i prijem ove izjave od strane rukovodioca radova. Po završetku radova, rukovodilac radova i nadležni centar upravljanja popunjavaju obaveštenje o završetku rada, čime se dozvola za rad smatra zatvorenom. Popunjavanje obaveštenja o završetku rada podrazumeva davanje odgovarajuće izjave rukovodioca radova i prijem ove izjave od strane dispečera nadležnog centra upravljanja.
6.5.2.6.8. Za elemente EES koji su vlasništvo, odnosno čiji je nosilac prava korišćenja korisnik prenosnog sistema, za radove na elementima EES i radove u blizini elemenata EES, dozvolu za rad i obaveštenje o završetku rada popunjava ovlašćeno lice nadležnog centra upravljanja korisnika prenosnog sistema i rukovodilac radova. Nakon popunjavanja dozvole za rad odnosno obaveštenja o završetku rada nadležni centar upravljanja korisnika prenosnog sistema dužan je odmah izvestiti nadležni centar upravljanja JP EMS o terminu neraspoloživosti odnosno raspoloživosti elementa EES.
6.5.2.6.9. Za radove koji ne zahtevaju osnovne mere obezbeđivanja mesta rada na elementima EES po sprovođenju potrebnih manipulacija nadležni centar upravljanja obaveštava odgovorno lice o uklopnom stanju elementa EES koji su od interesa za izvršenje radova i dozvoljava izvođenje radova. Po završetku radova odgovorno lice obaveštava nadležni centar upravljanja o završetku radova. U ovom slučaju se ne popunjavaju dozvola za rad i obaveštenje o završetku rada.
6.5.2.6.10. Za elemente EES koji su vlasništvo, odnosno čiji je nosilac prava korišćenja korisnik prenosnog sistema, za radove koji ne zahtevaju osnovne mere obezbeđivanja mesta rada, nakon što dozvoli odgovornom licu izvođenje radova odnosno dobije informaciju da su radovi završeni, nadležni centar upravljanja korisnika prenosnog sistema dužan je odmah izvestiti nadležni centar upravljanja JP EMS o terminu neraspoloživosti odnosno raspoloživosti elementa EES.
6.5.2.6.11. Radovi predviđeni zahtevom za isključenje se moraju završiti do predviđenog vremena koje je navedeno u obrascu. Ukoliko se radovi ipak ne mogu završiti u tom roku, rukovodilac radova, u koordinaciji sa vlasnikom, odnosno nosiocem prava korišćenja energetskog objekta, je dužan da o tome blagovremeno obavesti nadležni centar upravljanja sa kojim je popunio dozvolu za rad, obavestiti ga o stanju radova i zatražiti produženje radova. U slučaju da je to učinjeno sa centrom upravljanja korisnika prenosnog sistema, ovaj centar upravljanja prenosi tu informaciju nadležnom centru upravljanja JP EMS. Nadležni centar upravljanja JP EMS odlučuje o produženju radova.
6.5.2.6.12. JP EMS je dužan da u roku od 2 sata obavesti centar upravljanja korisnika prenosnog sistema o realizaciji planiranih i neplaniranih isključenja u prenosnoj mreži u slučaju da to narušava pouzdanost korisnikovog pristupa prenosnoj mreži.
6.5.2.6.13. Nadležni centar upravljanja JP EMS ima pravo da izda nalog za prekid ili odlaganje planiranih isključenja ukoliko je ugrožen normalan, odnosno siguran rad elektroenergetskog sistema.
6.5.2.7. Prikupljanje podataka
6.5.2.7.1. JP EMS prikuplja sve podatke neophodne za planiranje i analizu rada elektroenergetskog sistema u osnovnoj vremenskoj jedinici koja se koristi za planiranje rada elektroenergetskog sistema, a to su:
- proizvodnja aktivne i reaktivne energije svih elektrana priključenih na prenosnu mrežu;
- proizvodnja aktivne i reaktivne energije svih elektrana priključenih na distributivnu mrežu čija je instalisana snaga veća od 5 MW;
- satna proizvodnja reaktivne energije kompenzacionih postrojenja priključenih na prenosnu mrežu;
- vrednosti napona u relevantnim postrojenjima prenosne mreže;
- odstupanje frekvencije i sinhronog vremena;
- trenutni tokovi aktivnih i reaktivnih snaga za određene vremenske preseke;
- satna razmena električne energije po interkonektivnim dalekovodima;
- konfiguracija prenosne mreže;
- stanje visokonaponske opreme u prenosnim i objektima korisnika prenosnog sistema;
- obim i vreme trajanja obezbeđenih i angažovanih sistemskih usluga;
- registrovanje prekoračenja dozvoljenih opterećenja dalekovoda, transformatora, odnosno odstupanja napona ili frekvencije od propisanih granica;
- ostali podaci neophodni za planiranje i analizu rada elektroenergetskog sistema.
Korisnici prenosnog sistema dužni su da dostave JP EMS navedene podatke koji se odnose na njihove objekte, na način i u formatu uređenim od strane JP EMS.
6.5.3. Upravljanje u uslovima poremećaja
6.5.3.1. Uvod
6.5.3.1.1. JP EMS preduzima sve mere koje su mu na raspolaganju da bi se izbegao poremećaj.
6.5.3.1.2. Neophodno je da centri upravljanja JP EMS imaju mogućnost da na osnovu primljenih informacija registruju poremećaj i njegove karakteristike, kako bi na osnovu ovih podataka odredili upravljačke akcije za eliminisanje ili ograničenje poremećaja.
6.5.3.1.3. Ukoliko je do poremećaja došlo, JP EMS je u obavezi da preduzme u najkraćem vremenskom periodu sve neophodne tehničke mere u cilju sprečavanja širenja poremećaja i da omogući povratak svih parametara u prenosnoj mreži u propisane granice, te da ponovo uspostavi napajanje električnom energijom korisnika prenosnog sistema koji su bez nje ostali. Ove mere obuhvataju:
- pokušaj uključivanja ispalih elemenata u prenosnoj mreži;
- ostale manipulacije u prenosnoj mreži;
- angažovanje tercijarne rezerve (JP EMS može odstupiti od deklarisanog redosleda angažovanja tercijarne rezerve u okviru Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema za potrebe otklanjanja zagušenja i regulaciju napona);
- angažovanje rezerve u raspoloživim generatorima koji nisu deklarisani kao tercijarna rezerva;
- promenu pozicija na regulacionim transformatorima;
- otkazivanje planiranih isključenja u prenosnoj mreži i prekidanje radova koji su u toku;
- ugovaranje odgovarajućih razmena električne energije;
- otkazivanje ili redukovanje postojećih razmena električne energije (ako promene u proizvodnji i ugovaranje novih razmena električne energije nije moguće sprovesti, odnosno ako rezultati ovih upravljačkih akcija nisu dovoljni za rešavanje poremećaja);
- ograničavanje isporuke električne energije;
- ostale zakonom i podzakonskim aktima propisane mere.
Prilikom izbora navedenih mera, JP EMS se rukovodi principom minimalnih troškova i neremećenja tržišta električne energije (koliko je to moguće).
6.5.3.2. Saniranje poremećaja
6.5.3.2.1. Nadležni centar upravljanja JP EMS je dužan da u slučaju preopterećenja dalekovoda, transformatora ili nekog drugog elementa prenosne mreže preduzme mere za rasterećenje tog elementa.
6.5.3.2.2. Dozvoljeno je privremeno blokiranje zaštita od preopterećenja za vreme saniranja poremećaja, ali opterećenja na tim elementima ne smeju prevazići vrednosti koje mogu uzrokovati oštećenja elemenata prenosne mreže ili susednih objekata.
6.5.3.2.3. U slučaju ispada elementa u prenosnoj mreži, operativno osoblje centara upravljanja JP EMS prikuplja podatke o delovanju zaštita na osnovu kojih odlučuje o u upravljačkim akcijama koje je potrebno sprovesti.
6.5.3.2.4. Centri upravljanja korisnika prenosnog sistema dostavljaju nadležnom centru upravljanja JP EMS podatke o delovanjima zaštite sa svih elemenata svog objekta koji su svrstani u prvu, drugu ili treću grupu Kategorizacije, kao i elemenata koji su direktno priključeni na ovakve elemente. Ovi podaci obuhvataju u slučaju ispada dalekovoda:
- naziv objekta;
- naziv dalekovoda (naponski nivo, broj i pravac);
- vrstu zaštite koja je delovala;
- vrstu kvara (jednofazni, dvofazni itd.);
- faze pogođene kvarom;
- stepen u kojem je delovala zaštita;
- informaciju o proradi uređaja za APU i da li je pokušaj APU-a bio uspešan ili ne;
a u slučaju ispada transformatora:
- naziv objekta;
- oznaku transformatora;
- sve vrste zaštitnih uređaja koji su delovali;
- opterećenje transformatora neposredno pre ispada;
- temperature ambijenta, ulja i namotaja u trenutku neposredno pre ispada;
- proradu stabilne protivpožarne zaštite (u objektima gde postoji).
Centar upravljanja korisnika prenosnog sistema dužan je da obavesti nadležni centar upravljanja JP EMS i o drugim okolnostima koje su pratile ispad, kao što su:
- manipulacije u objektu;
- izvođenje radova u objektu;
- uočljivi tragovi kvara u postrojenju (električni luk, dim, požar, neobični miris itd.);
- atmosferska pražnjenja u okolini objekta i druge vremenske prilike.
6.5.3.2.5. U slučaju trajnog ispada dalekovodnih prekidača dejstvom zaštite dalekovoda na obe strane dalekovoda, centar upravljanja JP EMS može dati jedan nalog za uključenje dalekovoda najmanje 3 minuta posle ispada ukoliko je prilikom ispada zabeležen neuspešan APU, odnosno ako nije bilo APU-a. Uključenje dalekovoda izvodi se sa strane dalekovoda gde se očekuju manje struje kvara, osim ako se radi o dalekovodu koji povezuje postrojenje elektrane, kada se proba stavljanja dalekovoda pod napon vrši prema postrojenju elektrane. Ukoliko dođe do ponovnog ispada dalekovoda dejstvom zaštite koja ukazuje na postojanje trajnog kvara na dalekovodu, dalekovod se ne uključuje.
6.5.3.2.6. Nadležni centar upravljanja JP EMS može zatražiti izmenu podešenja zaštite u cilju formiranja uklopne šeme koja obezbeđuje najpouzdaniju isporuku električne energije objektima korisnika prenosnog sistema za vreme trajanja kvara na elementu prenosne mreže.
6.5.3.2.7. Ukoliko je došlo do ispada elementa u prenosnoj mreži, pri čemu je propisanom procedurom ustanovljen trajan kvar, operativno osoblje centara upravljanja JP EMS, ukoliko proceni da ispad ugrožava normalan rad elektroenergetskog sistema, daje nalog ovlašćenim licima od strane JP EMS, odnosno centru upravljanja korisnika prenosnog sistema za interventno pokretanje ekipa koje će sanirati kvar.
6.5.3.2.8. Korisnici prenosne mreže dužni su da obaveste nadležni centar upravljanja JP EMS o stanju svog objekta i potencijalnim kvarovima koji mogu da izazovu ispad objekta ili njegovog dela.
6.5.3.2.9. U slučaju da operativno osoblje centara upravljanja JP EMS dobije zvaničnu informaciju o potencijalnom kvaru od strane ovlašćenog lica (iz JP EMS ili korisnika prenosnog sistema), ovo osoblje će preduzeti sledeće aktivnosti:
- sagledava posledice isključenja, odnosno ispada tog elementa;
- sagledava upravljačke akcije kako bi se održao normalan, odnosno siguran rad elektroenergetskog sistema u slučaju isključenja, odnosno ispada tog elementa;
- obaveštava nadležne službe JP EMS, odnosno korisnika prenosnog sistema;
- ukoliko nađe za potrebno, isključuje element na kome je pronađen potencijalni kvar;
- ukoliko proceni da neophodno isključenje ugrožava normalan rad elektroenergetskog sistema, izdaje nalog ovlašćenim licima od strane JP EMS, odnosno centru upravljanja korisnika prenosnog sistema, za pokretanje ekipa koje će sanirati kvar.
6.5.3.2.10. JP EMS sarađuje sa susednim operatorima prenosnog sistema u interkonekciji u cilju koordinisane eksploatacije i izbegavanja incidenata na interkonektivnim dalekovodima, kao i kada je za rešavanje problema u našem elektroenergetskom sistemu neophodna pomoć susednog operatora prenosnog sistema i obratno.
6.5.3.2.11. JP EMS je ovlašćen da zatraži havarijsku energiju od susednog operatora prenosnog sistema u slučaju nedostatka aktivne snage u svojoj regulacionoj oblasti u skladu sa zaključenim sporazumima. Takođe je JP EMS ovlašćen da isporuči havarijsku energiju susednom operatoru prenosnog sistema na njihov zahtev, ukoliko za to ima uslova, a u skladu sa zaključenim sporazumima.
6.5.3.2.12. Ako je elektroenergetski sistem Republike Srbije ozbiljno ugrožen zbog poremećaja u susednom sistemu, operativno osoblje JP EMS ima pravo da isključi pojedine interkonektivne dalekovode u cilju sprečavanja ili saniranja poremećaja u elektroenergetskom sistemu Republike Srbije, nakon što je u saradnji sa susednim operatorima prenosnog sistema preduzeo sve mere za saniranje poremećaja.
6.5.3.3. Ograničenje isporuke električne energije
6.5.3.3.1. U slučaju nedostatka aktivne snage u elektroenergetskom sistemu, naponskog sloma tj. nedostatka reaktivne snage u sistemu, preopterećenja elementa prenosne mreže ili nekog drugog poremećaja, pri čemu preti opasnost narušavanja normalnog rada elektroenergetskog sistema, može se pristupiti ograničenju isporuke električne energije u celom ili pojedinim delovima sistema primenom Planova ograničenja isporuke električne energije, a nakon što su prethodno preduzete sve moguće mere kako bi se izbegla primena pomenutih planova. Tom prilikom, nadležni centar upravljanja JP EMS odlučuje koju će vrstu plana primeniti.
6.5.3.3.2. Ako korisnik prenosnog sistema odbije da sprovede Plan ograničenja isporuke električne energije u iznosu zadatom od strane JP EMS, JP EMS je ovlašćen da isključi delove, ili celokupne objekte ovog korisnika prenosnog sistema, i to do vrednosti zadatog iznosa, ukoliko je moguće.
6.5.3.3.3. Na zahtev Vlade Republike Srbije, JP EMS učestvuje u primeni mera ograničenja isporuke električne energije u slučaju opšte nestašice električne energije, nakon što od Vlade Republike Srbije primi obaveštenje o nastupanju okolnosti za primenu ovih mera.
6.5.3.3.4. JP EMS na pogodan način blagovremeno obaveštava korisnike prenosnog sistema i nadležne organe o planiranim i očekivanim smetnjama i prekidima u isporuci električne energije, osim kada je to nemoguće zbog brzine reagovanja u cilju sprečavanja raspada dela ili celog elektroenergetskog sistema.
6.5.3.4. Uspostavljanje elektroenergetskog sistema
6.5.3.4.1. Ako dođe do delimičnog ili potpunog raspada elektroenergetskog sistema, nadležni centri upravljanja JP EMS i korisnika prenosnog sistema uspostavljaju elektroenergetski sistem rukovodeći se Planom uspostavljanja elektroenergetskog sistema.
6.6.1. Dokumentacija i tehnička uputstva
6.6.1.1. JP EMS mora da raspolaže sa ažurnom dokumentacijom koja se odnosi na tipove i podešenja svih zaštita kako u sopstvenim objektima, tako i u objektima korisnika prenosnog sistema.
6.6.1.2. Korisnik prenosnog sistema je dužan da JP EMS dostavi ažurnu dokumentaciju o eventualnim funkcionalnim promenama ili rekonstrukcijama sistema zaštite u svojim objektima, a koje utiču na prenos električne energije, kao i odobreni plan podešenja zaštita iz tačke 4.3.12.4.1.
6.6.1.3. JP EMS utvrđuje osnovne tehničke zahteve za podešavanje zaštita dalekovoda i energetskih transformatora u prenosnoj mreži.
6.6.2. Prepodešenja, zamena i održavanje
6.6.2.1. Prepodešenje ili zamena sistema zaštite u objektima korisnika prenosnog sistema koji utiču na rad prenosne mreže vrši se isključivo uz prethodnu saglasnost JP EMS.
6.6.2.2. Korisnik prenosnog sistema je dužan da, nakon prepodešenja postojeće zaštite ili zamene zaštite, izvesti JP EMS najkasnije tri radna dana nakon uvedenih izmena u sisteme zaštite u svom objektu.
6.6.2.3. JP EMS, odnosno korisnik prenosnog sistema, obezbeđuje periodični pregled i održavanje sistema zaštite u svojim objektima, u skladu sa propisom kojim se utvrđuju tehnički normativi za održavanje elektroenergetskih objekata iz priloga B Pravila.
6.6.2.4. Zaštite na interkonektivnim dalekovodima prepodešavaju se saglasno sporazumima o eksploataciji interkonektivnih dalekovoda.
6.6.3. Funkcionisanje u realnom vremenu
6.6.3.1. JP EMS koordinira rad zaštite za sve korisnike prenosnog sistema radi obezbeđivanja maksimalno dozvoljenih vremena isključenja kvarova, a koja su navedena u odeljku 4.3.12. Odstupanja od maksimalno dozvoljenih vremena isključenja dozvoljena su samo zbog tehnološke zastarelosti ugrađenih prekidača, odnosno uređaja za zaštitu, sa tim da ta odstupanja nisu veća od 10%.
6.6.3.2. U slučaju da je analiza poremećaja u prenosnoj mreži pokazala neselektivno delovanje sistema zaštita u objektima korisnika prenosne mreže, JP EMS je dužan da preduzme mere u okviru svojih nadležnosti kako bi se u najkraćem roku otklonile nepravilnosti.
6.6.3.3. U slučaju neraspoloživosti glavnog zaštitinog uređaja dalekovoda ili jedne od više osnovnih zaštita energetskog transformatora, moguć je vremenski ograničen pogon štićenog elementa samo sa rezervnim zaštitnim uređajem, odnosno preostalim osnovnim zaštitama, a u skladu sa merama i postupcima pri dejstvu zaštitnih i automatskih uređaja u prenosnoj mreži koje utvrđuje JP EMS.
6.6.4. Plan podešenja zaštita od preopterećenja
6.6.4.1. JP EMS izrađuje i primenjuje Plan podešenja zaštita od preopterećenja dalekovoda za zimsku i letnju sezonu.
6.6.4.2. Plan podešenja zaštita od preopterećenja dalekovoda uvažava tehničke karakteristike dalekovoda i pripadajuće visokonaponske opreme u dalekovodnim poljima, a prema očekivanim sezonskim temperaturama, sa ciljem da se obezbedi efikasna zaštita dalekovoda i pripadajuće visokonaponske opreme od trajne deformacije koju može da izazove termičko naprezanje usled previsokog strujnog opterećenja.
6.6.4.3. Planom podešenja zaštita od preopterećenja dalekovoda se obuhvataju svi 400 kV i 220 kV dalekovodi, kao i dalekovodi 110 kV u prenosnoj mreži na kojima se mogu očekivati preopterećenja.
6.7. Rad komunikacionog i tehničkog sistema upravljanja
6.7.1.1 JP EMS omogućava kontinualnu komunikaciju sa korisnicima prenosnog sistema, učesnicima na tržištu električne energije i ostalim operatorima prenosnog sistema svojim komunikacionim sistemom u skladu sa obavezujućim odredbama UCTE operativnog priručnika.
6.7.1.2. Za slučaj otkaza uređaja i pravaca za komunikaciju, Rešenjem o priključenju, odnosno sporazumom kojim se reguliše eksploatacija objekta korisnika prenosnog sistema, predviđena je procedura za komunikaciju javnim vezama.
6.7.1.3. Komunikacija mora biti obezbeđena za razgovor, AGC signale, SCADA sistem, zaštitne uređaje i informacije neophodne za funkcionisanje tržišta električne energije.
6.7.1.4. Korisnici prenosnog sistema i JP EMS, u skladu sa svojim nadležnostima, obezbeđuju kontinualni prenos neophodnih podataka u nadležni centar upravljanja JP EMS.
6.7.1.5. Svi sistemi, pravci i uređaji za komunikaciju moraju imati odgovarajuću rezervu za slučaj otkaza.
6.7.1.6. Svi telefonski razgovori vođeni iz centara upravljanja JP EMS snimaju se na odgovarajuće uređaje i čuvaju najmanje 30 dana.
6.7.2. Tehnički sistem upravljanja
6.7.2.1. Tehnički sistem upravljanja mora biti dizajniran i korišćen tako da JP EMS može ispuniti sve obaveze vezane za upravljanje prenosnom mrežom na način propisan Pravilima.
6.7.2.2. Centri upravljanja JP EMS moraju imati jasno i razumljivo prikazane parametre u prenosnoj mreži. Ovi parametri se moraju prikazivati u realnom vremenu.
6.7.2.3. Adekvatno i pouzdano rezervno napajanje centara upravljanja JP EMS, kao i ostalih kritičnih objekata po pitanju obezbeđivanja neophodnih podataka za izračunavanje greške regulacione oblasti mora se obezbediti i periodično ispitivati najmanje jednom godišnje.
6.7.2.4. Svi interkonektivni dalekovodi moraju biti opremljeni uređajima za telemetriju aktivne snage i aktivne energije, a odgovarajući signali na raspolaganju nadležnom centru upravljanja JP EMS.
6.7.2.5. JP EMS mora imati mogućnost arhiviranja navedenih parametara u ovom odeljku u cilju analiziranja rada elektroenergetskog sistema, ponašanja generatorskih jedinica i izrade izveštaja o radu elektroenergetskog sistema.
6.7.2.6. Svi generatori koji učestvuju u sekundarnoj regulaciji moraju biti integrisani u odgovarajuće merno-upravljačko kolo koje će u realnom vremenu dostavljati signale za formiranje greške regulacione oblasti.
6.7.3. Privremena neraspoloživost centara upravljanja JP EMS
6.7.3.1. U slučaju privremene neraspoloživosti nekog od regionalnih dispečerskih centara, njegove funkcije preuzima Nacionalni dispečerski centar. U tom smislu, Nacionalni dispečerski centar mora raspolagati odgovarajućom dokumentacijom i SCADA signalima.
6.7.3.2. U slučaju privremene neraspoloživosti Nacionalnog dispečerskog centra njegove funkcije preuzima Regionalni dispečerski centar Beograd. U tom smislu, ovaj regionalni dispečerski centar mora raspolagati odgovarajućom dokumentacijom i SCADA signalima.
6.7.3.3. Uslovi za ponovno uspostavljanje rada centra upravljanja JP EMS (kvalifikovano osoblje, oprema i procedure) moraju se obezbediti 24 sata na dan.
6.7.4. Održavanje komunikacione i opreme za upravljanje prenosnom mrežom
6.7.4.1. JP EMS i korisnici prenosnog sistema dužni su da svoju opremu koja služi za komunikaciju i upravljanje prenosnom mrežom održavaju u ispravnom stanju.
6.7.4.2. Uslovi za ponovno uspostavljanje rada opreme (kvalifikovano osoblje, oprema i procedure) za komunikaciju i upravljanje prenosnom mrežom moraju biti obezebeđeni 24 sata na dan.
6.7.4.3. Radovi na održavanju opreme za komunikaciju i upravljanje prenosnom mrežom moraju se planirati tako da se ne ugrozi normalan rad elektroenergetskog sistema. Prilikom planiranja ovih radova, JP EMS sarađuje sa korisnicima prenosnog sistema i susednim operatorima prenosnog sistema.
6.7.5. Zahtevi prema korisnicima prenosnog sistema
6.7.5.1. Komunikaciona oprema u objektima korisnika prenosnog sistema koja potpada pod odredbe Pravila je oprema koja je neophodna za komunikaciju centara upravljanja JP EMS sa ovim objektom, odnosno sa ostalim prenosnim i objektima korisnika prenosnog sistema.
6.7.5.2. Korisnici prenosnog sistema na osnovu tehničkih uslova iznetih u poglavlju 4. "Tehnički uslovi za priključenje na prenosni sistem" dostavljaju tehničkom sistemu upravljanja JP EMS sve informacije u realnom vremenu neophodne za odvijanje upravljačkih akcija.
6.7.5.3. Korisnik prenosnog sistema mora posedovati dokumentaciju koja se odnosi na komunikacionu i opremu za upravljanje prenosnim sistemom instaliranu u svom objektu. Na zahtev JP EMS, korisnik prenosnog sistema mora staviti na uvid dokumentaciju navedenu u ovom odeljku.
6.7.5.4. Korisnik prenosnog sistema dužan je da u slučaju nastanka kvara na opremi za komunikaciju, odnosno upravljanje prenosnim sistemom odmah obavesti JP EMS.
6.7.5.5. Korisnik prenosnog sistema mora najkasnije u roku od tri dana najaviti i zatražiti saglasnost JP EMS za isključivanje opreme za komunikaciju, odnosno upravljanje prenosnim sistemom u svom objektu.
6.8. Izveštavanje o radu elektroenergetskog sistema
6.8.1.1. Rad elektroenergetskog sistema prati se i analizira na osnovu podataka o radu pojedinih delova odnosno elemenata ovog sistema, koji se prikupljaju:
- tehničkim sistemom upravljanja;
- posredstvom uređaja za daljinski prenos merenja i signala;
- usmenim i pismenim putem od strane korisnika prenosnog sistema.
6.8.1.2. Izveštaji o radu elektroenergetskog sistema obuhvataju redovne i vanredne izveštaje. Korisnici prenosnog sistema dužni su dostaviti JP EMS sve neophodne podatke za izradu izveštaja navedenih u ovom odeljku u roku i formatu koje odredi JP EMS.
6.8.1.3. Prilikom izrade, dostavljanja i objavljivanja izveštaja, JP EMS posebnu pažnju obraća na poverljivost informacija koje se nalaze u izveštaju.
6.8.2.1. Radi upoznavanja korisnika prenosnog sistema, nadležnih instanci i javnosti sa tekućom problematikom rada prenosnog sistema, JP EMS sačinjava redovne izveštaje o radu prenosnog sistema.
6.8.2.2. Redovni izveštaji sadrže podatke o:
- ostvarenom konzumu u energiji i snazi;
- ostvarenoj proizvodnji po strukturi (termoelektrane, akumulacione i protočne hidroelektrane);
- utrošenoj energiji na pumpanje;
- prekograničnoj razmeni električne energije;
- ostvarenoj proizvodnji i snazi angažovanih elektrana;
- gubicima u prenosnom sistemu;
- naponima u karakterističnim tačkama prenosne mreže;
- učešću korisnika prenosne mreže u sistemskim uslugama;
- neangažovanim elektranama i uzrocima neangažovanja;
- dijagramu proizvodnje, razmene i konzuma;
- ispadima i kvarovima u prenosnoj mreži;
- isključenjima i uključenjima u prenosnoj mreži;
- zagušenjima i preduzetim upravljačkim akcijama u cilju otklanjanja zagušenja;
- kvalitetu sekundarne regulacije;
- važnijim pogonskim događajima;
- priključenjima novih objekata na prenosni sistem;
- značajnijim rekonstrukcijama i dogradnjama prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema;
- ostalim podacima važnim za rad elektroenergetskog sistema.
6.8.2.3. Redovni izveštaji izrađuju se na dnevnom, sedmičnom, mesečnom i godišnjem nivou.
6.8.2.4. Redovni dnevni izveštaji izrađuju se do 8 sati narednog dana.
6.8.2.5. Redovni sedmični izveštaji izrađuju se do utorka u 15 sati naredne sedmice.
6.8.2.6. Redovni mesečni izveštaji izrađuju se do 10. u narednom mesecu.
6.8.2.7. JP EMS je dužan da najdalje do 31. marta tekuće godine sačini redovni godišnji izveštaj o radu prenosnog sistema koji se odnosi na prošlu godinu.
6.8.2.8. JP EMS je dužan da podatke iz tačke 6.8.2.2. koji su od interesa za rad tržišta električne energije objavljuje na svom zvaničnom internet sajtu.
6.8.3.1. JP EMS sačinjava i dostavlja nadležnim organima vanredni izveštaj o pogonskim i događajima u prenosnom sistemu u slučajevima kada je došlo do prekida isporuke električne energije, redukcije ili ukidanja ugovorenih razmena električne energije od strane JP EMS, odnosno kada JP EMS oceni da posledice pogonskog događaja mogu ugroziti normalan rad elektroenergetskog sistema u nastupajućem periodu i funkcionisanje tržišta električne energije, u roku od 7 dana nakon navedenog događaja.
6.8.3.2. Na zahtev JP EMS, korisnik prenosnog sistema dostavlja JP EMS u najkraćem mogućem roku podatke o pogonskom događaju u svom objektu koji je uticao na rad prenosnog sistema.
6.8.3.3. JP EMS sačinjava i dostavlja nadležnim organima vanredni izveštaj i ukoliko oceni da se u nastupajućem periodu mogu očekivati teškoće u snabdevanju električnom energijom tarifnih kupaca i funkcionisanju tržišta električne energije.
