PRAVILAO RADU PRENOSNOG SISTEMA
|
OPŠTE ODREDBE
1.1. Svrha Pravila o radu prenosnog sistema
1.1.1. Pravila uređena Pravilima o radu prenosnog sistema (u daljem tekstu: Pravila) obuhvataju:
- planiranje razvoja prenosnog sistema;
- tehničke uslove za priključenje na prenosni sistem i povezivanje sa prenosnim sistemom;
- pristup prenosnom sistemu;
- rad prenosnog sistema (uključujući i: vrste i obim sistemskih usluga, planiranje rada prenosnog sistema, proceduru za prijavu i potvrdu planova rada balansno odgovornih strana, uslove za siguran i pouzdan rad objekata, upravljanje prenosnim sistemom u normalnim uslovima i u slučaju poremećaja);
- eksploataciju (korišćenje) i održavanje objekata;
- merenje električne energije.
1.1.2. Pravila su izrađena u skladu sa propisima kojima se uređuje oblast energetike i pravilima o radu interkonekcije.
1.1.3. Pravila, takođe, uređuju prava i obaveze korisnika prenosnog sistema koje propisuju zakoni i pripadajuća podzakonska akta.
1.2. Prenosni sistem i oblast primene pravila
1.2.1. Prenosni sistem čini:
- mreža napona 400 kV i 220 kV (dalekovodi sa pripadajućim poljima, spojna polja, sabirnice 400 kV i 220 kV, transformatori 400/220 kV sa pripadajućim poljima);
- transformatori 400/110 kV i 220/110 kV sa pripadajućim poljima;
- spojna polja 110 kV, dalekovodna polja 110 kV i sabirnice 110 kV u transformatorskim stanicama x/110 kV (x>110);
- priključno-razvodna postrojenja 110 kV;
- dalekovodi 110 kV zaključno sa zateznim lancem na portalu transformatorske stanice 110/x kV (x<110);
- postrojenja x kV (x<110) i transformatori 400/x kV, 220/x kV i 110/x kV sa pripadajućim poljima u prenosnim objektima;
- merni uređaji na svim mestima primopredaje, izuzev mernih uređaja koji su u nadležnosti operatora distributivnog sistema;
- telekomunikaciona infrastruktura u prenosnim objektima;
- informacioni i upravljački sistem i druga infrastruktura neophodna za funkcionisanje prenosnog sistema.
1.2.2. Operator prenosnog sistema, pored prenosnog sistema, upravlja i delom distributivnog sistema i delovima objekata korisnika prenosnog sistema, što po pravilu obuhvata: spojna polja 110 kV, dalekovodna polja 110 kV i sabirnice 110 kV, a u skladu sa kategorizacijom elemenata EES iz tačaka 1.2.3.-1.2.5.
1.2.3. Elementi EES 400 kV, 220 kV i 110 kV 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: elementi EES 110 kV koji ne potpadaju pod kriterijume za prvu i drugu grupu, a kojima upravlja JP EMS;
- u četvrtu grupu: elementi EES kojima JP EMS ne upravlja.
Bliže kriterijume kategorizacije utvrđuje JP EMS.
1.2.4. JP EMS izrađuje dokument Kategorizacija elemenata EES 400 kV, 220 kV i 110 kV (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. Oblast primene ovih pravila, pored samog prenosnog sistema, jesu i elementi EES 400 kV, 220 kV i 110 kV koji su Kategorizacijom svrstani u prvu, drugu ili treću grupu elemenata EES, a nisu deo prenosnog sistema.
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 o radu prenosnog sistema.
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 operatora distributivnih sistema;
- 1 predstavnik javnog snabdevača;
- 2 predstavnika snabdevača;
- 2 predstavnika 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, operatore distributivnog sistema i snabdevače;
- rednog broja u Registru povlašćenih proizvođača električne energije ministarstva Vlade Republike Srbije nadležnog za poslove energetike;
- azbučnog reda objekata 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.
REČNIK
2.1.1. Pojmovi upotrebljeni u Pravilima imaju značenja definisana propisima iz oblasti energetike, izuzev:
Agregat - Funkcionalna celina koju sačinjavaju turbina, generator i neophodni prateći uređaji.
Aktivna snaga - Realni deo proizvoda kompleksnog napona i konjugovano-kompleksne struje. Ovo je komponenta snage koja vrši željeni rad na strani potrošnje.
Automatska regulacija proizvodnje - 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 i frekvencije na planiranoj vrednosti. Pri tome se ne može odstupiti od deklarisanog redosleda angažovanja rezerve iz balansnog mehanizma.
Balansna grupa - Virtuelna oblast koja može primiti, odnosno iz koje se može predati električna energija, a koja služi za potrebe obračuna i finansijskog poravnanja s aspekta balansne odgovornosti. Ona obuhvata skup mesta primopredaje električne energije u prenosnom, odnosno distributivnom sistemu, kao i prijem i predaju energije po osnovu blokova prekogranične i interne razmene električne energije pojedinih učesnika na tržištu.
Balansni entitet je:
a) grupa proizvodnih jedinica - unutar jednog ili više proizvodnih objekata;
b) proizvodna jedinica - koja predstavlja pojedinačni generator unutar proizvodnog objekta;
v) upravljiva potrošnja - koja predstavlja reverzibilnu hidroelektranu ili pumpno-akumulaciono postrojenje kada rade u pumpnom režimu ili objekat kupca koji može da reguliše potrošnju na zahtev operatora prenosnog sistema.
Balansno odgovorna strana - Učesnik na tržištu električne energije koji je balansno odgovoran za odstupanja jedne balansne grupe u tržišnoj oblasti Srbije i koji je zaključio ugovor o balansnoj odgovornosti sa operatorom prenosnog sistema.
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 obuhvata 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.
Blok razmene električne energije - Prijavljena razmena električne energije između dve balansne grupe (blok interne razmene), odnosno jedne balansne grupe i prekograničnog partnera (blok prekogranične razmene), u određenom vremenskom intervalu, sa definisanom vrednosti bloka i smerom razmene.
Brojilo - Uređaj za merenje i registrovanje električne energije i snage. Brojilo obavlja više funkcija: meri aktivnu i reaktivnu električnu energiju po tarifnim stavovima, registruje dijagrame opterećenja aktivne i reaktivne snage i komanduje prebacivanjem između tarifnih registara.
Bruto potrošnja - Zbir ukupne potrošnje sa svih mesta primopredaje izuzev na interkonektivnim dalekovodima i tehničkih gubitaka u prenosnom sistemu.
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´50 Hz, gde je n prirodan broj Vreme isključenja kvarova - Vreme koje obuhvata podešeno vreme delovanja glavnih (osnovnih) zaštita i vreme isključenja prekidača.
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 - Ukupan prenosni kapacitet koji je na odgovarajući način dodeljen na korišćenje učesnicima na tržištu električne energije od strane operatora prenosnog sistema.
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.
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 i povezivanja generiše JP EMS.
Zaštitni uređaj (zaštita) - Uređaj koji štiti element elektroenergetskog sistema od pogonskih uslova izvan granica normalnog funkcionisanja. Zaštita se sprovodi alarmiranjem i isključivanjem štićenog elementa.
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, odnosno 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 pravilima o radu interkonekcije.
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.
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 mernog mesta ili sekundarna, kada se ne unosi obračunska konstanta.
Korisnik prenosnog sistema - Energetski subjekat ili kupac, koji je vlasnik ili nosilac prava korišćenja objekta koji je priključen na prenosni sistem ili povezan sa prenosnim sistemom, odnosno snabdevač ili javni snabdevač koji ima pravo pristupa prenosnom sistemu.
Kriterijum sigurnosti "N-1" - Kriterijum sigurnosti pod kojim se podrazumeva da jednostruki ispad bilo kog elementa elektroenergetskog sistema (obavezno generatora, dalekovoda, transformatora, a opciono u skladu sa procenom rizika i ostalih elemenata u mreži) ne dovodi do preopterećenja ostalih elemenata niti narušenja naponskih ograničenja u čvorištima elektroenergetskog sistema.
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 - 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 ove margine.
Mesto povezivanja - Granica imovine između prenosne mreže i distributivnog objekta.
Mesto priključenja - Granica imovine između prenosne mreže i objekta proizvođača ili kupca.
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. To su podaci o registrovanoj aktivnoj i reaktivnoj energiji, dijagram aktivne i reaktivne snage, kao i datum 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.
Mreža 400 kV, 220 kV, 110 kV - Elementi EES koji su svrstani u prvu, drugu i treću grupu Kategorizacije. Obuhvata prenosnu mrežu i delove objekata korisnika prenosnog sistema preko kojih se fizički prenosi električna energija.
Naponski slom - Pojava brzog snižavanja napona u prenosnom sistemu usled nedostatka reaktivne energije.
Naponske redukcije - Snižavanje radnog napona u distributivnim mrežama kojima se energija isporučuje iz prenosne mreže, na iznos od 95% nazivnog napona distributivne mreže.
Neželjeno odstupanje - Odstupanje realizacije sume prekograničnih razmena električne energije koje ulaze u program razmene regulacione oblasti od planirane sume ovih razmena.
Nesimetrija napona (struja) - Stanje u višefaznom sistemu u kom efektivne vrednosti međufaznih napona, odnosno struja (osnovna komponenta) ili fazni uglovi između susednih međufaznih napona, odnosno struja, nisu svi jednaki. Stepen nejednakosti se obično izražava odnosom inverznih i nultih komponenata prema direktnoj komponenti napona, odnosno struja..
Neto prenosni kapacitet - 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 pravilima o radu interkonekcije.
Normalan rad elektroenergetskog sistema - Rad elektroenergetskog sistema pri kome su zadovoljeni svi uslovi sigurnog rada ovog sistema, uslovi 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 mernom mestu, a koji se koristi da bi se i sekundarne vrednosti energije i snage izmerenih na brojilu prevele u stvarne primarne vrednosti energije i snage.
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 frekvencije i snage razmene.
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.
Poremećaj - Stanje u elektroenergetskom sistemu koje ne zadovoljava bilo koji od uslova definisanih za normalan rad sistema.
Poremećen pristup - Pogonsko stanje u mestu priključenja, odnosno povezivanja 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). Ukoliko korisnik prenosnog sistema ima više mesta priključenja, odnosno povezivanja u jednom objektu, ne smatra se da postoji poremećeni pristup ako ukupan prenosni kapacitet tačaka priključenja, u kojima su normalni pogonski uslovi, prevazilazi odobrenu snagu ovog korisnika.
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).
Potrošnja (neto potrošnja) - Električna energija, odnosno snaga, koja se preuzima iz prenosne mreže ili njenog dela.
Pouzdanost - Sposobnost elemenata elektroenergetskog sistema da tokom određenog vremenskog perioda 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.
Pravila o radu interkonekcije - Pravila uređena dokumentima ENTSO-E koje su operatori prenosnih sistema kao članovi ove organizacije dužni da sprovode na osnovu evropske regulative i internih akata organizacije.
Prenosna mreža - Mreža koja obuhvata sve elektroenergetske objekte koji su imovina operatora prenosnog sistema (dalekovodi, transformatorske stanice i razvodna postrojenja).
Prenosni objekat - Elektroenergetski objekat čiji je nosilac prava korišćenja JP EMS.
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 - 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 regulator - Podsistem turbinskog regulatora za korekciju zadate snage generatora na osnovu brzine obrtanja generatora.
Pristup sistemu - Korišćenje prenosnog sistema radi prenosa, preuzimanja i predaje ugovorene električne energije.
Raspoloživi prenosni kapacitet - 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 proizvoda kompleksnog napona i konjugovano-kompleksne 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.
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 mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV promenom odnosa transformacije i uključenjem, odnosno isključenjem elemenata mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV. 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 interkonekcije kojom 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.
Redispečing - Aktiviranje tercijarne (u izuzetnim slučajevima i sekundarne) rezerve u cilju održavanja ili uspostavljanja normalnog, odnosno sigurnog rada prenosnog sistema. Prilikom redispečinga se može odstupiti od deklarisanog redosleda angažovanja tercijarne rezerve. Po pravilu redispečing podrazumeva podizanje aktivne snage na jednom balansnom entitetu i jednako smanjenje na drugom balansnom entitetu.
Rezerva primarne regulacije (primarna rezerva) - Deo opsega primarne regulacije meren od radne tačke pre poremećaja do maksimalnog iznosa snage primarne regulacije. Može biti pozitivna i negativna.
Rezerva sekundarne regulacije (sekundarna rezerva) - Deo opsega sekundarne regulacije između radne tačke i maksimalne, odnosno minimalne vrednosti (pozitivna, odnosno negativna rezerva).
Rezerva tercijarne regulacije (tercijarna rezerva) - Prema načinu aktiviranja deli se na direktnu i plansku tercijarnu rezervu. Direktna tercijarna rezerva je ona koja se aktivira u bilo koje vreme nalogom dispečera za manje od 15 minuta. Planska tercijarna rezerva je ona rezerva koja se aktivira za vreme duže od 15 minuta (po pravilu kroz Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema). Prema smeru tercijarna rezerva se deli na pozitivnu i negativnu rezervu. Pod pozitivnom rezervom smatra se: povećanje proizvodnje, prekogranični prijem električne energije i smanjenje potrošnje. Pod negativnom rezervom smatra se: smanjenje proizvodnje, prekogranična predaja električne energije i povećanje potrošnje.
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 ovlašćeno lice nadležnog centra upravljanja o završetku rada.
Sekundarna regulacija (frekvencije i snage razmene) - 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 mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV 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, po pravilu članica odgovarajućeg udruženja. U okviru sinhrone oblasti sistemska frekvencija je jedinstvena u stacionarnom stanju.
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 - Podfrekventa 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 - Stabilnost elektroenergetskog sistema je sposobnost sistema da za dato inicijalno operativno stanje povrati stanje operativne ravnoteže nakon što je bio izložen fizičkom poremećaju, pri čemu je većina promenljivih veličina sistema ograničena tako da praktično ceo sistem ostaje celovit.
Statizam generatora - Jedan od parametara podešenja na turbinskom regulatoru. 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 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 - Aktiviranje tercijarne rezerve u cilju ponovnog uspostavljanja rezerve sekundarne regulacije ili za potrebe redispečinga.
Tipovi elektrana - Ovim pravilima razliku se sledeći tipovi elektrana: protočne, akumulacione i reverzibilne hidroelektrane, termoelektrane na ugalj i gas, vetroelektrane i ostale elektrane.
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.
Turbinski regulator - Decentralizovani, lokalno instalisani regulacioni uređaj za regulisanje ventila turbine.
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.
Upravljiva potrošnja - Potrošnja koja se po nalogu operatora prenosnog sistema može uključivati, isključivati, odnosno menjati na osnovu ugovora o sistemskim uslugama, Pravila o radu prenosnog sistema i Pravila o radu tržišta električne energije.
Faktor snage - Kosinus fazne razlike između napona i struje.
Havarija - Kvar većeg obima, bitan poremećaj funkcije ili znatno oštećenje objekta, dela objekta ili elementa prenosnog sistema. Havarije nastaju kao posledica kvarova ili oštećenja na ugrađenoj visokonaponskoj i drugoj opremi, odnosno elementarnih nepogoda i nesreća ili drugih nepredvidivih i iznenadnih događaja. Havarije po pravilu imaju za posledicu smanjenu pouzdanost i sigurnost rada opreme, odnosno prenosnog sistema, što može ugroziti bezbednost i zdravlje ljudi, kao i imovinu, zbog čega je neophodno hitno otklanjanje uzroka i posledica havarije.
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.
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.
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.
2.2.2. Latinične skraćenice upotrebljene u Pravilima imaju sledeća značenja:
CET - Central European Time (Srednjeevropsko vreme);
ENTSO-E - European Network Transmission System Operators - Electricity;
GIS - Gas Insulated Switchgear (gasom izolovana rasklopna oprema);
GPS - Global Positioning System (globalni sistem za pozicioniranje);
IEC - International Electrotechnical Commission (Međunarodna elektrotehnička komisija);
OBIS - Object Identification System (sistem za identifikaciju električnih veličina);
SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition (sistem za upravljanje i prikupljanje podataka).
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, periodi za koje se izrađuju Planovi razvoja prenosnog sistema i sadržaj ovih planova.
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, odnosno povezivanja sa prenosnim sistemom, planiranja rada prenosnog sistema i upravljanja prenosnim sistemom.
3.2.2.1. Prenosni kapacitet, odnosno trajno dozvoljeno strujno, termičko opterećenje svih dalekovoda i transformatora u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV mora se izračunati na osnovu:
- tehničkih specifikacija;
- očekivanih uslova pogona;
- tehno-ekonomskih uslova eksploatacije;
- aktuelnog stanja dalekovoda, odnosno transformatora.
3.2.2.2. Proračun prenosnog kapaciteta elemenata mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV JP EMS vrši prema:
- trajno dozvoljenim vrednostima struja faznih provodnika za nadzemne vodove i kablove;
- vrednosti nazivne snage, odnosno struje za transformatore.
3.2.2.3. Svu prateću opremu vezanu u dalekovodnim ili transformatorskim poljima u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV (kao što su strujni merni transformatori, rastavljači, prekidači i ostala oprema) potrebno je dimenzionisati tako da ne predstavlja ograničenje za prenosni kapacitet u planiranom uklopnom stanju, koji je određen u skladu sa odredbom 3.2.2.2, osim u slučaju kada se perspektivno ne mogu sagledati opterećenja koja zahtevaju takvo dimenzionisanje navedene opreme.
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 mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV nalazi se u opsegu:
- 400 kV mreža: između 380 kV i 420 kV;
- 220 kV mreža: između 198 kV i 242 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 interkonekcije, na dozvoljena odstupanja od nazivne vrednosti frekvencije u prenosnoj mreži primenjuju se vrednosti iz pravila o radu interkonekcije.
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 i spojnih polja ne uzimaju se u obzir prilikom analize zadovoljenosti kriterijuma sigurnosti "N-1".
3.2.5.4. Kriterijum sigurnosti "N-1" proverava se na modelima, koji pored prenosnog sistema JP EMS obuhvataju i modele drugih prenosnih sistema, u skladu sa pravilima o radu interkonekcije.
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:
- stabilnost ugla rotora kada je sistem izložen malim i velikim poremećajima u kratkom vremenskom intervalu;
- frekvencijska stabilnost u kratkom i dugom vremenskom intervalu;
- naponska stabilnost kada je sistem izložen malim i velikim poremećajima u kratkom i dugom vremenskom intervalu;
a u skladu sa definicijama u klasifikacijom IEEE/CIGRE. Za kratak vremenski interval se usvaja prvih 3-5 sekundi nakon nastupanja poremećaja, odnosno 10-20 sekundi za veoma velike sisteme sa dominantnim oscilacijama između oblasti. Za dugi vremenski interval se usvaja prvih 30 sekundi za oscilacije sinhronizacione snage između mašina, odnosno 15 minuta nakon nastupanja poremećaja za prelazne procese sekundarne regulacije.
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 desetogodišnji period, sa sagledavanjem investicionih potreba za prvih pet godina ponaosob, a za preostalih pet indikativno.
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. JP EMS izrađuje Plan razvoja prenosnog sistema do kraja septembra u godini koja prethodi prvoj godini na koju se ovaj desetogodišnji plan odnosi i objavljuje ga po dobijanju saglasnosti AERS.
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 povezanim sa prenosnim sistemom;
- 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 evropskim operatorima prenosnog sistema u izradi pan-evropskog desetogodišnjeg plana razvoja prenosne mreže, regionalnog investicionog plana, kao i izveštaja o prilagođenosti proizvodnje, a u skladu sa pravilima o radu interkonekcije.
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. Prilikom modelovanja potrošnje, JP EMS po pravilu izrađuje više različitih scenarija vezanih za buduću potrošnju, koji pokrivaju različite ekonomske pravce razvoja Republike Srbije, time obezbeđujući proveru fleksibilnosti, odnosno osetljivosti planiranih projekata u prenosnom sistemu.
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 proizvodnje, JP EMS po pravilu izrađuje više različitih scenarija mogućeg razvoja proizvodnog sistema Republike Srbije, obezbeđujući proveru fleksibilnosti, odnosno osetljivosti planiranih projekata u prenosnoj mreži. Takođe, 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.
3.3.2.7. Prilikom analiziranja režima rada elektroenergetskog sistema uvažavaju se informacije o planiranim neraspoloživostima proizvodnih jedinica i elemenata prenosne mreže.
3.3.2.8. JP EMS obaveštava do 31. januara 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 podacima koji mu se moraju dostaviti u cilju izrade Plana razvoja prenosnog sistema (podaci neophodni za planiranje razvoja su obuhvaćeni Prilogom A: Standardni podaci). Dostavljanje podataka vrši se u formatu koji odredi JP EMS.
3.3.2.9. Korisnici prenosnog sistema dostavljaju JP EMS najkasnije do 30. aprila tekuće godine sve tražene podatke iz tačaka 3.3.2.8.
3.3.2.10. Na poseban zahtev JP EMS, korisnici prenosnog sistema dostavljaju i druge neophodne podatke u cilju modelovanja objekata korisnika prenosnog sistema, odnosno delova distributivne mreže.
3.3.2.11. 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.
3.3.2.12. 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.
3.3.2.13. JP EMS je obavezan da nacrt Plana razvoja prenosnog sistema da na uvid operatorima distributivnog sistema do 1. septembra i izvrši usaglašavanje sa planovima razvoja distributivnog sistema do 15. septembra. Ukoliko se usaglašavanje ne može izvršiti u potpunosti, u Plan razvoja prenosnog sistema unose se neophodni podaci koji obuhvataju spisak objekata za koje usaglašavanje nije izvršeno i razloge za neusaglašenost navedenih planova.
3.3.3. Sadržaj Plana razvoja prenosnog sistema
3.3.3.1. Uvod
3.3.3.1.1. Plan razvoja prenosnog sistema sadrži:
- planske pretpostavke (prognozirana potrošnja energije i vršna snaga po po godinama, raspodela potrošnje po potrošačkim čvorovima, planirana struktura proizvodnih kapaciteta);
- 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.
3.3.3.2. Razvoj prenosne mreže
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 i pouzdanosti za ovakvo stanje prenosne mreže. Drugi korak je analiza prenosne mreže u koju su uključeni svi objekti čija je izgradnja u toku na osnovu prethodnih planova razvoja, uvažavajući godine ulaska u pogon. 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.
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.
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 distributivnim objektima, koja ograničava protok snage kroz prenosnu mrežu i koja se iz tih razloga mora pravovremeno zameniti.
3.3.3.3. Prilagođenost proizvodnje
3.3.3.3.1. 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. 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 studiju stabilnosti elektroenergetskog sistema.
3.3.3.6.2. Ako rezultati analiza stabilnosti ukazuju na eventualne nedostatke regulatora pobude, primarnih regulatora, lokalne opreme za sekundarnu regulaciju i podešenja zaštita ukoliko se nedostaci detektuju, JP EMS preduzima neophodne mere unutar prenosne mreže (ugradnja, prepodešenje zaštita itd.) 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 itd.).
3.3.3.7. Struje kratkih spojeva
3.3.3.7.1. 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.
3.3.3.7.2. 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.
TEHNIČKI USLOVI ZA PRIKLJUČENJE I POVEZIVANJE
4.1.1. Svrha tehničkih uslova za priključenje objekata na prenosni sistem, odnosno povezivanje objekata sa prenosnim sistemom je stvaranje neophodnih preduslova za normalan rad elektroenergetskog sistema i precizno definisanje obaveza JP EMS i korisnika prenosnog sistema.
4.1.2. Tehnički uslovi priključenja i povezivanje koji se odnose na merenje električne energije obrađeni su u poglavlju 8. Merenje električne energije.
4.1.3. 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);
- GOST (Gosudarstveniй Standard).
4.2. Tehnički uslovi za priključenje i povezivanje svih vrsta objekata
4.2.1.1. Tehnički kriterijumi iz odeljka 3.2. Pravila moraju biti zadovoljeni nakon priključenja objekta korisnika prenosnog sistema.
4.2.2. Šema priključenja i povezivanja
4.2.2.1. JP EMS aktom kojim se uređuje priključenje, odnosno povezivanje, određuje šemu priključenja, odnosno povezivanja objekta.
4.2.2.2. Jedan objekat može se priključiti ili povezati na više pravaca. Za svaki od ovih pravaca mora se obezbediti odgovarajuća rasklopna oprema, zaštitna, merna i oprema za upravljanje u delu koji pripada prenosnoj mreži i u delu koji pripada objektu korisnika prenosnog sistema.
4.2.2.3. Šema priključenja, odnosno povezivanja objekta se određuje na osnovu svih raspoloživih podataka i predloga, a u cilju tipizacije postrojenja. Pri tome se uzima u obzir:
- jednopolna šema objekta i priključka (za slučaj priključenja);
- pogonske karakteristike objekta i tehnološki proces;
- uobičajene operativne procedure za ovu vrstu objekta;
- mogućnost isporuke električne energije objektu korisnika prenosnog sistema iz distributivne ili druge mreže;
- potrošnja objekta tokom normalnog pogona ili tokom bilo kakvih predvidivih promena.
4.2.2.4. Šema priključenja, odnosno povezivanja 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 elemenata mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV.
4.2.2.5. 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, odnosno povezivanja.
4.2.2.6. 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.
4.2.3.1. Objekat korisnika prenosnog sistema mora trajno ostati u pogonu u vezi sa prenosnom mrežom za opsege napona iz odeljka 3.2.3. Pravila.
4.2.3.2. U slučaju odstupanja napona van opsega iz odeljka 3.2.3. Pravila, objekat korisnika prenosnog sistema ostaje u pogonu povezan sa prenosnom mrežom za vreme koje zavisi od veličine odstupanja napona, a prema sledećim uslovima:
- za generatorske jedinice u skladu sa tačkom 4.3.8.2.1.
- za objekte kupaca i distributivne objekte za vreme koje je 50% veće u odnosu na vreme koje se odnosi na generatorske jedinice pri istom odstupanju napona.
4.2.3.3. 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:
- ako je napon u mestu priključenja, odnosno povezivanja jednak 0 V, objekat ostaje u pogonu najmanje 0,15 s;
- ako je napon u mestu priključenja, odnosno povezivanja jednak Umin nazivne vrednosti, objekat ostaje u pogonu najmanje 1,5 s;
- ako je napon u mestu priključenja, odnosno povezivanja veći od Umin, objekat ostaje u pogonu do isključenja kvara;
- za vrednosti napona između 0 i 90% nazivne vrednosti, vreme se određuje linearnom interpolacijom u skladu sa slikom 4.1.
Umin je minimalni radni napon za koji objekat korisnika prenosnog sistema mora ostati u pogonu povezan sa prenosnom mrežom u skladu sa tačkom 4.2.3.2.
Slika 4.1.
4.2.3.4. U slučaju povišenja napona u prenosnoj mreži, objekat korisnika prenosnog sistema mora ostati u pogonu u vezi sa prenosnom mrežom prema sledećim uslovima:
- za vreme do 50 ms, objekat ostaje u pogonu ako je napon u mestu priključenja, odnosno povezivanja 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.
4.2.4.1. Objekat mora biti projektovan i izveden tako da može trajno da podnese pogon u opsegu frekvencije 49,5-50,5 Hz.
4.2.4.2. 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 sledećim uslovima:
- za generatorske jedinice u skladu sa tačkom 4.3.8.1.1.
- za objekte kupaca i distributivne objekte za vreme koje je 50% veće u odnosu na vreme koje se odnosi na generatorske jedinice pri istom odstupanju frekvencije.
4.2.4.3. Odredbe odeljka 4.2.4. ne odnose se na isključenja objekata dejstvom podfrekventne zaštite.
4.2.5. Uređaj za kontrolu uključenja prekidača
4.2.5.1. 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: DUmax = 15%Un;
- maksimalna fazna razlika između napona: Dumax = 30°;
- maksimalna razlika frekvencije: Dfmax = 0,5 Hz.
4.2.5.2. Uređaj za kontrolu uključenja prekidača mora biti izveden tako da se može vršiti očitavanje parametara sinhronizacije uključenja.
4.2.6. Preuzimanje reaktivne snage iz prenosne mreže
4.2.6.1. 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, odnosno povezivanja 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 4.3.7.
4.2.7. Kvalitet naponskog talasa
4.2.7.1. Strujna nesimetrija
4.2.7.1.1. Strujna nesimetrija koju izaziva objekat korisnika prenosnog sistema ne sme prevazilaziti:
- 2%, ako je objekat priključen, odnosno povezan na 110 kV;
- 1,4%, ako je objekat priključen na 220 kV mrežu;
- 0,8%, ako je objekat priključen na 400 kV mrežu.
4.2.7.1.2. 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 2%, 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.
4.2.7.2. Viši harmonici
4.2.7.2.1. Struje viših harmonika koje izaziva objekat korisnika prenosnog sistema u mestu priključenja, odnosno povezivanja u mreži 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, odnosno povezivanja, (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, odnosno povezivanja.
4.2.7.2.2. Ako je objekat priključen na 400 kV mrežu, dobijene vrednosti struja Ihn iz tačke 4.2.7.2.1. se množe sa 0,6.
Tabela 4.1.
Redni broj neparnog harmonika |
kn[%] |
Redni broj parnog harmonika |
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 |
|
|
||
4.2.7.3. Flikeri
4.2.7.3.1. Flikeri uzrokovani od strane objekta korisnika prenosnog sistema ne smeju prelaziti vrednost:
- EPst = 0,8;
- EPlt = 0,6;
pri čemu su EPst i EPlt parametri definisani IEC standardima 61000-3-7 koji se odnose na elektromagnetnu kompatibilnost.
4.2.8. Učešće u Planovima odbrane elektroenergetskog sistema
4.2.8.1. JP EMS aktom kojim se uređuje priključenje, odnosno povezivanje određuje obaveznost i način uključivanja objekta u Planove odbrane elektroenergetskog sistema.
4.2.8.2. Tačan način učešća objekta korisnika prenosnog sistema u navedenim planovima JP EMS utvrđuje naknadno, uz konsultacije sa korisnikom prenosnog sistema.
4.2.9. Komunikacija i razmena podataka u realnom vremenu
4.2.9.1. JP EMS aktom kojim se uređuje priključenje, odnosno povezivanje određuje način razmene podataka u realnom vremenu i komunikacije sa korisnikom prenosnog sistema, kao i način povezivanja tehničkih sistema upravljanja u skladu sa Prilogom B.
4.2.9.2. 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, odnosno povezivanja 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.
4.2.9.3. Merni pretvarači moraju biti klase tačnosti 0,2.
4.2.9.4. 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).
4.2.9.5. Priključenje, odnosno povezivanje na telekomunikacioni sistem JP EMS po pravilu se vrši putem optičkog sistema prenosa tipa SDH.
4.2.9.6. Korisnik prenosnog sistema mora obezbediti JP EMS pouzdan pristup izlaznim podacima u realnom vremenu. Ovi podaci se moraju 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 u direktnoj galvanskoj vezi sa navedenim elementima.
4.2.10. Centar upravljanja korisnika prenosnog sistema
4.2.10.1. 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.
4.2.10.2. Centar upravljanja korisnika prenosnog sistema mora biti neprestano u funkciji.
4.2.10.3. 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).
4.2.10.4. 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 4.2.9.6.).
4.2.10.5. 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.
4.2.11.1. Uvod
4.2.11.1.1. JP EMS određuje sistem zaštite objekta koji se priključuje, odnosno povezuje, 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.
4.2.11.1.2. Pri izboru zaštita prilikom rekonstrukcije pojedinih polja u objektu, neophodno je da se uvaže specifičnosti već ugrađene opreme, a posebno uslovi koje može zahtevati postojeći tehnički sistem upravljanja.
4.2.11.1.3. 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.
4.2.11.1.4. Da bi se obezbedio pouzdan rad zaštite neophodno je da svaki glavni zaštitni uređaj ima odgovarajuću rezervu, udaljenu ili lokalnu.
4.2.11.1.5. Zaštitni uređaji su savremeni mikroprocesorski uređaji za zaštitu koji, pored funkcija zaštite, imaju i mogućnost:
- hronološke registracije događaja u milisekundnoj rezoluciji;
- snimanja poremećaja i kvarova u mreži sa prikazom radnih parametara (struje, naponi, frekfencija itd.) u milisekundnoj rezoluciji;
- samonadzora.
4.2.11.1.6. Izuzetno, na naponskom nivou 110 kV u objektima korisnika prenosnog sistema i na naponskim nivoima 110 kV, 220 kV i 400 kV uređaj relejne zaštite i uređaj za upravljanje se ugrađuju kao zasebni uređaji. Na nižim naponskim nivoima dozvoljena je upotreba kompaktnih zaštitno-upravljačkih uređaja.
4.2.11.1.7. Ukoliko koncepcija zaštite zahteva komunikaciju jedinica zaštite iz različitih objekata, korisnik prenosnog sistema mora ispuniti svoje obaveze uređene aktom o priključenju, odnosno povezivanju koje se odnose na navedenu komunikaciju najkasnije 15 dana pre puštanja objekta (ili dela objekta) u pogon.
4.2.11.2. Izbor vrsta zaštita za mrežu 110 kV
4.2.11.2.1. Pri izboru zaštita neophodno je da se uvaže specifičnosti već ugrađene opreme, a posebno uslovi koje može zahtevati postojeći tehnički sistem upravljanja.
4.2.11.2.2. Za zaštitu transformatora 110/h kV ugrađuju se gasni releji (Buholc zaštita suda transformatora i regulacione sklopke), kontaktni termometar, relej natpritiska 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;
- strujna zaštita od preopterećenja;
- 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);
- višestepena zemljospojna zaštita;
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).
4.2.11.2.3. 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;
- višestepena trofazna prekostrujna zaštita;
- višestepena zemljospojna zaštita;
- 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 (kao eksterni uređaj za svaki isključni kalem);
b) za uređaj rezervne zaštite:
- višestepena trofazna prekostrujna zaštita višestepena zemljospojna zaštita;
- usmerena zemljospojna zaštita;
- nadzor sekundarnih strujnih kola i nadzor sekundarnih naponskih kola.
U postrojenjima sa pomoćnim sistemom 110 kV sabirnica mora se obezbediti prebacivanje delovanja zaštita na prekidač spojnog polja.
4.2.11.2.4. 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.
4.2.11.2.5. Ukoliko objekat korisnika prenosnog sistema sadrži 110 kV postrojenje za utiskivanje mrežno-tonske komande, 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.
4.2.11.2.6. 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.
4.2.11.2.7. 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).
4.2.11.2.8. U 110 kV GIS postrojenjima korisnika prenosnog sistema kod kojih to proizvođač zahteva, koristi se lokalna diferencijalna zaštita sabirnica.
4.2.11.2.9. U postrojenjima 110 kV u kojima se ugrađuje diferencijalna zaštita sabirnica, koristi se i funkcija zaštite od otkaza prekidača.
4.2.11.2.10. 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.
4.2.11.2.11. Rezervne zaštitne funkcije se ostvaruju lokalno i realizuju u fizički nezavisnom zaštitnom uređaju.
4.2.11.2.12. 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.
4.2.11.3. Izbor vrsta zaštita za mrežu 220 kV i 400 kV
4.2.11.3.1. JP EMS će u slučaju priključenja, odnosno povezivanja na mrežu 220 kV i 400 kV, definisati tehničke uslove koji se odnose na zaštitu saglasno specifičnostima svakog pojedinačnog zahteva za priključenje.
4.2.11.4. Podešenja zaštita
4.2.11.4.1. 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.
4.2.11.4.2. 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 galvanski u vezi sa elementima 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.
4.2.11.4.3. Plan podešenja zaštitnih uređaja se izrađuje imajući u vidu samo ispad jednog elementa elektroenergetskog sistema (N-1 kriterijum).
4.2.11.4.4. Korisnik prenosnog sistema je dužan da primeni parametre iz plana podešenja zaštite u svoje zaštitne uređaje i da o tome odmah izvesti JP EMS.
4.2.11.4.5. JP EMS koordinira zaštitne sisteme sa susednim operatorima prenosnog sistema sa posebnim osvrtom na određivanje tipa i podešenja zaštita na interkonektivnim dalekovodima.
4.2.11.5. Zone delovanja zaštita
4.2.11.5.1. 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, zbog pouzdanosti rada zaštite i kako bi svaki deo elektroenergetskog sistema imao svoju rezervnu zaštitu.
4.2.11.5.2. Zone delovanja zaštita moraju biti odgovarajuće za:
- topologiju i uslove pogona objekta korisnika prenosnog sistema;
- tehničke uslove u mestu priključenja, odnosno povezivanja;
- uklopna stanja za ispad jednog elementa elektroenergetskog sistema.
4.2.11.6. Vremena isključenja kvarova
4.2.11.6.1. Vremena isključenja kvarova u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV određuje JP EMS. Da bi se selektivno isključio samo element elektroenergetskog sistema koji je pogođen kvarom, delovanje zaštite se vremenski stepenuje.
4.2.11.6.2. 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.
4.2.11.6.3. 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:
- 350 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 ukoliko se ne koristi sistem za jednovremeno isključenje zaštite, odnosno 100 ms ukoliko se koristi ovaj sistem;
- 500 ms u 110 kV prenosnoj mreži ukoliko se ne koristi sistem za jednovremeno isključenje zaštite, odnosno 150 ms ukoliko se koristi ovaj sistem.
4.2.11.6.4. Kvarovi na energetskim transformatorima se isključuju maksimalno za 100 ms od električne zaštite od unutrašnjih kvarova (diferencijalna zaštita i ograničena zemljospojna zaštita, odnosno alternativna "kućišna" zaštita).
4.2.11.6.5. Kvarovi na sabirnicama se isključuju maksimalno za:
- 100 ms ukoliko je aktivna 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 galvanski priključena na ove sabirnice.
4.2.11.7. Automatsko ponovno uključenje
4.2.11.7.1. 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 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.
4.2.11.7.2. 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.
4.3. Dodatni tehnički uslovi za generatorske jedinice
4.3.1.1. 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.
4.3.2. Veza sa prenosnom mrežom
4.3.2.1. 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.
4.3.2.2. 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.
4.3.3. Sinhronizacija na prenosnu mrežu
4.3.3.1. 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).
4.3.3.2. 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.
4.3.3.3. Generatorska jedinica mora biti u mogućnosti da izvrši sinhronizaciju ako su ispunjeni sledeći uslovi:
- razlika frekvencija Δf je manja od 0,1 Hz;
- naponska razlika ΔU je manja od 10% nazivnog napona;
- ugaona razlika Δυ je manja od 10°.
4.3.4. Razmena podataka u realnom vremenu
4.3.4.1. Proizvodne jedinice moraju biti osposobljene za razmenu podataka u realnom vremenu.
4.3.4.2. 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).
4.3.4.3. Ukoliko generatorska jedinica ima mogućnost rada u primarnoj regulaciji, ona mora biti opremljena da tehničkom sistemu JP EMS dostavlja signal statusa učestvovanja u radu primarne regulacije (uključen, isključen), odnosno da od JP EMS prima komandni signal za uključenje, odnosno isključenje primarne regulacije.
4.3.4.4. 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.
4.3.4.5. 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 sekundarne regulacije), trenutni zahtev snage sekundarne regulacije (u obliku referentnog nivoa ili regulacionog impulsa);
- 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.
4.3.4.6. Vetroelektrana mora JP EMS da dostavlja sledeće dopunske podatke u realnom vremenu:
- broj vetrogeneratora koji su pogonu;
- broj vetrogeneratora koji nisu u pogonu i uzrok (velika/mala brzina vetra, kvar, remont, ostalo).
4.3.4.7. 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 od -40 do 60°C;
- atmosferski pritisak, za opseg 735-1060 mbar.
4.3.5. Predaja aktivne snage u prenosnu mrežu
4.3.5.1. 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 4.3.8.):
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 |
0,95Unom - 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 u mestu priključenja;
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.
4.3.5.2. Blok-transformator ne sme biti ograničavajući faktor za predaju aktivne snage od strane generatorske jedinice u prenosnu mrežu.
4.3.5.3. 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.
4.3.5.4. Vetrolektrana mora imati mogućnost sniženja aktivne snage u iznosu od najmanje 25% ukupne instalisane snage u minutu.
4.3.6. Regulacija frekvencije i snage razmene
4.3.6.1. Primarna regulacija
4.3.6.1.1. Svaka generatorska jedinica čija je nazivna aktivna snaga ili jednaka 50 MW, izuzev onih koje imaju mogućnost kombinovane proizvodnje toplotne i električne energije, mora biti osposobljena za izvođenje primarne regulacije.
4.3.6.1.2. 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.
4.3.6.1.3. 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 rezerve primarne regulacije koja zahteva angažovanje snage 50% od punog opsega primarne regulacije ili manje od toga, a za poremećaje koje zahtevaju angažovanje primarne regulacije u opsegu od 50% do 100% punog opsega marne regulacije, vremenski limit za reagovanje primarne regulacije se određuje linearno od 15 ѕ do 30 ѕ;
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. mrtva zona primarne regulacije mora biti podesiva u opsegu od 0 do ± 20 mHz;
e. merni ciklus brzine obrtanja generatora za primarnu regulaciju ne sme biti duži od 0.1 sekunde;
ž. merni ciklus za praćenja bi trebalo da bude 1 sekunda (preporučuje se), a može najviše iznositi do 10 sekundi.
4.3.6.2. Sekundarna regulacija
4.3.6.2.1. Sve hidrogeneratorske jedinice čija je Pnom ≥ 50 MW moraju imati mogućnost rada u sekundarnoj regulaciji, pri čemu se mora obezbediti regulacioni opseg u iznosu od najmanje 0,3Pnom.
4.3.6.2.2. Sve turbogeneratorske jedinice čija je Pnom ≥ 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.
4.3.6.3. Tercijarna regulacija
4.3.6.3.1. Svi hidrogeneratori moraju imati vreme sinhronizacije na prenosnu mrežu manje od 15 minuta.
4.3.6.3.2. 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).
4.3.6.3.3. 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.
4.3.7.1. Generatorska jedinica, izuzev vetrogeneratorske, mora biti osposobljena da vrši regulaciju napona unutar označene oblasti na slici 4.3 i to trajno za normalne opsege napona u prenosnoj mreži, odnosno privremeno kada su naponi van ovih opsega u skladu sa tačkom 4.3.8.2.1. a 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.
4.3.7.2. 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.
4.3.7.3. 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%.
4.3.7.4. 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.
4.3.8. Isključenje generatorske jedinice sa prenosne mreže
4.3.8.1. Isključenje generatora zbog odstupanja frekvencije
4.3.8.1.1. 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.
4.3.8.1.2. 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.
4.3.8.1.3. 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.
4.3.8.2. Isključenje generatora kao posledica odstupanja napona
4.3.8.2.1. 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 ≤ 110%Unom trajno;
- za interval 110%Unom < Um ≤ 115%Unom najmanje 60 minuta.
4.3.8.2.2. Pri kvazistacionarnom stanju, kada je napon u mestu priključenja izvan vrednosti navedenih u tački 4.3.8.2.1. generatorska jedinica se može isključiti sa mreže dejstvom automatskih uređaja.
4.3.9. Ponašanje generatorske jedinice u slučaju poremećaja
4.3.9.1. Stabilnost ugla rotora pri pojavi kratkih spojeva u prenosnoj mreži
4.3.9.1.1. 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.
4.3.9.2. Stabilnost ugla rotora usled malih poremećaja
4.3.9.2.1. 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.
4.3.9.2.2. Turbinsko-generatorski uređaj za sekundarnu regulaciju ne sme se odazivati na pojave oscilacije snage u mreži.
4.3.9.3. Ispad generatora na sopstvenu potrošnju
4.3.9.3.1. 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 4.3.8. 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.
4.3.9.3.2. Sposobnost prelaska generatorske jedinice iz tačke 4.3.9.3.1. na napajanje sopstvene potrošnje garantuje se i za slučaj poremećaja u elektroenergetskom sistemu, a u skladu sa šemom delovanja zaštite.
4.3.9.3.3. Nakon što dođe do prelaska na rad na sopstvenu potrošnju agregata turbogeneratorska jedinica mora biti sposobna da radi u tom režimu bar 60 minuta.
4.3.9.3.4. Hidrogeneratorska jedinica, bez obzira na instalisanu snagu, ispunjava uslove koji su tačkama 4.3.9.3.1.-4.3.9.3.3. propisani za turbogeneratorske jedinice.
4.3.9.4. Sposobnost beznaponskog pokretanja generatora
4.3.9.4.1. Sposobnost beznaponskog pokretanja generatora u hidroelektranama mora se obezbediti na zahtev JP EMS za potrebe uspostavljanja elektroenergetskog sistema nakon delimičnog ili potpunog raspada.
4.3.9.4.2. Rad generatorske jedinice u ovom režimu rada mora se garantovati u vremenu od najmanje 15 minuta.
4.3.9.5. Sposobnost ostrvskog rada generatora
4.3.9.5.1. Sposobnost ostrvskog rada generatora u hidroelektranama mora se obezbediti na zahtev JP EMS za potrebe uspostavljanja elektroenergetskog sistema nakon delimičnog ili potpunog raspada.
4.3.9.5.2. 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.
4.3.9.5.3. 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.
4.3.10.1. Turbogeneratorska jedinica nazivne snage veće od 200 MW, odnosno hidrogeneratorska jedinica nazivne snage veće od 100 MW mora biti opremljena uređajem za stabilizaciju EES.
4.3.10.2. 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.
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, odnosno povezani sa prenosnim sistemom.
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, odnosno povezanih sa prenosnim sistemom, imaju neprekidno pravo pristupa prenosnom sistemu pod uslovima uređenim odobrenjem za priključenje, odnosno ugovorom o povezivanju i propisima koji uređuju oblast energetike.
5.1.5. Odbijanje pristupa prenosnom sistemu korisnicima prenosnog sistema preko objekata koji su priključeni na prenosni sistem, odnosno povezani sa prenosnim sistemom, 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;
- marginu pouzdanosti prenosa;
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.
5.2.1.3. JP EMS obaveštava balansno odgovorne strane o neophodnim podacima i formatu podataka, u skladu sa pravilima o radu interkonekcije, za proračun prekograničnih prenosnih kapaciteta za mesec M, do prvog dana u mesecu M-2. Balansno odgovorne strane dostavljaju navedene podatke JP EMS u roku od 15 dana.
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 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.
5.3.1.1. Kako bi se uredili uslovi pristupa prenosnom sistemu korisnika prenosnog sistema preko objekata priključenih na prenosni sistem, odnosno povezanih sa prenosnim sistemom, neophodno je odrediti:
- mere kvaliteta isporuke i isporučene električne energije;
- način utvrđivanja činjenica o poremećenom pristupu.
5.3.1.2. JP EMS ima obavezu da prati uslove pristupa prenosnom sistemu preko objekata. 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 i isporučene 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 i isporučene električne energije
5.3.2.1. Uvod
5.3.2.1.1. Kvalitet isporuke električne energije ocenjuje se na osnovu prekida isporuke električne energije.
5.3.2.1.2. Kvalitet isporučene električne energije ocenjuje se na osnovu:
- kvaliteta napona;
- kvaliteta frekvencije.
5.3.2.2. Kvalitet napona
5.3.2.2.1. Kvalitet napona u mestu priključenja, odnosno povezivanja, mora biti u skladu sa standardom SRPS EN 50160 (za najviši naponski nivo uređen ovim standardom), a u sledećim aspektima:
- efektivna vrednost;
- trenutna vrednost;
- nesimetrija;
- viši harmonici;
- flikeri.
5.3.2.3. Kvalitet frekvencije
5.3.2.3.1. Kvalitet frekvencije u mestu priključenja, odnosno povezivanja, mora biti u skladu sa standardom SRPS EN 50160.
5.3.2.4. Kvalitet isporuke električne energije
5.3.2.4.1. U mestu priključenja, odnosno povezivanja, 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 ili povezivanja na naponskim nivoima 400 kV, 220 kV i 110 kV;
- 6 sati za ostala mesta priključenja ili povezivanja na naponskim nivoima nižim od 110 kV.
U navedena vremena ne računaju se planirani radovi u prenosnom sistemu.
5.3.2.5. Merenje kvaliteta isporučene električne energije
5.3.2.5.1. Merenje kvaliteta isporučene električne energije u mestima priključenja i povezivanja obavlja se u skladu sa standardom SRPS EN 61000-4-30 merenjem međufaznih napona, odnosno linusnih struja.
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 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.
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, odnosno povezivati 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 za priključivanje i povezivanje objekata;
- način planiranja rada elektroenergetskog sistema;
- upravljanje mrežom 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- koncepciju i sadržaj tehničkih normi i postupaka.
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.
6.2.1.2. Pod sistemskim uslugama podrazumevaju se:
- primarna regulacija;
- sekundarna regulacija;
- tercijarna regulacija;
- regulacija napona;
- kupoprodaja električne energije za kompenzaciju neželjenih odstupanja regulacione oblasti;
- 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. JP EMS može ugovoriti sa drugim operatorima prenosnih sistema mehanizme za razmenu regulacione energije i zajedničko korišćenje rezerve u skladu sa propisima i pravilima o radu interkonekcije.
6.2.2.1. Nadležno telo ENTSO-E, na osnovu pravila o radu interkonekcije, propisuje iznos obavezne primarne rezerve na godišnjem nivou za regulacionu oblast JP EMS.
6.2.3.1. Minimalni opseg sekundarne regulacije iznosi 160 MW i obezbeđuje se iz proizvodnih jedinica u regulacionoj oblasti JP EMS.
6.2.4.1. Za minimalne iznose direktne tercijarne rezerve usvajaju se sledeće vrednosti:
- 450 MW za pozitivnu rezervu, od čega najmanje 300 MW iz proizvodnih jedinica u regulacionoj oblasti JP EMS;
- 150 MW za negativnu rezervu iz proizvodnih jedinica u regulacionoj oblasti JP EMS.
6.2.4.2. Planska pozitivna tercijarna rezerva na gore iznosi najmanje 150 MW.
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. Kompenzacija neželjenih odstupanja regulacione oblasti
6.2.6.1. JP EMS je odgovoran za realizaciju programa kompenzacije neželjenih odstupanja svoje regulacione oblasti, koji se izračunava u skladu sa pravilima o radu interkonekcije.
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, odnosno ugovaranja povezivanja objekta, 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. Operatori distributivnog sistema su dužni da učestvuju u Planu podfrekvente zaštite uključujući propisane iznose potrošnje u okviru svog distributivnog sistema.
6.3.2.4. 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.
6.3.2.5. 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 (operatoru distributivnog sistema se dostavlja zahtev za definisanje spiska distributivnih izvoda za uključivanje u plan podfrekventne zaštite);
- 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 ove korisnike 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.
6.3.2.6. Revidirani Plan podfrekventne zaštite stupa na snagu do 15. oktobra.
6.3.2.7. Tačnost merenja frekvencije za rasterećenje mora da bude do 100 mHz. Vreme reagovanja uređuje JP EMS.
6.3.2.8. Održavanje uređaja za frekventnu zaštitu u ispravnom stanju, u nadležnosti je vlasnika, odnosno nosilaca prava korišćenja ovih uređaja.
6.3.2.9. JP EMS i korisnici prenosnog sistema u skladu sa svojim ovlašćenjima obezbeđuju da frekventa zaštita deluje u skladu sa Planom podfrekventne zaštite.
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 povezani sa prenosnim sistemom 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, odnosno povezan sa prenosnom mrežom, 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 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. JP EMS vrši redovnu reviziju Plana uspostavljanja elektroenergetskog sistema najmanje jednom u dve godine.
6.3.4.7. 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 unapred do unutardnevnog.
6.4.1.2. Najznačajnije aktivnosti koje se sprovode u okviru planiranja rada elektroenergetskog sistema su:
- izrada Godišnjeg plana rada elektroenergetskog sistema;
- izrada Dnevnog plana rada elektroenergetskog sistema;
- izrada planova isključenja u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- određivanje prekograničnih prenosnih kapaciteta (u skladu sa odeljkom 5.2.1. Pravila).
6.4.2. Godišnji plan rada elektroenergetskog sistema
6.4.2.1. Godišnji plan rada elektroenergetskog sistema ima za svrhu da ispita 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.
6.4.2.2. JP EMS izrađuje Godišnji plan rada elektroenergetskog sistema do 30. novembra u godini koja prethodi godini za koju se plan izrađuje.
6.4.2.3. Godišnji plan rada elektroenergetskog sistema obuhvata na mesečnom nivou:
- 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;
- planiranu vrednost neto prenosnog kapaciteta;
odnosno:
- potrošnju, proizvodnju i razmenu električne energije u satu maksimalnog mesečnog opterećenja;
- plan neraspoloživosti proizvodnih jedinica po svakom danu;
- planove rada elektroenergetskog sistema za karakteristične dane.
6.4.2.4. JP EMS planira iznose tehničkih gubitaka u prenosnoj mreži na osnovu istorijskih podataka o iznosu gubitaka u prethodnom periodu i sagledavanjem potrošnje, proizvodnje i prekogranične razmene električne energije, kao i očekivanih izmena u prenosnom sistemu u narednim vremenskim periodima.
6.4.2.5. Plan rada za karakterističan dan iz tačke 6.4.2.3. obuhvata podatke u skladu sa pravilima o radu interkonekcije. JP EMS je dužan da najmanje 30 dana pre roka za podnošenje podataka koji su vezani za karakterističan dan, obavesti balansno odgovorne strane o datumima koji će se smatrati za karakteristične dane.
6.4.2.6. Balansno 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 svojih balansnih grupa koji obuhvata na mesečnom nivou:
- 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 pumpanja;
- plan proizvodnje aktivne električne energije (na pragu prenosa) u objektima priključenim na prenosni sistem;
- plan sumarne proizvodnje u objektima priključenim na distributivni sistem;
- plan razmene aktivne električne energije kako u regulacionoj oblasti JP EMS tako i na njenim granicama (odvojeno se prikazuju nabavka i isporuka);
- planove raspoloživih kapaciteta za pružanje ugovorenih sistemskih usluga;
odnosno:
- plan neraspoloživosti proizvodnih jedinica priključenih na prenosni sistem po svakom danu i razlozima neraspoloživosti;
- sve planove iz alineje 1-7 ove tačke za sat maksimalnog opterećenja u karakterističnom danu.
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.
6.4.2.7. Ukoliko JP EMS na osnovu analiza sigurnosti za karakteristične dane proceni da uslovi normalnog rada nisu zadovoljeni, odnosno da nisu ispunjeni uslovi za realizaciju primarne, sekundarne, tercijarne i regulaciju napona, JP EMS će se obratiti balansno odgovornim stranama i zatražiti odgovarajuće izmene u podnetim planovima rada.
6.4.2.8. 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.
6.4.2.9. U slučaju nepredviđene promene plana rada balansne grupe koje se nisu mogle sagledati pre roka iz tačke 6.4.2.8. balansno odgovorna strana je dužna da o njima hitno obavesti JP EMS. Ova korekcija ne sme se odnositi na protekli period.
6.4.3.1 Uvod
6.4.3.1.1. Dnevni planovi rada obuhvataju:
- dnevne planove rada balansnih grupa;
- Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema.
6.4.3.1.2. Za prijavu, obradu i prihvatanje dnevnih planova rada balansnih grupa koristi se Scheduling sistem. JP EMS obezbeđuje redundantnost ovog sistema.
6.4.3.1.3. JP EMS objavljuje na svom internet sajtu uputstvo za korišćenje Scheduling sistema za potrebe prijave dnevnih planova rada balansnih grupa.
6.4.3.1.4. JP EMS i balansno odgovorne strane obezbeđuju redundantnost komunikacionog puta za potrebe izrade dnevnih planova rada.
6.4.3.1.5. JP EMS je obavezan da ustanovi formate podataka i proceduru za prijavu, obradu i prihvatanje dnevnih planova rada balansnih grupa u normalnim okolnostima, kao i u uslovima neraspoloživosti informacionog sistema JP EMS, i da ih objavi na svom zvaničnom sajtu.
6.4.3.1.6. JP EMS je obavezan da u najkraćem roku obavesti balansno odgovorne strane o neraspoloživosti informacionog sistema, odnosno o ponovnom uspostavljanju normalnog rada informacionog sistema.
6.4.3.1.7. Svaka balansno odgovorna strana mora da odredi najmanje jednu osobu koja će neprekidno biti dostupna za komunikaciju sa JP EMS u vezi izrade dnevnih planova rada.
6.4.3.1.8. Prijavu dnevnog plana rada balansne grupe vrši isključivo njegova balansno odgovorna strana.
6.4.3.1.9. Osnovni vremenski interval u okviru dnevnih planova rada je jedan sat.
6.4.3.1.10. Uvođenjem zajedničkih pravila za alokaciju prekograničnih prenosnih kapaciteta sa susednim operatorom prenosnog sistema, za pojedine granice se mogu usvojiti drugačija pravila koja se odnose na prijavu planova prekogranične razmene električne energije, što se uređuje ugovorom sa susednim operatorom prenosnog sistema.
6.4.3.2. Dnevni plan rada balansne grupe
6.4.3.2.1. Balansno odgovorna strana prijavljuje JP EMS svoj dnevni plan rada za dan D u danu D-1 u periodu od 00:00 do 14:00 svakog dana.
JP EMS može posebno zahtevati od balansno odgovorne strane prijavljivanje dnevnog plana rada i za više dana u slučaju da to nameću okolnosti, o čemu će JP EMS obavestiti balansno odgovorne strane najmanje dva dana unapred.
6.4.3.2.2. Balansno odgovorna strana može izmeniti prijavljen dnevni plan rada za dan D u danu prijave (D-1), u periodu od 00:00 do 14:30. U danu D-1 u periodu od 14:30 do 15:30 balansno odgovorna strana može izmeniti svoj dnevni plan rada uz ispunjenje uslova iz člana 6.4.3.2.16. uz prethodnu saglasnost JP EMS.
6.4.3.2.3. Dnevni plan rada balansne grupe, u zavisnosti od uloge koja je dodeljena balansno odgovornoj strani za potrebe prijave dnevnih planova rada, što se uređuje u ugovoru o balansnoj odgovornosti, sadrži sledeće:
- plan ukupne proizvodnje električne energije koji ne sme biti veći od zbira odobrenih snaga pojedinačnih proizvodnih jedinica koji pripadaju balansnoj grupi;
- plan sumarne proizvodnje električne energije po tipovima elektrana;
- plan proizvodnje električne energije pojedinačno za svaki balansni entitet koji ne sme biti veći od vrednosti odobrene snage za taj entitet;
- plan ukupne potrošnje električne energije koji ne sme biti veći od zbira odobrenih snaga upravljive potrošnje i potrošnje objekata ove balansne grupe, odnosno plan potrošnje za određene objekte na poseban zahtev JP EMS;
- raspoloživost proizvodnih i pumpno-akumulacionih jedinica;
- plan upravljive potrošnje električne energije pojedinačno za svaki balansni entitet koji ne sme biti veći od odobrene snage tog entiteta;
- plan blokova interne i prekogranične razmene električne energije;
- proizvodne jedinice koje će obezbediti ugovorenu primarnu, sekundarnu i tercijarnu rezervu i količinu rezerve po balansnom entitetu;
- plan rada proizvodnih jedinica koje će obezbediti ugovorenu sekundarnu rezervu čiji se rad planira sa snagom koja odgovara sredini njihovog regulacionog opsega, kao i redosled njihovog angažovanja;
- redosled angažovanja balansnih entiteta za potrebe sekundarne i tercijarne regulacije u skladu sa pravilima o radu tržišta.
Formate gorenavedenih planova definiše JP EMS.
6.4.3.2.4. Dnevni plan rada balansne grupe mora biti izbalansiran u svakom vremenskom intervalu, odnosno algebarska suma vrednosti snage prve, četvrte i sedme alineje iz tačke 6.4.3.2.3. mora biti jednaka nuli u svakom vremenskom intervalu. Ukoliko dnevni plan rada balansne grupe postane neizbalansiran kao posledica aktivnosti iz tačaka 6.4.3.2.9. i 6.4.3.2.12. JP EMS ostavlja mogućnost toj balansnoj grupi da izmenama u unutardnevnom procesu izbalansira svoj dnevni plan rada u skladu sa odeljkom 6.4.3.3. Balansno odgovorna strana čiji je dnevni plan rada ostao neizbalansiran i nakon unutardnevnog procesa snosi odgovornost definisanu ugovorom o balansnoj odgovornosti.
6.4.3.2.5. U slučaju kada balansno odgovorna strana ima samo ulogu za prijavu blokova razmene električne energije, neizbalansiran plan blokova interne i prekogranične razmene električne energije će biti odbijen u procesu prijave.
6.4.3.2.6. Za svaki vremenski interval i za svaki smer razmene, dozvoljena je prijava samo po jednog bloka interne razmene električne energije između dve balansne grupe.
6.4.3.2.7. Razmena električne energije između učesnika na tržištu električne energije koji pripadaju istoj balansnoj grupi ne prijavljuju se JP EMS.
6.4.3.2.8. Blok interne razmene električne energije moraju prijaviti obe balansno odgovorne strane na koje se taj blok razmene odnosi. Ukoliko to nije slučaj, JP EMS obaveštava balansno odgovornu stranu u čijem planu postoji takav blok razmene o nepravilnosti. Ukoliko se nepravilnost za dan D ne ispravi do 15:00 u danu D-1, JP EMS unosi u dnevni plan rada balansne grupe koja nije prijavila blok interne razmene navedeni blok interne razmene, uz postavljanje snage razmene na vrednost nula. Dalje rešavanje ove nepravilnosti radi se u skladu sa tačkom 6.4.3.2.9.
6.4.3.2.9. Blokovi interne razmene moraju biti identični u planovima obe balansne grupe na koje se ta interna razmena odnosi. U slučaju nepravilnosti, odnosno različitih vrednosti snage u nekom vremenskom intervalu, koja se može registrovati tek nakon prijave oba plana, JP EMS hitno obaveštava obe balansno odgovorne strane o tome. Ukoliko balansno odgovorna strana ne otkloni nepravilnost u roku predviđenom za izmenu plana rada, JP EMS utvrđuje da se kao obavezujuća prihvata niža vrednost snage iz navedenih planova u tim vremenskim intervalima. U takvom slučaju, balansno odgovorna strana nema pravo na naknadu obične štete ni na naknadu izmakle koristi (gubitaka i naknade indirektne štete) iz razloga za koje nije odgovoran JP EMS. Balansno odgovorna strana ima pravo da izmeni svoj dnevni plan rada u skladu sa odeljkom 6.4.3.3.
6.4.3.2.10. Prijavljena vrednost snage u bloku prekogranične razmene električne energije može biti niža ili jednaka vrednosti prava na korišćenje dodeljenog prekograničnog prenosnog kapaciteta i mora biti celobrojna vrednost. Ukoliko je ta vrednost veća, JP EMS odbija prijavljeni blok prekogranične razmene, odmah po prijavi takvog plana.
6.4.3.2.11. Svakoj balansno odgovornoj strani su preko Scheduling sistema dostupne informacije o vrednosti prava na korišćenje dodeljenog prekograničnog prenosnog kapaciteta, kao i identifikaciona oznaka tog prava, u skladu sa vremenima definisanim u pravilima za raspodelu prekograničnih prenosnih kapaciteta.
6.4.3.2.12. Blok prekogranične razmene koji je prijavila balansno odgovorna strana u svom planu mora biti identičan prijavi prekograničnog partnera koja je dostupna JP EMS od strane susednog operatora prenosnog sistema. U slučaju različitih vrednosti snage u nekom od vremenskih intervala, JP EMS obaveštava balansno odgovornu stranu o nepravilnosti. Ukoliko balansno odgovorna strana ne otkloni nepravilnost u roku predviđenom za izmenu plana rada ili ukoliko JP EMS ne primi informaciju od strane susednog operatora prenosnog sistema o promeni prijave prekograničnog partnera, JP EMS u saradnji sa susednim operatorom prenosnog sistema, na osnovu pravila o radu interkonekcije i međusobno zaključenih sporazuma, utvrđuje obavezujuću prijavljenu nižu vrednost snage za navedeni blok prekogranične razmene. U slučaju da se ovim postupkom balansno odgovornoj strani umanjuje prijavljena vrednost snage u bloku prekogranične razmene, balansno odgovorna strana nema pravo na naknadu obične štete, ni na naknadu izmakle koristi (gubitaka i naknade indirektne štete) iz razloga za koje nije odgovoran JP EMS. Balansno odgovorna strana ima pravo da izmeni svoj dnevni plan rada u skladu sa odeljkom 6.4.3.3.
6.4.3.2.13. Svaka balansno odgovorna strana koja ima ulogu odgovorne strane za prijavu proizvodnje električne energije je obavezna da prijavi plan sa ukupnom proizvodnjom, kao i plan proizvodnje električne energije za svaki balansni entitet.
6.4.3.2.14. Svaka balansno odgovorna strana koja ima ulogu odgovorne strane za prijavu potrošnje električne energije je obavezna da prijavi plan ukupne potrošnje, kao i plan upravljive potrošnje električne energije za svaki balansni entitet, odnosno plan potrošnje za određene objekte na poseban zahtev JP EMS.
6.4.3.2.15. Nakon isteka roka za prijavu i izmenu dnevnih planova rada balansne grupe za dan D, za balansni entitet za koji balansno odgovorna strana ne dostavi plan, JP EMS u danu D-1 u 14:30 postavlja nultu vrednost u plan tog balansnog entiteta. Isto pravilo primenjuje se za plan ukupne proizvodnje, plan ukupne potrošnje i plan upravljive potrošnje za balansni entitet.
6.4.3.2.16. U slučaju postojanja nepravilnosti u prijavljenim planovima navedenim u tački 6.4.3.2.3. a naročito vezano za karakteristične situacije iz članova 6.4.3.2.9. i 6.4.3.2.12. balansno odgovorna strana može izmeniti svoj dnevni plan rada.
6.4.3.2.17. Balansno odgovorna strana ne može otkazati ni delimično ni u potpunosti blok prekogranične razmene u prihvaćenom planu.
6.4.3.2.18. JP EMS dostavlja balansno odgovornoj strani prihvaćeni dnevni plan rada za dan D u danu prijave D-1 do 15:45. Izuzetno, JP EMS može produžiti period u slučaju neraspoloživosti informacionih sistema ili zakasnelog prijema potrebnih podataka od strane susednih operatora prenosnog sistema, o čemu će JP EMS blagovremeno obavestiti balansno odgovornu stranu.
6.4.3.3. Unutar dnevne izmene dnevnog plana rada balansne grupe
6.4.3.3.1. Balansno odgovorna strana može prijaviti izmenu dnevnog plana rada balansne grupe za dan D u danu prijave D-1 od 18:00, i u samom danu D na koji se plan odnosi, nakon odobravanja odgovorne osobe za sprovođenje unutardnevnog procesa u JP EMS prema pravilima o dodeli prekograničnih kapaciteta i to najkasnije 60 minuta pre početka vremenskog perioda na koji se odnosi izmena.
6.4.3.3.2. JP EMS potvrđuje unutardnevnu izmenu plana rada balansne grupe najkasnije 15 minuta pre početka vremenskog perioda na koji se odnosi izmena.
6.4.3.3.3. Plan balansno odgovorne strane biće prihvaćen ukoliko:
- su prijavljeni blokovi prekograničnih razmena identični razmenama koje je dostavio susedni operator prenosnog sistema,
- su prijavljeni blokovi internih razmena identični prijavama balansno odgovornih strana na koje se odnosi razmena,
- je izbalansiran dnevni plan rada balansno odgovorne strane, izuzev u slučaju iz tačke 6.4.3.3.5.
6.4.3.3.4. U slučaju unutardnevne prijave bloka prekogranične razmene, prijavljena vrednost mora biti identična dobijenom pravu na prekogranični prenosni kapacitet unutar dana. Na kraju svakog meseca JP EMS proverava da li je prijavljena vrednost prekogranične razmene identična dobijenom pravu na prekogranični prenosni kapacitet unutar dana. Prilikom uočene nepravilnosti postupa se u skladu sa ugovorom o balansnoj odgovornosti.
6.4.3.3.5. U slučaju kada balansno odgovorna strana želi da smanji debalans svoje balansne grupe, a nije u mogućnosti da prijavi izbalansirani plan rada, balansno odgovorna strana može prijaviti ovakav plan rada, ali najmanje 120 minuta pre početka vremenskog perioda na koji se odnosi ova izmena.
6.4.3.4. Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema
6.4.3.4.1. JP EMS izrađuje Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema.
6.4.3.4.2. Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema izrađuje se na osnovu:
- prekograničnih prenosnih kapaciteta;
- prihvaćenih dnevnih planova rada balansnih grupa;
- prognozirane potrošnje električne energije;
- prognoziranih gubitaka u prenosnom sistemu;
- planiranog iznosa primarne, sekundarne i tercijarne rezerve;
- raspoloživosti proizvodnih jedinica, odnosno balansnih entiteta.
6.4.3.4.3. Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema obuhvata sledeće satne podatke:
- planove potrošnje električne energije balansnih grupa;
- plan potrošnje na nivou elektroenergetskog sistema koji izrađuje JP EMS na osnovu internih metodologija;
- plan potrošnje električne energije za potrebe pumpanja;
- plan blokova prekogranične razmene električne energije balansnih grupa i prekogranične razmene JP EMS;
- plan blokova interne razmene električne energije između balansnih grupa i interne razmene između balansnih grupa i JP EMS;
- plan proizvodnje aktivne električne energije balansnih entiteta;
- proračunate vrednosti primarne rezerve balansnih entiteta koji su planirani za rad, odnosno koji su raspoloživi u listi angažovanja balansne rezerve u sekundarnoj i tercijarnoj regulaciji;
- proračunate vrednosti opsega sekundarne rezerve balansnih entiteta koji su planirani za rad, odnosno koji su raspoloživi u listi angažovanja balansne rezerve u sekundarnoj regulaciji;
- proračunate vrednosti tercijarne rezerve balansnih entiteta koji su planirani za rad, odnosno koji su raspoloživi u listi angažovanja balansne rezerve u tercijarnoj regulaciji;
- plan raspoloživosti balansnih entiteta i listu angažovanja balansne rezerve u tercijarnoj regulaciji;
- plan pokrivanja tehničkih gubitaka u prenosnoj mreži;
- plan kompenzacije neželjenih odstupanja regulacione oblasti JP EMS u skladu sa pravilima o radu interkonekcije;
- program frekvencije koji dostavlja nadležni koordinacioni centar u interkonekciji;
- podatke o neto i raspoloživom prenosnom kapacitetu, kao i o margini pouzdanog prenosa za svaku granicu.
6.4.3.4.4. Dnevni plan rada elektroenergetskog sistema mora obezbediti uslove za normalan rad, a ako to nije moguće, uslove za siguran rad.
6.4.3.3.5. JP EMS sprovodi analize sigurnosti na osnovu Dnevnog plana rada EES.
6.4.3.4.6. Ukoliko analize sigurnosti pokažu da prijavljeni planovi balansnih grupa 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;
- planira konfiguraciju i parametre mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- otkazuje planirana isključenja u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- planira primenu redispečinga;
- analizira uticaj prekograničnih razmena električne energije;
- dogovara odgovarajuće blokove prekogranične razmene električne energije u skladu sa ugovorom sa drugim operatorima prenosnih sistema.
6.4.3.4.7. U slučaju da mere iz tačke 6.4.6.4.6. nisu dovoljne da se obezbedi normalan rad, JP EMS odlučuje o redukciji, odnosno odbijanju prekograničnih razmena električne energije shodno pravilima o radu interkonekcije i sporazumima sa susednim operatorima prenosnog sistema.
6.4.4. Planovi isključenja u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV
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 Kategorizacije. 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 mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV 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. JP EMS može odrediti (nametnuti) plan rada generatorskim jedinicama u cilju obezbeđenja normalnih uslova rada prenosnog sistema tokom planiranih isključenja elemenata prenosnog sistema, najviše:
- 100 sati za turbogeneratorske jedinice koje kao pogonsko gorivo koriste ugalj;
- 250 sati za hidroelektrane;
tokom jedne kalendarske godine po jedinici, a u skladu sa tehničkim karakteristikama ovih jedinica.
Ovako određeni plan rada za dan D, JP EMS dostavlja proizvođaču u periodima kada je on planirao raspoloživost generatorske jedinice, i to:
- do 12:00 u danu D-3 za turbogeneratorske jedinice;
- do 08:30 u danu D-1 za hidroelektrane.
6.4.4.1.6. Predlozi planova isključenja zbog investicija JP EMS i korisnika prenosnog sistema moraju biti obuhvaćeni planovima isključenja.
6.4.4.1.7. Isključenja elemenata EES koji su imovina korisnika prenosnog sistema (DV polja, spojna polja, sabirnice, transformatorska polja i slično), a koji zahtevaju isključenje dalekovoda prenosnog sistema, korisnik prenosnog sistema mora planirati u terminima kada je JP EMS planirao isključenja dalekovoda.
6.4.4.1.8. 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, ali ne manje od 2 dana:
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 x 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 i ukoliko je moguće po danima.
6.4.4.3.2. Kao podloge za izradu Godišnjeg plana isključenja i Godišnjeg plana isključenja dalekovoda i transformatora važnih za normalan rad interkonekcije u regionu Jugoistočne Evrope koriste se:
- predlozi planova zastoja energetskih objekata za proizvodnju električne energije i predlozi planova isključenja elemenata EES u objektima korisnika prenosnog sistema, koji se dostavljaju JP EMS najkasnije do 20. septembra tekuće godine za narednu godinu;
- predlog plana isključenja elemenata EES u prenosnom sistemu, koji JP EMS dostavlja korisnicima prenosnog sistema najkasnije do 1. novembra tekuće godine za narednu godinu.
6.4.4.3.3. Godišnji plan isključenja dalekovoda i transformatora važnih za normalan rad interkonekcije u regionu Jugoistočne Evrope izrađuje se u skladu sa pravilima o radu interkonekcije do 20. novembra tekuće godine za narednu godinu i predstavlja osnovu za izradu Godišnjeg plana isključenja. Ukoliko je neophodno, JP EMS delove ovog plana dostavlja zainteresovanim korisnicima prenosnog sistema do 25. novembra, u cilju revizije njihovih prvobitnih predloga planova isključenja.
6.4.4.3.4. Korisnici prenosnog sistema dostavljaju JP EMS izmenjene predloge svojih godišnjih planova isključenja do 10. decembra.
6.4.4.3.5. Godišnji plan isključenja elemenata EES prve, druge i treće grupe za narednu godinu izrađuje se najkasnije do 15. decembra tekuće godine. Godišnji plan isključenja JP EMS dostavlja korisnicima prenosnog sistema najkasnije u roku od 5 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, osim za prvi kvartal koji se izrađuju zajedno sa Godišnjim planom isključenja. Kvartalni planovi isključenja se izrađuju po 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, osim za prvi kvartal koji se dostavljaju u terminima za Godišnji plan isključenja.
6.4.4.4.3. Kvartalni plan isključenja elemenata EES prve, druge i treće grupe izrađuje se najkasnije 15 dana pre početka perioda na koji se plan odnosi. Kvartalne planove isključenja JP EMS dostavlja korisnicima prenosnog sistema najkasnije u roku od 5 dana od dana izrade.
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.
6.4.4.6. 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 izdaje pošto je prethodno obavestio pogođene korisnike prenosnog sistema, odnosno javnost, u skladu sa uredbom koja uređuje uslove isporuke i snabdevanja električnom energijom.
6.4.5. Dodatni podaci za planiranje rada u interkonekciji
6.4.5.1. Balansno odgovorna strana dostavlja JP EMS podatke za karakteristične sate prema pravilima o radu interkonekcije za dva dana unapred:
- proizvodnju električne energije pojedinačno za svaki balansni entitet;
- ukupnu potrošnju električne energije.
Navedeni podaci se dostavljaju do 14:00 u danu D-2 za dan D.
6.4.5.2. JP EMS obaveštava balansno odgovorne strane o karakterističnim satima i formatu podataka iz tačke 6.4.5.1.
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 koji upravlja prenosnom mrežom 400 kV i 220 kV, te interkonektivnim dalekovodima 110 kV;
- na nivou regionalnih dispečerskih centara koji upravljaju 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 mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV, te opremu i podešenja uređaja koji su pod nadležnošću JP EMS, a na način uređen Pravilima i odgovarajućim sporazumima. Korisnici prenosnog sistema ne smeju samostalno menjati uklopno stanje u delovima svojih objekata kojima upravlja JP EMS u skladu sa tačkom 1.2.2., već isključivo po nalogu ili uz prethodnu saglasnost nadležnog centra upravljanja JP EMS.
6.5.2.1.4. Balansni entiteti samostalno realizuju poslednji prihvaćeni plan rada, ali se najmanje 15 minuta pre sinhronizacije i razvezivanja generatora, odnosno upravljive potrošnje sa mreže moraju javiti nadležnom centru upravljanja JP EMS.
6.5.2.1.5. Centri upravljanja JP EMS izdaju naloge za balansiranje i redispečing balansnih entiteta. Ovi nalozi se izdaju blagovremeno unapred (imajući u vidu vreme potrebno za realizaciju naloga u skladu sa tehničkim karakteristikama generatora, odnosno upravljive potrošnje), a sadrže vreme početka i kraja važenja naloga, iznos promene snage balansnog entiteta u odnosu na poslednji prihvaćeni plan rada ovog entiteta i vrednost novog plana rada balansnog entiteta.
6.5.2.1.6. 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.
6.5.2.1.7. 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.
6.5.2.1.8. 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 mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- manipulacije u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- problematika proizvodnje;
- problematika sigurnosti rada mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- sprovođenje ograničenja isporuke električne energije;
- problematika rada opreme za upravljanje;
- problematika zaštite u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- izdata, odnosno opozvana dokumenta 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;
- obezbeđivanjem dodatnih razmena električne energije angažovanjem balansne rezerve od snabdevača, odnosno operatora prenosnog sistema.
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. JP EMS može razmenjivati sekundarnu regulacionu energiju sa susednim operatorima prenosnih sistema u skladu sa pravilima o radu interkonekcije i zaključenim sporazumima.
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 pravovremeno izdaje nalog za aktiviranje raspoložive tercijarne rezerve kroz balansni mehanizam, u skladu sa Pravilima o radu tržišta električne energije.
6.5.2.2.7. Naloge za angažovanje balansnih entiteta JP EMS izdaje uzimajući u obzir da početno vreme angažovanja balansnog entiteta mora biti izvodivo u skladu sa tehničkim karakteristikama i trenutno raspoloživim kapacitetom entiteta za angažovanje u balansnom mehanizmu, kao i vremenom izdavanja naloga.
6.5.2.2.8. Svi nalozi za angažovanje balansnih entiteta moraju biti evidentirani od strane JP EMS. Ovi nalozi obuhvataju sledeće podatke:
- razlog za angažovanje balansnog entiteta (balansiranje sistema, ugrožena sigurnost sistema, ostalo);
- EIC identifikacioni kod angažovanog balansnog entiteta;
- vremenski interval angažovanja;
- smer tercijarne regulacije (naviše ili naniže);
- naložena promena snage u MW u odnosu na važeći dnevni plan rada balansnog entiteta.
6.5.2.2.9. JP EMS je dužan da vodi evidenciju o aktiviranoj balansnoj rezervi. Podaci koji se evidentiraju su sledeći:
- iznos aktivirane balansne rezerve u MW;
- vremenski interval angažovanja;
- proizvođač, snabdevač, odnosno operator prenosnog sistema od koga je aktivirana balansna rezerva.
6.5.2.2.10. Za slučaj da je direktna, ili planska, ili ukupna tercijarna rezerva manja od minimalnog iznosa uređenim Pravilima, JP EMS preduzima mere da obezbedi nedostajuću rezervu. Ove mere obuhvataju:
- izdavanje naloga za pokretanje ili potiskivanje generatorskih jedinica;
- dogovaranje prekogranične razmene električne energije.
6.5.2.2.11. Za slučaj da susedni operator prenosnog sistema zatraži prekograničnu razmenu električne energije za potrebe balansiranja svog sistema, JP EMS se može saglasiti sa ovom razmenom ako je rezerva veća od minimalnog iznosa uređenim Pravilima, a u izuzetnim slučajevima i kada ovaj uslov nije zadovoljen ako je registrovano, odnosno predviđeno značajno regulaciono odstupanje susednog sistema.
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 mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV, 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 primenjuje redispečing.
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 objektima u kojima se sustiču interkonektivni dalekovodi, 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 mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV i objektima korisnika prenosnog sistema (koji su od interesa za rad mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV);
- aktivne i reaktivne snage na generatorskim jedinicama;
- status rasklopne opreme;
- pozicije na regulacionim transformatorima;
- vrednosti napona na sabirnicama postrojenja mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV 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. Izvođenje radova u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV
6.5.2.5.1. 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.
6.5.2.5.2. 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.
6.5.2.5.3. Rubrike obrasca iz tačke 6.5.2.5.2. 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.
6.5.2.5.4. 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.
6.5.2.5.5. 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.
6.5.2.5.6. 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.
6.5.2.5.7. 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.
6.5.2.5.8. 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.
6.5.2.5.9. 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.
6.5.2.5.10. 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.
6.5.2.5.11. 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.
6.5.2.5.12. JP EMS je dužan da u roku od 2 sata obavesti centar upravljanja korisnika prenosnog sistema o realizaciji planiranih i neplaniranih isključenja u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV u slučaju da to narušava pouzdanost korisnikovog pristupa prenosnoj mreži.
6.5.2.5.13. 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.
6.5.2.6. Prikupljanje podataka
6.5.2.6.1. 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;
- proizvodnja reaktivne energije kompenzacionih postrojenja priključenih na prenosnu mrežu;
- vrednosti napona u relevantnim postrojenjima mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- odstupanje frekvencije i sinhronog vremena;
- trenutni tokovi aktivnih i reaktivnih snaga za određene vremenske preseke;
- satna razmena električne energije po interkonektivnim dalekovodima;
- konfiguracija mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- 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 mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV 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 mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- ostale manipulacije u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- redispečing;
- promenu pozicija na regulacionim transformatorima;
- otkazivanje planiranih isključenja u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV 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 mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV 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 mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV ili susednih objekata.
6.5.3.2.3. U slučaju ispada elementa u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV, operativno osoblje centara upravljanja JP EMS prikuplja podatke o delovanju zaštita na osnovu kojih odlučuje o 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 galvanski 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 dok se ne otkloni kvar. Izuzetno, centar upravljanja JP EMS može ponoviti nalog za uključenje dalekovoda u sledećim slučajevima:
- ispada dalekovoda vezanih u zvezdu;
- ispada dalekovoda koji nemaju prekidač;
- neselektivnih ispada;
- ostalih ispada kada se sekcionisanjem mreže može ponovnim slanjem napona utvrditi element mreže na kome se nalazi kvar;
- zaleđivanja dalekovoda ili drugim situacijama kada postoji uticaj meteoroloških prilika, rastinja i građevinskih objekata na dalekovod, a po prijemu informacije sa terena od nadležnog lica.
6.5.3.2.6. Korisnici prenosnog sistema dužni su da u najkraćem vremenskom roku (npr. korišćenjem daljinske komande), po nalogu centra upravljanja JP EMS, uključe ispale elemente prenosnog sistema u svojim objektima, osim ako signali zaštite ukazuju da postoji kvar u tom objektu, kada je dozvoljeno da korisnik prenosnog sistema u najkraćem mogućem roku izvrši vizuelni pregled postrojenja.
6.5.3.2.7. 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 mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV.
6.5.3.2.8. Ukoliko je došlo do ispada elementa u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV, 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.
6.5.3.2.9. Korisnici prenosnog sistema 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.
6.5.3.2.10. 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.
6.5.3.2.11. 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, uključujući i dogovaranje prekogranične razmene električne energije u skladu sa zaključenim sporazumima i pravilima o radu interkonekcije.
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 mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV 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 4.2.11.4.1.
6.6.1.3. JP EMS utvrđuje osnovne tehničke zahteve za podešavanje zaštita dalekovoda i energetskih transformatora u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV.
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 mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV 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.
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 4.2.11. 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 mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV pokazala neselektivno delovanje sistema zaštita u objektima korisnika prenosnog sistema, 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 zaštitnog 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 mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV 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 meteorološkim uslovima, 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 na kojima se mogu očekivati preopterećenja.
6.7. Rad komunikacionog i tehničkog sistema upravljanja
6.7.1.1. JP EMS svojim komunikacionim sistemom omogućava kontinualnu komunikaciju sa korisnicima prenosnog sistema, učesnicima na tržištu električne energije i drugim operatorima prenosnog sistema u skladu sa pravilima o radu interkonekcije.
6.7.1.2. Za slučaj otkaza uređaja i pravaca za komunikaciju, Rešenjem o priključenju, Ugovorom o povezivanju, odnosno sporazumom kojim se reguliše eksploatacija objekta korisnika prenosnog sistema, predviđa se 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 mrežom 400 kV, 220 kV, 110 kV na način propisan Pravilima.
6.7.2.2. Centri upravljanja JP EMS moraju imati jasno i razumljivo prikazane parametre u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV. 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 parametara 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 rezervni Nacionalni dispečerski centar.
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
6.7.4.1. JP EMS i korisnici prenosnog sistema dužni su da svoju opremu koja služi za komunikaciju i upravljanje mrežom 400 kV, 220 kV, 110 kV održavaju u ispravnom stanju.
6.7.4.2. Uslovi za ponovno uspostavljanje rada opreme (kvalifikovano osoblje, oprema i procedure) za komunikaciju i upravljanje mrežom 400 kV, 220 kV, 110 kV moraju biti obezbeđeni 24 sata na dan.
6.7.4.3. Radovi na održavanju opreme za komunikaciju i upravljanje mrežom 400 kV, 220 kV, 110 kV 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. 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. Rad uređaja za stabilnost
6.8.1. Uređaj za stabilizaciju EES mora biti aktivan tokom normalnog pogona i pogona u uslovima poremećaja. Kod reverzibilne generatorske jedinice ovaj uređaj mora biti aktivan i tokom generatorskog i tokom pumpnog režima rada.
6.8.2. Uređaj za stabilizaciju EES može biti privremeno deaktiviran od strane korisnika prenosnog sistema samo tokom procesa pokretanja, odnosno zaustavljanja generatorske jedinice.
6.8.3. Ukoliko analize stabilnosti pokažu da je neophodna ugradnja sistema za prigušenje oscilacija (stabilizator EES), JP EMS i vlasnik, odnosno nosilac prava korišćenja generatorske jedinice pokrenuće pregovore o ugradnji ovih sistema.
6.8.4. Sve modifikacije uređaja za stabilnost u objektima korisnika prenosnog sistema, odnosno na generatorima koji utiču na stabilnost elektroenergetskog sistema moraju se koordinisati sa JP EMS.
6.9. Izveštavanje o radu elektroenergetskog sistema
6.9.1.1. 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.
6.9.1.2. 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.
6.9.1.3. Prilikom izrade, dostavljanja i objavljivanja izveštaja, JP EMS posebnu pažnju obraća na poverljivost informacija koje se nalaze u izveštaju.
6.9.2.1. JP EMS sačinjava redovne izveštaje o radu prenosnog sistema. Redovni izveštaji sadrže podatke o:
- ostvarenom konzumu u energiji i snazi;
- ostvarenoj proizvodnji;
- utrošenoj energiji na pumpanje;
- prekograničnoj razmeni električne energije;
- gubicima u prenosnom sistemu;
- naponima u karakterističnim tačkama mreže 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- učešću korisnika prenosnog sistema u sistemskim uslugama;
- neraspoloživim elektranama i uzrocima neraspoloživosti;
- dijagramu proizvodnje, razmene i konzuma;
- ispadima i kvarovima u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- isključenjima i uključenjima u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- balansiranju i redispečingu;
- obezbeđenoj rezervi saglasno ugovorima o sistemskim uslugama;
- kvalitetu sekundarne regulacije;
- važnijim pogonskim događajima;
- priključenjima i povezivanjem objekata na prenosni sistem;
- značajnijim rekonstrukcijama i dogradnjama prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema;
- ostalim podacima važnim za rad elektroenergetskog sistema.
6.9.2.2. Redovni izveštaji izrađuju se na dnevnom, sedmičnom, mesečnom i godišnjem nivou, a sadrže određene podatke iz tačke 6.9.2.1.
6.9.2.3. 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 i objavi ga na svojoj internet stranici.
6.9.3.1. JP EMS sačinjava i dostavlja nadležnim organima i pogođenim korisnicima prenosnog sistema vanredni izveštaj o pogonskim i događajima u prenosnom sistemu u slučajevima kada je došlo do prekida isporuke električne energije (iz prenosnog sistema, odnosno u prenosni sistem) 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 3 radna dana nakon navedenog događaja.
6.9.3.2. 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.
6.9.3.3. JP EMS sačinjava i dostavlja nadležnim organima vanredni izveštaj i ukoliko oceni da se u nastupajućem periodu mogu očekivati teškoće u snabdevanju električnom energijom kupaca i funkcionisanju tržišta električne energije.
EKSPLOATACIJA I ODRŽAVANJE OBJEKATA
7.1.1.1. U ovom poglavlju su obrađeni aspekti korišćenja prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema koji su od značaja za normalan i pouzdan rad navedenih objekata i posledično čitavog elektroenergetskog sistema.
7.1.1.2. Kako bi se eksploatacija objekata što bolje uredila, u ovom delu Pravila je uređen i sadržaj sporazuma kojim se reguliše eksploatacija objekata.
7.1.2.1. Saglasno propisima koji uređuju planiranje i izgradnju objekata, vlasnik, odnosno nosilac prava korišćenja objekta obezbeđuje izvođenje radova na održavanju objekata. Redovne, vanredne i specijalističke preglede i ispitivanja objekata, mogu da rade privredna društva, odnosno druga pravna lica koja ispunjavaju propisane uslove u pogledu stručnog kadra i opremljenosti za obavljanje poslova.
7.1.3.1. U slučaju havarije u prenosnim objektima JP EMS preduzima sledeće aktivnosti:
- prijavljuje havariju nadležnim organima;
- privremeno otklanja posledice sanacijom objekta;
- obezbeđuje potrebna dobra, usluge i radove kako bi otklonio sve štetne posledice havarije.
7.2. Opšti uslovi eksploatacije objekata
7.2.1. Opšti uslovi eksploatacije prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema određuju tehničke i organizacione uslove eksploatacije ovih objekata koji su od interesa za normalan rad prenosnog sistema i samih objekata.
7.2.2. Svi tehnički i organizacioni uslovi propisani Pravilima smatraju se za opšte uslove eksploatacije prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema.
7.2.3. Ako se eksploatacija objekata odvija van opštih uslova koji su definisani Pravilima, tada korisnik prenosnog sistema, odnosno JP EMS, u skladu sa svojim obavezama, preduzimaju mere da usaglase eksploataciju ovakvog objekta sa odredbama Pravila.
7.2.4. Ukoliko korisnik prenosnog sistema želi posebne uslove eksploatacije svog objekta sa kojima je JP EMS saglasan, odnosno ako mere iz člana 7.2.3. nije moguće sprovesti, tada se svi posebni uslovi eksploatacije unose u odgovarajući sporazum.
7.2.5. Posebni uslovi eksploatacije objekta korisnika prenosnog sistema ne smeju narušiti normalan rad elektroenergetskog sistema.
7.2.6. Posebni uslovi eksploatacije objekta jednog korisnika prenosnog sistema ne smeju stvarati dodatne troškove drugim korisnicima prenosnog sistema.
7.3. Sporazum o ekcploataciji objekata
7.3.1. Eksploatacija objekta reguliše se Sporazumom o eksploataciji objekta (u daljem tekstu: Sporazum o eksploataciji).
7.3.2. Sporazum o eksploataciji koji se odnosi na objekat korisnika prenosnog sistema zaključuje se između JP EMS i ovog korisnika prenosnog sistema.
7.3.3. Sporazum o eksploataciji se zaključuje za svaki objekat korisnika prenosnog sistema, a može se zaključiti za više ili za sve objekte jednog korisnika prenosnog sistema.
7.3.4. Sporazum o eksploataciji sadrži:
- predmet sporazuma (spisak objekata na koje se sporazum odnosi, granice vlasništva na primarnoj, sekundarnoj i ostaloj opremi, nadležne centre upravljanja JP EMS i korisnika prenosnog sistema, spisak ovlašćenog osoblja za tehničku saradnju sa referencama, razmena dokumentacije, tehnički parametri koji se odnose na merenje električne energije i drugo);
- poverljive podatke na osnovu kriterijuma iz Pravila;
- trajanje sporazuma;
- razloge za raskid i način raskidanja sporazuma;
- način rešavanja sporova.
Ukoliko postoje, u ovaj sporazum se mogu uključiti i posebni uslovi eksploatacije.
7.3.5. U Sporazum o eksploataciji se po potrebi mogu uneti utvrđeni obračunski parametri na osnovu kojih će se sprovoditi obračun pristupa prenosnom sistemu: prenosni odnos mernih transformatora, podaci o konfiguraciji brojila, koeficijent korekcije, kao i pravila supstitucije nedostajućih podataka.
7.3.6. Ukoliko korisnik prenosnog sistema zahteva dodatne merne, komunikacione i obračunske usluge u odnosu na one koje je JP EMS obavezan da mu pruži, onda se sadržaj tih dodatnih mernih, komunikacionih i obračunskih usluga, kao i naknada za njihovo sprovođenje unose u Sporazum o eksploataciji.
7.3.7. Sporazum o eksploataciji se po pravilu zaključuje pre priključenja objekta na prenosni sistem.
7.3.8. Sporazum o eksploataciji se zaključuje u pismenoj formi i po pravilu na neodređeno vreme.
7.3.9. Sporazum o eksploataciji je besteretni u delu koji se odnosi na opšte uslove eksploatacije.
7.4.1. U cilju efikasne eksploatacije prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema, neophodno je da JP EMS i korisnici prenosnog sistema obostrano ovlaste osoblje za međusobnu saradnju
7.4.2. Ovo osoblje potrebno je imenovati za sledeće aktivnosti:
- planiranje rada elektroenergetskog sistema;
- upravljanje prenosnim sistemom;
- izvođenje radova u mreži 400 kV, 220 kV, 110 kV;
- rad sistema zaštita;
- rad komunikacionog sistema;
- rad tehničkog sistema upravljanja;
- rad lokalne opreme za primarnu i sekundarnu regulaciju;
- dostavljanje tehničkih normi, postupaka i dokumentacije.
7.4.3. Za imenovano osoblje potrebno je dati podatke koji obuhvataju:
- ime i prezime;
- naziv preduzeća;
- organizacionu jedinicu preduzeća;
- adresu organizacione jedinice preuzeća;
- broj telefona;
- broj faksa;
- broj mobilnog telefona;
- adresu elektronske pošte (E-mail).
Format i rokove za razmenu navedenih podataka određuje JP EMS.
7.4.4. U slučaju izmena u podacima iz odeljka 7.4. JP EMS i korisnik prenosnog sistema će blagovremeno obavestiti drugu stranu o izmenama u svojim spiskovima ovlašćenog osoblja sa pripadajućim podacima.
7.5. Pristup objektu osoblja JP EMS
7.5.1. Korisnik prenosnog sistema mora garantovati pristup svom objektu u najkraće vreme, nakon najave od JP EMS i pod svim okolnostima, osoblju JP EMS koje je prethodno imenovano za sledeće aktivnosti:
- proveru ispravnosti i podešenja zaštitnih uređaja na elementima prve, druge i treće grupe Kategorizacije, kao i elementima koji su galvanski priključeni na ove elemente;
- proveru ispravnosti brojila i pripadajuće merne opreme;
- prikupljanje snimaka poremećaja i kvarova, kao i hronološke registracije događaja sa zaštitnih i upravljačkih uređaja;
- prikupljanje informacija sa SCADA sistema objekta korisnika prenosnog sistema;
- proveru ispravnosti komunikacionih uređaja koji su relevantni za komunikaciju u prenosnom sistemu;
- proveru ispravnosti uređaja za prikupljanje i razmenu podataka u realnom vremenu sa tehničkim sistemom upravljanja JP EMS;
- proveru ispravnosti i podešenja primarnih regulatora i lokalne opreme za sekundarnu regulaciju;
- proveru ispravnosti i podešenja naponskih regulatora;
- obustavu isporuke električne energije;
- trajno isključenje objekta sa prenosnog sistema.
Korisnik prenosnog sistema ima pravo da prisustvuje navedenim aktivnostima.
7.5.2. Pravo pristupa plombiranim delovima merne opreme imaju isključivo predstavnici JP EMS, osim kada je ugrožena sigurnost lica i opreme. Vlasnik, odnosno nosilac prava korišćenja objekta u kome se nalazi merna oprema je dužan da takve slučajeve prijavi JP EMS u roku od 24 časa nakon lomljenja plombe.
7.5.3. Korisnik prenosnog sistema mora garantovati pristup objektu imenovanom osoblju JP EMS u cilju sprovođenju najavljenih redovnih ili vanrednih ispitivanja objekta korisnika prenosnog sistema.
7.5.4. JP EMS imenuje navedeno osoblje u ovom odeljku u okviru zahteva za ispitivanje.
7.6. Ispitivanje objekata korisnika prenosnog sistema
7.6.1. Ispitivanje objekata korisnika prenosnog sistema sprovodi se kao:
- redovno ispitivanje, u skladu sa važećim propisima;
- vanredno ispitivanje, na zahtev korisnika prenosnog sistema ili JP EMS.
7.6.2. Korisnici prenosnog sistema organizuju i sprovode redovna ispitivanja u svojim objektima. JP EMS se angažuje tokom redovnog ispitivanja ako su u pitanju aktivnosti za koje je važećim propisima predviđeno da ih isključivo sprovodi JP EMS, i u tim slučajevima JP EMS ne naplaćuje svoje usluge.
7.6.3. Vanredna ispitivanja objekta korisnika prenosnog sistema organizuju se i sprovode u prisustvu JP EMS i ovog korisnika. Troškove vanrednog ispitivanja rada i regulacije generatorskih jedinica snosi strana za koju ispitivanja pokažu da u smislu pitanja zbog kojih je ispitivanje izvršeno, nije bila u pravu.
7.6.4. Objekat korisnika prenosnog sistema se ispituje po sledećim pitanjima (važi i za redovna i za vanredna ispitivanja):
- verifikacija tehničkih karakteristika navedenih u odobrenju za priključenje, odnosno ugovoru o povezivanju;
- regulacija napona;
- primarna regulacija;
- sekundarna regulacija;
- tercijarna regulacija;
- mogućnost beznaponskog pokretanja generatora;
- ispad generatora na sopstvenu potrošnju;
- funkcionalnost sistema zaštite;
- funkcionalnost komunikacionog i lokalnog sistema upravljanja;
- funkcionalnost sistema merenja električne energije;
- funkcionalnost uređaja za stabilnost;
- ostala pitanja koja su uređena Pravilima.
Ispitivanje mogućnosti beznaponskog pokretanja generatora izvodi se najmanje jednom u tri godine.
7.6.5. Program ispitivanja sačinjava JP EMS samostalno ili na predlog korisnika prenosnog sistema. Program ispitivanja, kao i uslovi za ispunjenje ispitivanja zasnivaju se na odredbama Pravila.
7.6.6. JP EMS podnosi korisniku prenosnog sistema detaljan program ispitivanja sa definisanim uslovima za ispunjenje ispitivanja najmanje 3 radna dana pre termina određenog za početak ispitivanja. Tačan termin ispitivanja dogovaraju JP EMS i korisnik prenosnog sistema.
7.6.7. JP EMS i korisnik prenosnog sistema dogovaraju se oko načina prevazilaženja spornih pitanja, koja se odnose na tehničke karakteristike objekta uređene:
- Rešenjem o priključenju, odnosno Ugovorom o povezivanju;
- relevantnim projektom objekta;
- tehničkim normama i postupcima korisnika prenosnog sistema koji su dostavljeni JP EMS u cilju eksploatacije objekta;
- međusobno zaključenim ugovorima.
Ukoliko JP EMS ili korisnik prenosnog sistema oceni da se dogovor oko spornih pitanja ne može postići, on može zatražiti odgovarajuće vanredno ispitivanje objekta korisnika prenosnog sistema.
7.6.8. JP EMS može zahtevati vanredno ispitivanje primarne, sekundarne, tercijarne regulacije, odnosno regulacije napona, samo u periodu kada je objekat korisnika prenosnog sistema raspoloživ.
7.6.9. JP EMS može zahtevati vanredno ispitivanje mogućnosti beznaponskog pokretanja generatorske jedinice i ispada generatorske jedinice na sopstvenu potrošnju samo prilikom planiranog pokretanja generatora.
7.6.10. JP EMS može zahtevati vanredno ispitivanje sistema relejne zaštite i lokalnog upravljanja u slučaju sumnje u neregularan rad opreme, kako bi se proverila i verifikovala podešenja, konfiguracije i funkcionalnost rada pomenutih sistema.
7.6.11. Dužnost JP EMS je da blagovremeno obavesti sve korisnike prenosnog sistema kojima bi kvalitet isporuke električne energije mogao biti ugrožen prilikom izvođenja ispitivanja, o vremenu izvođenja ispitivanja i mogućim posledicama po njihove objekte.
7.6.12. Ukoliko objekat tokom ispitivanja ne zadovolji predviđene uslove, korisnik prenosnog sistema je dužan da u roku od 3 radna dana dostavi JP EMS detaljan izveštaj o ispitivanju koji obuhvata i:
- obrazloženje zbog čega njegov objekat nije ispunio potrebne uslove;
- mere koje će preduzeti da bi se otklonili uzroci koji su doveli do neispunjavanja uslova ispitivanja;
- rok za sprovođenje navedenih mera.
JP EMS je obavezan da prati sprovođenje navedenih mera.
7.6.13. Ako rezultati ispitivanja pokažu da objekat ugrožava druge korisnike prenosnog sistema, JP EMS je dužan da ih o tome blagovremeno obavesti i da preduzme sve raspoložive mere kako bi se ovaj rizik u najskorije vreme otklonio.
7.7. Tehnički normativi, postupci i dokumentacija
7.7.1. JP EMS u svom radu primenjuje tehničke normative, postupke i dokumentaciju korisnika prenosnog sistema.
7.7.2. Korisnici prenosnog sistema odgovaraju za tačnost normativa, postupaka i dokumentacije, i dužni su da pravovremeno obaveste JP EMS o svim relevantnim izmenama. U protivnom, korisnici prenosnog sistema sami snose posledice koje su uzrokovane neblagovremenim informisanjem JP EMS.
7.7.3. Korisnik prenosnog sistema dužan je da za postojeće objekte na zahtev JP EMS obezbedi:
- jednopolnu šemu objekta sa osnovnim podacima o ugrađenoj opremi;
- parametre neophodne za razmenu podataka u realnom vremenu;
- procedure za slučaj neraspoloživosti svog centra upravljanja;
- ostale normative, postupke i dokumentaciju relevantnu za eksploataciju objekta po oceni JP EMS;
u formatu koju zahteva JP EMS.
7.7.4. Korisnik prenosnog sistema mora dostaviti JP EMS osnovne instrukcije o eksploataciji svog objekta (uputstva koja se odnose na pogon objekta, način izvršavanja manipulacija u objektu i slično).
7.7.5. Ukoliko se takve instrukcije ne obezbede, JP EMS ne može biti odgovoran za posledice koje će proisteći iz nedostataka ovih informacija.
7.7.6. JP EMS će blagovremeno obavestiti korisnika prenosnog sistema o aktuelnom sadržaju i izmenama u:
- Pravilima;
- tehničkoj dokumentaciji prenosnih objekata od interesa za eksploataciju objekata ovog korisnika prenosnog sistema.
MERENJE ELEKTRIČNE ENERGIJE
8.1.1. Pravila o merenju električne energije određuju prava i odgovornosti JP EMS i svih korisnika prenosnog sistema, odnosno učesnika na tržištu električne energije za potrebe:
- merenja svih ulaza električne energije u, odnosno izlaza iz prenosne mreže;
- očitavanja, prikupljanja i registracije podataka o izvršenim merenjima sa brojila električne energije;
- obrade i distribucije podataka potrebnih za obavljanje obračuna na tržištu električne energije.
8.1.2. Pravila propisuju tehničke uslove za merne transformatore, brojila i prateću opremu u svim mestima priključenja, odnosno povezivanja, i definišu sve potrebne podatke koji se odnose na određeno merno mesto.
8.2.1. Odredbe Pravila primenjuju se na merna mesta na svim mestima primopredaje električne energije u prenosnim objektima JP EMS, odnosno objektima korisnika prenosnog sistema priključenim, odnosno povezanim sa prenosnim sistemom.
8.2.2. Odredbe Pravila primenjuju se i na merna mesta u poljima transformatora 400/220 kV, 400/110 kV i 220/110 kV na strani nižeg napona unutar prenosne mreže.
8.2.3. Odredbe Pravila primenjuju se i na merna mesta sopstvene potrošnje u prenosnim objektima JP EMS, izuzev onih za koje je nadležan operator distributivnog sistema.
8.2.4. Pravila o merenju električne energije odnose se i na merna mesta na srednjem naponu u distributivnoj mreži, ako je reč o dalekovodu preko koga se vrši isporuka električne energije susednom elektroenergetskom sistemu, kao i u slučaju priključenih objekata za proizvodnju električne energije od interesa za rad prenosnog sistema.
8.3. Korišćenje podataka dobijenih merenjem
8.3.1. Prema uslovima Pravila, podaci dobijeni merenjima predstavljaju ključne podloge za sledeće poslovne operacije:
- bilans izmerenih protoka električne energije na svim ulazima u, odnosno izlazima iz prenosne mreže u odgovarajućem obračunskom periodu, specificiran po mernim mestima, naponskim nivoima i u slučaju interkonekcija sa svedenim fizičkim protocima na granicu;
- ostvareni dijagram snage, odnosno energije koja je ušla u prenosnu mrežu u odgovarajućem obračunskom periodu, dobijen kao zbir registrovanih dijagrama opterećenja (15-minutne srednje snage) svih izmerenih ulaza u prenosnu mrežu, pri čemu je ovaj dijagram rasčlanjen na dijagram snage, odnosno energije proizvodnih kapaciteta i dijagram svih ulaza električne energije u prenosnu mrežu preko interkonektivnih dalekovoda;
- ostvareni dijagram snage, odnosno energije koja je izašla iz prenosne mreže, dobijen kao zbir registrovanih dijagrama (15-minutne srednje snage) svih izmerenih izlaza iz prenosne mreže u odgovarajućem obračunskom periodu pri čemu je ovaj dijagram rasčlanjen na dijagram opterećenja svih unutrašnjih izlaza (neto konzum) i dijagram svih izlaza električne energije iz prenosne mreže preko interkonektivnih dalekovoda;
- ostvareni dijagram energije, odnosno snage gubitaka u prenosnoj mreži u odgovarajućem obračunskom periodu;
- obračun i fakturisanje pristupa prenosnom sistemu za svakog korisnika prenosnog sistema;
- harmonizaciju obračunskih podataka o razmenama električne energije preko interkonektivnih dalekovoda;
- utvrđivanje ukupne mesečne količine energije gubitaka u prenosnoj mreži u postupku planiranja nabavke električne energije za pokrivanje gubitaka u prenosnoj mreži;
- obračun balansnog odstupanja učesnika na tržištu električne energije;
- izdavanje garancija porekla.
8.3.2. JP EMS dostavlja merne podatke korisnika prenosnog sistema bez njegove saglasnosti i obaveštavanja:
- njegovom snabdevaču, u slučaju ugovora o potpunom snabdevanju;
- balansno odgovornoj strani koja je balansno odgovorna za ovog korisnika;
- nadležnim institucijama u svrhe praćenja i transparentnosti tržišta električne energije u skladu sa propisima iz oblasti energetike.
8.4.1. Brojila na svakom mernom mestu, mere i registruju sledeće energetske veličine:
- preuzetu aktivnu energiju (A+);
- predatu aktivnu energiju (A-);
- preuzetu reaktivnu energiju (R+);
- predatu reaktivnu energiju (R-)
- maksimalnu aktivnu snagu u obračunskom periodu - smer preuzimanja (A+);
- maksimalnu aktivnu snagu u obračunskom periodu - smer predaje (A-).
8.4.2. Smer transakcije, preuzimanje (+), odnosno predaja (-), posmatra se iz perspektive korisnika prenosnog sistema.
8.4.3. Na svakom mernom mestu se registruje dijagram opterećenja u formi srednje 15-minutne aktivne snage, odnosno reaktivne snage za svaki interval unutar obračunskog perioda.
8.4.4. Uz svaki merni podatak se pridružuje i vremenska značka (minut, sat, dan, godina) i oni se čuvaju u registrima brojila.
8.4.5. Dnevni period počinje u 00:00 sati po važećem srednjeevropskom vremenu (CET) za merna mesta na interkonektivnim dalekovodovima i završava se u 24:00 sata, dok za sva ostala merna mesta dnevni period počinje u 07:00 sati računato po tekućem nacionalnom vremenu i završava se sledećeg dana u 07:00 sati.
8.4.6. Obračunski period za sva merna mesta interkonekcije je kalendarski mesec sa očitavanjem obračunskih i kontrolnih brojila prvog dana u mesecu u 00:00 sati i poslednjeg dana u mesecu u 24:00 sata. Obračunski period za sva ostala merna mesta u prenosnoj mreži je period koji počinje očitavanjem obračunskih i kontrolnih brojila prvog dana u mesecu u 07:00 sati i završava se očitavanjem brojila prvog dana u sledećem mesecu u 07:00 sati.
8.4.7. Prikupljeni podaci o predatoj, odnosno preuzetoj električnoj energiji za obračunski period iz registara energije brojila i podaci o 15-minutnim dijagramima opterećenja predate, odnosno preuzete električne energije su osnovni obračunski merni podaci za obračune pomenute u odeljku 8.3. Pravila.
8.4.8. U slučaju sporenja daljinski očitanih podataka, kao merodavne vrednosti smatraće se podaci iz odgovarajućih registara brojila očitanih lokalno preko optičkog porta brojila.
8.4.9. Na svakom mernom mestu, potrebno je da se omogući očitavanje sledećih podataka na displeju brojila:
- tekućeg kumulativnog stanja registara aktivne energije u Wh (sekundarna konfiguracija) ili kWh (primarna konfiguracija) i reaktivne energije u varh ili kvarh za svaki konfigurisani smer protoka električne energije;
- maksimalne srednje 15-minutne aktivne i reaktivne snage za svaki konfigurisani smer protoka energije u W ili kW odnosno var ili kvar, kako za tekući obračunski period tako i za prethodni obračunski period;
- tekućeg vremena i datuma na brojilu;
- kvadranta za trenutne smerove aktivnih i reaktivnih snaga;
- prisutnosti mernih napona;
- odgovarajućeg OBIS koda merne veličine;
- fatalnog alarma;
- trenutno aktivnog tarifnog stava (ako se energija po tarifnim stavovima registruje neposredno na brojilu).
8.5.1. Ako postoje svi tehnički uslovi, merno mesto se nalazi na naponskom nivou na kome se nalazi mesto primopredaje električne energije.
8.5.2. Ako se mesto primopredaje i merno mesto ne nalaze na istom naponskom nivou, ili ako se nalaze na istom naponskom nivou, ali su toliko udaljena da se gubici električne energije ne mogu zanemariti, neophodno je izvršiti korekciju mernih podataka za vrednost gubitaka električne energije od mesta primopredaje do mernog mesta (svođenje na mesto primopredaje). Korekcija se vrši u toku i sastavni je deo obračunskog procesa.
8.5.3. Koeficijent korekcije utvrđuje JP EMS na osnovu tehničkih karakteristika opreme, te proračuna gubitaka između mesta primopredaje i mernog mesta za prosečne uslove eksploatacije objekta. Koeficijent korekcije se utvrđuje:
- rešenjem kojim se uređuje priključenje objekta kupca ili proizvođača;
- ugovorom o povezivanju distributivnog objekta sa prenosnim sistemom;
- Sporazumom o eksploataciji objekta, za objekte kupca ili proizvođača, kada se koeficijent menja tokom eksploatacije objekta;
- ugovorom o pristupu prenosnom sistemu.
Način i uslovi promene koeficijenta korekcije uređuju JP EMS i korisnik prenosnog sistema.
8.6.1. Merna oprema na mernom mestu
8.6.1.1. Na svakom mernom mestu merna oprema mora obuhvatiti:
- merne transformatore;
- brojila električne energije;
- merna i pomoćna električna kola;
- komunikacione i pomoćne uređaje;
- merno-priključnu kutiju i merni orman.
8.6.2.1. Uvod
8.6.2.1.1. Na svakom mernom mestu, a za potrebe obračunskog ili kontrolnog merenja električne energije, moraju se postaviti naponski merni transformatori (NMT) i strujni merni transformatori (SMT) koji zadovoljavaju sledeće standarde: IEC 60044-1, IEC 60044-2, IEC 60044-3 i IEC 60048.6.2.2. Klasa tačnosti
8.6.2.2.1. Minimalna klasa tačnosti za navedene merne transformatore zavisi od vrste mernog mesta, i navedena je u tabeli 8.1:
Tabela 8.1
Merno mesto |
Klasa tačnosti: |
|
SMT |
NMT |
|
interkonektivni dalekovod |
0,2 + 0,2 (*) |
0,2 |
proizvodnja električne energije |
0,2 + 0,2 (*) |
0,2 |
distributivni objekat |
0,2 |
0,2 |
kupac (odobrena snaga preko 1600 kW) |
0,2 |
0,2 |
kupac (odobrena snaga do 1600 kW) |
0,5 |
0,5 |
sopstvena potrošnja elektrana |
0,5 |
0,5 |
(*) dva merna jezgra
8.6.2.3. Strujni merni transformatori
8.6.2.3.1. Za trajno dozvoljenu termičku struju strujnog mernog transformatora se po pravilu usvaja vrednost od 120% njegove primarne nazivne struje.
8.6.2.3.2. Na mernom mestu se ugrađuju primarno prevezivi strujni merni transformatori. JP EMS određuje odnos na koji se povezuju primarne strane strujnih mernih transformatora u cilju postizanja maksimalne tačnosti merenja. Korisnici prenosnog sistema dužni su da u svojim objektima sprovedu nalog JP EMS po ovom pitanju, koji se dostavlja zvaničnim dopisom.
8.6.2.3.3. Merno jezgro strujnog mernog transformatora je isključivo rezervisano za galvansko priključenje brojila. Galvansko priključenje bilo kog dodatnog uređaja, odnosno trošila, JP EMS može odobriti isključivo za potrebe povećanja opterećenja kako bi merni transformator radio u mernom opsegu u kojem je definisana njegova greška, odnosno klasa tačnosti.
8.6.2.3.4. Galvansko priključne stezaljke na sekundaru strujnih mernih transformatora moraju da budu zaštićene plombom JP EMS kako bi se sprečio neovlašćeni pristup. Svaka intervencija na vezi merni transformator - brojilo mora biti prethodno odobrena od strane JP EMS, dokumentovana, a izveštaj o intervenciji dostavljen JP EMS.
8.6.2.3.5. Kod mernih mesta na interkonektivnim dalekovodima i mernih mesta proizvodnje električne energije na naponskim nivoima 220 kV i 400 kV, strujni merni transformatori moraju da budu opremljeni sa dva merna jezgra istih karakteristika pri čemu je:
- prvo merno jezgro je namenjeno isključivo za galvansko priključenje obračunskog brojila (svaki dodatni galvanski priključak JP EMS može odobriti isključivo u svrhu povećanja opterećenja kako bi strujni merni transformator radio u najpovoljnijem mernom opsegu);
- drugo merno jezgro služi za galvansko priključenje kontrolnog brojila (na ovo merno jezgro JP EMS može odobriti galvansko priključenje i drugih uređaja pod uslovom da ukupno sekundarno opterećenje ne prelazi nazivno opterećenje).
Na mernim mestima svih ostalih naponskih nivoa, prvo merno jezgro strujnog mernog transformatora je namenjeno isključivo za galvansko priključenje obračunskog brojila i po potrebi kontrolnog brojila. Svaki dodatni galvanski priključak JP EMS može da odobri putem zvaničnog dopisa, isključivo u svrhu povećanja sekundarnog opterećenja, kako bi strujni merni transformator radio u najpovoljnijem mernom opsegu, u kojem je definisana njegova greška.
8.6.2.3.6. Karakteristike dodatnog opterećenja utvrđuje JP EMS. Korišćenje dodatnog tereta potrebno je svesti na najmanju moguću meru i isključivo kod strujnog mernog transformatora na postojećim mernim mestima. Kod novih mernih mesta po pravilu ne bi trebalo koristiti dodatno opterećenje, već se mora pravilno izabrati nazivna prividna snaga mernog jezgra strujnog mernog transformatora.
8.6.2.3.7. Priključni kontakti dodatnog opterećenja moraju da budu tako izvedeni da ih je moguće zaštititi plombom JP EMS i plombom korisnika prenosnog sistema.
8.6.2.3.8. Ukupno opterećenje svakog sekundarnog namotaja strujnog mernog transformatora, uključujući i priključne veze, mora da se kreće od 25% do 100% ukupnog nazivnog opterećenja tog namotaja.
8.6.2.3.9. Poprečni presek provodnika strujnih mernih kola od sekundarnih priključnih stezaljki strujnog mernog transformatora do merno-priključne kutije mora iznositi najmanje 2,5 mm2 za dužine voda po fazi manje od 100 m, odnosno 4 mm2 za dužine voda po fazi veće od 100 m. Merni strujni vodovi po fazama treba da budu izvedeni sa trajnim oznakama na oba kraja.
8.6.2.3.10. Strujna merna kola brojila ili grupe brojila električne energije za svako mesto merenja treba da se galvanski priključe na sekundarni namotaj svake faze preko odgovarajućeg strujnog mernog transformatora preko zasebnog dovodnog i odvodnog provodnika.
8.6.2.3.11. Priključne veze mernih i pomoćnih električnih kola moraju da budu izvedene tako da imaju odgovarajuću zaštitu od mehaničkih i električnih uticaja.
8.6.2.4. Naponski merni transformatori
8.6.2.4.1. Na merni namotaj naponskog mernog transformatora se galvanski priključuju merna naponska kola brojila električne energije, kao i naponska kola ostalih mernih i zaštitnih uređaja. Merna kola za brojila električne energije, radi selektivnosti, moraju biti izvedena preko posebnog naponskog automata sa obaveznim signalnim kontaktom, koji je smešten u razvodnom ormanu naponskog transformatora.
8.6.2.4.2. Ukupno opterećenje mernog namotaja naponskog mernog transformatora, uključujući i merna naponska kola brojila električne energije, ne sme preći nazivnu prividnu snagu naponskog mernog transformatora.
8.6.2.4.3. Posebna sekundarna merna kola naponskog mernog transformatora samo za brojila električne energije moraju biti zaštićena posebnim naponskim automatima i signalnim kontaktom koji se moraju ugraditi što je moguće bliže sekundarnim priključnim stezaljkama naponskog mernog transformatora (u komandnom ormanu u samom polju ovog transformatora). Takođe se u sekundarnim mernim kolima naponskog mernog transformatora mora ugraditi i signalizacija prisutnosti svakog mernog napona. Signal ispada naponskog automata i signali prisutnosti mernih napona moraju biti uvedeni u jedinstveni sistem signalizacije objekta gde će svaki događaj biti registrovan sa vremenskom značkom. U objektima u kojima nije moguće izvesti poseban signal alarma o ispadu naponskog automata, kao identifikator ovog događaja će se koristiti podaci iz registra događaja u samom brojilu. Merni naponski vodovi po fazama treba da budu izvedeni u različitim bojama i obeleženi trajnim oznakama na oba kraja.
8.6.2.4.4. Dozvoljeni relativni pad napona u posebnim sekundarnim mernim naponskim kolima od naponskog mernog transformatora do brojila električne energije mora biti manji ili jednak 0,1% sekundarnog nazivnog napona naponskog mernog transformatora. Poprečni presek provodnika mernih naponskih kola mora biti izabran u odnosu na navedeni dozvoljeni relativni pad napona.
8.6.2.4.5. Ukupno opterećenje na svakom sekundarnom namotaju naponskog mernog transformatora, uključujući i opterećenje priključnih provodnika, mora biti u rasponu od 25% do 100% ukupnog nazivnog opterećenja sekundarnog namotaja. Ako je naponski merni transformator opterećen ispod 25% njegovog nazivnog opterećenja u njegovo sekundarno kolo mora se uključiti dodatni teret radi održavanja zahtevane klase tačnosti obračunskog, odnosno kontrolnog merenja.
8.6.2.4.6. Priključne veze mernih i pomoćnih električnih kola moraju da budu izvedene tako da imaju odgovarajuću zaštitu od mehaničkih i električnih uticaja.
8.6.3.1. Uvod
8.6.3.1.1. Svako brojilo mora biti galvanski priključeno na merne transformatore čije su karakteristike definisane u odeljku 8.6.2. Galvansko mesto priključenja i razdvajanja brojila od mernih električnih kola je merno-priključna kutija sa 20 konektora.
8.6.3.1.2. Na svim mernim mestima na interkonektivnim dalekovodima na naponskim nivoima većim ili jednakim 110 kV, kao i na mernim mestima proizvodnje električne energije, pored obračunskog brojila obavezna je i ugradnja kontrolnog brojila električne energije istih tehničkih karakteristika i iste klase tačnosti. Za obračun se koriste podaci sa obračunskog brojila.
8.6.3.1.3. Brojila aktivne i reaktivne električne energije moraju da budu u skladu sa nacionalnim metereološkim propisima, propisima koji uređuju uslove isporuke električne energije i sledećim IEC standardima:
- IEC 62053-22 - Statička brojila za aktivnu energiju (klase tačnosti 0,2S i 0,5S);
- IEC 62053-23 - Statička brojila za reaktivnu energiju (klase tačnosti 2 i 3).
8.6.3.1.4. Na poklopac priključnih stezaljki brojila i na taster za resetovanje brojila stavljaju se plombe JP EMS. Na svim mestima interkonekcije na poklopac priključnih stezaljki brojila stavljaju se plombe JP EMS.
8.6.3.2. Klasa tačnosti
8.6.3.2.1. Minimalna zahtevana klasa tačnosti za brojila iz odeljka 8.6.3.1. zavisi od vrste mernog mesta i navedena je u tabeli 8.2.
Tabela
Merno mesto |
Klasa tačnosti: |
|
Brojilo aktivne energije |
Brojilo reaktivne energije |
|
interkonektivni dalekovod |
0,2S + 0,2S (*) |
2 + 2 (*) |
proizvodnja električne energije |
0,2S + 0,2S (*) |
2 + 2 (*) |
distributivni objekat |
0,2S |
2 |
kupac (odobrena snaga preko 1600 kW) |
0,2S |
2 |
kupac (odobrena snaga do 1600 kW) |
0,5S |
3 |
(*) Obračunsko brojilo i kontrolno brojilo
8.6.3.3. Pomoćno napajanje brojila
8.6.3.3.1. Sopstveno napajanje potrebno za rad brojila obezbeđuje se iz pomoćnog izvora napajanja i naponskih mernih kola sa priključnih stezaljki brojila. Brojilo se po pravilu napaja preko mernih naponskih kola. Pomoćni izvor napajanja je alternativa napajanju preko mernih naponskih kola. Mora se obezbediti galvansko razdvajanje ova dva izvora sopstvenog napajanja brojila.
8.6.3.3.2. U slučaju prestanka rada oba izvora napajanja, interna baterija brojila mora da obezbedi napajanje vremenske baze unutar uređaja najmanje tri naredna meseca.
8.6.3.4. Registrovanje podataka
8.6.3.4.1. U brojilu moraju se čuvati zamrznuta stanja svih konfigurisanih registara za aktivnu i reaktivnu energiju i maksimalnu snagu najmanje za dvanaest meseci unazad, posle čega se vrši ciklični upis: trinaesti mesec umesto prvog meseca itd. Merni podaci koji se čuvaju u memoriji moraju biti sačuvani i u slučajevima kad brojilo nije napajano.
8.6.3.4.2. Brojila moraju da budu opremljena optičkim infracrvenim komunikacionim portom u skladu sa protokolom IEC 62056-21 za lokalno očitavanje svih registara brojila.
8.6.4.1. Na komandnoj tabli mora biti prikazan signal zbirnog alarma brojila koji obuhvata pojedinačne alarme kao što su:
- greška u radu brojila;
- gubitak mernog napona;
- gubitak pomoćnog napajanja.
Svaki alarm brojila se posebno beleži sa vremenom i datumom nastanka u registru brojila. Ove podatke mora biti moguće očitati na licu mesta (lokalno, na objektu) ili daljinski.
8.6.4.2. Zbirni alarm se grupiše u lokalnu signalnu petlju i šalje u nadležni centar JP EMS.
8.6.5. Vremenska baza u brojilima
8.6.5.1. Brojilo mora biti opremljeno internom vremenskom bazom. Ovi interni satovi se podešavaju prema lokalnom važećem vremenu. Vremenska baza mora da poseduje mogućnost automatske sezonske korekcije vremena koja se primenjuje na području Republike Srbije.
8.6.5.2. Kada ne postoji signal spoljne sinhronizacije, interni sat ne sme da odstupa za više od 15 sekundi tokom jednog meseca.
8.6.5.3. Sinhronizacija internog sata se vrši bilo putem daljinske komunikacije prema brojilu putem distribucije signala sa etalona vremenske baze JP EMS, ili putem distribucije signala lokalnog uređaja za distribuciju tačnog vremena.
8.6.5.4. Uređaj mora da poseduje podesiv sinhronizacioni prozor. Osnovno podešavanje sinhronizacionog prozora je ± 3 minuta.
8.6.5.5. Merna mesta mogu da budu opremljena i GPS prijemnikom koji omogućava lokalnu sinhronizaciju internih vremenskih baza brojila. JP EMS odlučuje da li postoji potreba za ugradnjom lokalnog GPS prijemnika i obezbeđuje GPS prijemnik u slučaju potrebe.
8.6.5.6. JP EMS vrši daljinsku sinhronizaciju vremenske baze na brojilu, koja ima prioritet u odnosu na lokalnu sinhronizaciju.
8.6.6.1. Komunikacioni protokol
8.6.6.1.1. Sve vrednosti koje registruju brojila očitavaju se:
- lokalno preko optičkog porta prema IEC 62056-21;
- daljinski preko protokola dlms prema IEC 62056-42/46/53/61/62.
8.6.6.1.2. Daljinska komunikacija brojila ili niza brojila sa sistemom SRAAMD realizuje se preko komunikacionih portova brojila RS 485.
8.6.6.1.3. U slučaju brojila koja poseduju zaseban komunikacioni port RS 232, pristup ovom portu će se omogućiti korisniku radi obavljanja istovremenog pristupa podacima sa brojila (isključivo opcija očitavanja svih registara brojila) u periodima kada komunikaciju obavlja JP EMS. Istovremeni pristup će biti omogućen samo ako postoji zasebni komunikacioni uređaj i zasebni telefonski broj preko koga korisnik obavlja komunikaciju za svoje potrebe.
8.6.6.2. Komunikacioni medijum
8.6.6.2.1. Za potrebe daljinskog očitavanja brojila mora biti obezbeđen jedan od sledećih komunikacionih medijuma:
- javna telefonska mreža;
- GSM/GPRS mreža mobilne telefonije;
- optička vlakna u zaštitnom užetu dalekovoda u prenosnoj mreži (OPGW/Ethernet).
8.6.6.2.2. Jedna komunikaciona linija može da opslužuje nekoliko brojila, a takođe može da se koristi za nekoliko mernih mesta, ukoliko su brojila grupisana približno na istom mestu, a različito adresirana, pri čemu se mora koristiti isključivo komunikacioni port RS 485.
8.6.6.2.3. Komunikacioni medijum mora obezbediti stalnu dostupnost brojila za potrebe daljinskog očitavanja.
8.6.6.3. Komunikacioni interfejs
8.6.6.3.1. Da bi mogli da budu povezani na komunikacioni medijum, brojila sadrže komunikacione interfejse koji su kompatibilni sa uređajima za podršku, kao što su modemi, komunikacioni razdelnici, multiplekseri, oprema na krajevima optičkih kablova, itd.
8.6.6.3.2. Komunikacione jedinice mogu biti interne (ugrađene u brojilo) i eksterne, kao posebni komunikacioni uređaji.
8.6.6.3.3. Kod eksternih komunikacionih uređaja, veza sa brojilima realizuje se po pravilu preko porta RS 485, a u specifičnim slučajevima preko porta RS 232.
8.6.7. Integrisanje i okruženje
8.6.7.1. Brojila, uređaji za nadzor i komunikaciju moraju da budu integrisani u jedinstveni korisnički sistem (za jedno ili više mernih mesta) u cilju:
- zaštite komponenti putem kućišta i plombi koji onemogućavaju neovlašćeni pristup;
- kontrole temperature u skladu sa okruženjem u kojem oprema funkcioniše;
- zaštite od vlage, prašine, udara i vibracija iz okruženja;
- ostvarivanja elektromagnetne kompatibilnosti sa okolnom opremom;
- omogućavanja ispitivanja svakog brojila i komunikacionog interfejsa bez remećenja razmene električne energije sa prenosnom mrežom.
8.6.7.2. Za sva merna mesta u jednom objektu, mora da se obezbedi dodatno pomoćno napajanje preko spoljnog jednofaznog izvora napajanja 57-230 VAC, odnosno 48-240 VDC; 50 VA radi napajanja brojila i komunikacionih interfejsa, spojnih veza između komponenti, uključujući sve potrebne zaštitne uređaje mernih i pomoćnih električnih kola.
8.6.7.3. Pomoćni spoljni izvor napajanja brojila električne energije i svih pomoćnih uređaja mora biti zaštićen automatskim osiguračima od 2 A sa funkcijom prekidača (dvopolno prekidanje).
8.6.7.4. Brojila, uređaji za nadzor i komunikaciju za jedno ili više mernih mesta se smeštaju u jedinstveni merni orman. Tip, specifikaciju pribora i montažnu šemu mernog ormana određuje JP EMS.
8.7. Puštanje u rad merne opreme
8.7.1. Prilikom puštanja u rad, ugradnje ili zamene merne opreme JP EMS obavlja sledeće aktivnosti:
- pregled karakteristika dijagrama opterećenja;
- verifikaciju testova usklađenosti koje je obavio isporučilac;
- konfiguraciju brojila i registara podataka;
- proveru klase tačnosti brojila;
- kontrolu ispravnog galvanskog priključenja (svih mernih i komunikacionih kola) brojila;
- kontrolu raspoloživosti lokalnog i daljinskog očitavanja upisanih vrednosti sa brojila;
- kontrolu ispravnosti plombi na mernoj opremi;
- evidentiranje identifikacija merne opreme.
8.7.2. Nakon puštanja u rad, ne smeju se vršiti neovlašćene izmene na mernoj opremi bez pismenog naloga JP EMS. Svaka neovlašćena izmena na opremi povlači ponovnu proveru i puštanje u rad opreme po svim navedenim funkcijama u tački 8.7.1. na trošak strane koja je sprovela neovlašćenu izmenu.
8.8. Konfiguracija merne opreme
8.8.1. Pod konfiguracijom merne opreme podrazumevaju se:
- izbor i definisanje prenosnih odnosa mernih transformatora ugrađenih na mernom mestu;
- izbor kvadranta u kojem će se vršiti merenje i registrovanje električne energije u zavisnosti od mogućeg smera električne energije;
- konfiguracija brojila na mernom mestu u skladu sa potrebama obračuna pristupa prenosnom sistemu i drugih obračuna električne energije.
8.8.2. Prenosne odnose mernih transformatora definiše JP EMS prema naponskom nivou i mestu priključenja, odnosno povezivanja i prenosnom kapacitetu opreme.
8.8.3. Pod konfiguracijom brojila podrazumeva se određivanje unutrašnjih parametara brojila koje mora biti u skladu sa tehničkim karakteristikama mernog mesta i zahtevima postavljenim od strane JP EMS. Konfiguracija brojila može biti primarna ili sekundarna, već prema tome da li brojilo prikazuje primarne ili sekundarne vrednosti obračunskih veličina. Konfiguracija brojila mora imati svoju jednoznačnu oznaku (ime).
8.8.4. Popis svih postavljenih prenosnih odnosa mernih transformatora i konfiguracija brojila sa svih mernih mesta unosi se u odgovarajući dokument, saglasno dogovoru JP EMS i korisnika prenosnog sistema.
8.8.5. JP EMS definiše i realizuje parametre konfiguracije brojila za svako merno mesto koji su neophodni za njihov rad, registre podataka, nadzor uređaja i komunikacionih veza, u cilju obezbeđenja:
- merenja u skladu sa zahtevanom klasom tačnosti;
- evidentiranja izmerenih vrednosti u formi 15-minutnih vremenskih intervala;
- raspoloživosti lokalne i daljinske komunikacije prema svim ovlašćenim stranama koje imaju pravo pristupa mernim podacima.
8.8.6. Samo je JP EMS ovlašćen da vrši izmene konfiguracije merne opreme.
8.8.7. JP EMS je odgovoran za održavanje odnosno ažuriranje konfiguracije merne opreme tako da ona uvek bude kompatibilna sa karakteristikama mesta priključenja, odnosno povezivanja.
8.8.8. JP EMS pismeno obaveštava korisnika prenosnog sistema o promenama konfiguracije brojila.
8.8.9. Obračunske konstante za električnu energiju i snagu moraju biti na odgovarajući način unete u aplikacije za obračun i mogu se menjati samo preko posebnog pismenog naloga koji izdaje JP EMS na osnovu zapisnika o promeni obračunske konstante sačinjenog između ovlašćenih predstavnika JP EMS i korisnika prenosnog sistema.
8.8.10. Radnu konfiguraciju brojila JP EMS će dostaviti korisniku prenosnog sistema kao dokument na njegov zahtev.
8.8.11. JP EMS evidentira i čuva u arhivi podatke koji opravdavaju radnu konfiguraciju brojila.
8.9. Ispitivanje i kontrola merne opreme
8.9.1. Ispitivanje merne opreme
8.9.1.1. JP EMS ispituje ispravnost i tačnost merne opreme na svakom mernom mestu prilikom puštanja u rad, kao i u toku rada, pri čemu se brojila ispituju najmanje jednom godišnje.
8.9.1.2. U postupku ispitivanja ispravnosti i tačnosti merne opreme, vrše se sledeće aktivnosti:
- provera ispravnosti i neoštećenosti svih žigova na mernoj opremi;
- provera prenosnog odnosa strujnih i naponskih mernih transformatora;
- provera svih veza od mernih transformatora do brojila;
- provera ispravnosti rada brojila uključujući i etalonsko ispitivanje;
- provera statusa i konfiguracije brojila;
- provera prikaza na displeju brojila;
- provera funkcionisanja izlaznih kontakta brojila;
- provera lokalne i daljinske komunikacije sa brojilom.
8.9.1.3. U slučaju kada rezultati ispitivanja ukazuju da jedna ili više komponenti merne opreme više ne odgovara zadatim tehničkim uslovima iz akta o priključenju, odnosno povezivanju, vlasnik, odnosno nosilac prava korišćenja takve komponente, je dužan da zameni neispravnu komponentu u najkraćem mogućem roku po dobijanju rezultata ispitivanja. U slučaju kvara opreme za koju postoji redundansa, ovaj rok može biti najviše 30 dana.
8.9.1.4. Nakon zamene stare, odnosno ugradnje nove merne opreme, JP EMS ispituje na licu mesta novougrađenu opremu.
8.9.1.5. U slučaju da JP EMS ili korisnik prenosnog sistema posumnja u ispravnost rada merne opreme, JP EMS je dužan da organizuje ispitivanje ove opreme u najkraćem mogućem roku.
8.9.2.1. JP EMS vrši kontrolu ugrađenih brojila najmanje jednom godišnje.
8.9.2.2. U cilju kontrole brojila JP EMS sprovodi sledeće aktivnosti:
- vizuelni pregled ispravnog rada brojila i prikaza mernih podataka na registrima brojila;
- vizuelni pregled ispravnosti svih žigova na brojilu;
- poređenje vrednosti energije registrovane na obračunskom brojilu sa vrednostima energije registrovanim na kontrolnom brojilu (ukoliko je ugrađeno na određenom mernom mestu) - ovo odstupanje mora biti u granicama definisanim klasom tačnosti obračunskog i kontrolnog brojila;
- akviziciju signala sa uređaja za nadzor;
- analizu signala i alarma koji su zabeleženi u registrima događaja brojila;
- analizu vrednosti faznih napona koje se dovode na brojilo na mernom mestu;
- analizu fazorskog dijagrama trenutnih napona i struja i njihov ispravni redosled na mernom mestu.
8.9.2.3. Vlasnik, odnosno nosilac prava korišćenja objekta, obezbeđuje kontrolu ispravnosti rada brojila u objektu putem nadzora i očitavanja signala na licu mesta. U slučaju pojave alarma ili signala koji obaveštava o odstupanju od ispravnog rada brojila, korisnik prenosnog sistema bez odlaganja obaveštava o tome JP EMS.
8.9.3. Kontrola mernih transformatora
8.9.3.1. JP EMS i vlasnik mernih transformatora, vrše kontrolu ugrađenih mernih transformatora jednom u dve godine ili kada se za to pokaže potreba i kada postoje preduslovi da se ova kontrola uspešno obavi (prilikom remonta u objektu ili isključenja mernog izvoda).
8.9.3.2. U cilju kontrole mernih transformatora, sprovode se sledeće aktivnosti:
- vizuelni pregled mernih transformatora;
- utvrđuje se ispravnost svih žigova na mernim transformatorima;
- utvrđuje se usaglašenost prevezanosti primarne strane strujnog mernog transformatora sa dokumentacijom u objektu i onom koju poseduje JP EMS;
- merenje prenosnog odnosa mernog transformatora;
- merenje sekundarnog opterećenja mernog transformatora;
- vrši se akvizicija signala sa uređaja za nadzor;
- analiza signala i alarma koji su zabeleženi u registratorima događaja na objektu;
- analiza vrednosti faznih napona i struja.
8.9.3.3. Vlasnik, odnosno nosilac prava korišćenja mernih transformatora obezbeđuje kontrolu ispravnosti rada mernih transformatora na objektu putem nadzora i očitavanja signala na licu mesta. U slučaju pojave kvara ili signala koji obaveštava o odstupanju od ispravnog rada mernih transformatora, korisnik prenosnog sistema bez odlaganja obaveštava o tome JP EMS. Vlasnik mernog transformatora i JP EMS zajednički analiziraju događaj i određuju da li je potrebno izvršiti zamenu mernog transformatora.
8.9.3.4. U slučaju da je merni transformator došao u neispravno stanje, vlasnik, odnosno nosilac prava korišćenja mernog transformatora je nosilac posla zamene ove opreme. Neispravni merni transformator se mora zameniti u dogovoru sa JP EMS, u najkraćem mogućem roku, sa mernim transformatorom istog ili sličnog tipa, na osnovu standardnih rokova isporuke ove vrste opreme koje daje isporučilac, i na osnovu mogućnosti u prenosnom sistemu da se ova zamena izvrši.
8.10.1.1. JP EMS vodi bazu podataka o brojilima, kao i o izmerenim veličinama sa ovih uređaja, a na koje se odnose odredbe Pravila.
8.10.1.2. Baza podataka sadrži identifikaciju merne opreme u skladu sa jedinstvenim identifikacionim EIC Z kodom na osnovu koje je moguće utvrditi sledeće:
- lokaciju priključenog, odnosno povezanog objekta;
- priključni, odnosno povezni izvod;
- podatke o korisniku prenosnog sistema;
- podatke o trenutnom snabdevaču, kao i o ranijim snabdevačima korisnika prenosnog sistema;
- podatke o balansno odgovornoj strani;
- obračunsku konstantu svakog mernog mesta korisnika;
- sastav merne opreme, konfiguraciju i rezultate preduzetih radova na održavanju;
- identifikaciju i vrednosti koje su izmerene i zapisane o priključnom, odnosno poveznom izvodu;
- prava pristupa podacima i preduzete mere zaštite od neovlašćenog pristupa.
8.10.1.3. Neophodno je da u svakom trenutku i u svim uslovima bude poznat izvor svakog mernog podatka koji se koristi u skladu sa svrhom i zahtevima Pravila.
8.10.1.4. Dozvoljen je period od najviše dve nedelje od datuma puštanja u rad brojila ili izmena na mernoj opremi do ažuriranja baze podataka.
8.10.1.5. Baza mernih podataka mora da sadrži izvorne vrednosti prikupljene daljinski ili lokalno sa brojila, korekcije za podatke koji se koriguju sa gubicima električne energije u prenosu i transformaciji i supstituisane vrednosti u skladu sa navedenim pravilima. Baza podataka mora da omogući:
- identifikaciju merne opreme koja odgovara svakoj veličini i vrednosti dobijenoj sa merne opreme, u skladu sa njenom šifrom u bazi podataka;
- određivanje tipa merenja (kW, kWh, kvar, kvarh) za datu vrednost;
- jasnu i nedvosmislenu identifikaciju izvorne vrednosti, te korigovane vrednosti gubitaka i supstituisane vrednosti;
- vezu sa izvornom vrednošću za svaku korigovanu ili supstituisanu vrednost;
- vremensku značku o datumu akvizicije izvornih vrednosti i datumu supstitucije podataka.
8.10.1.6. JP EMS stavlja na raspolaganje podatke o izmerenim i izračunatim vrednostima iz baze mernih podataka korisnicima prenosnog sistema za objekte preko kojih im se isporučuje, odnosno preuzima električna energija, kao i njihovim snabdevačima.
8.10.1.7. Korisnici prenosnog sistema i njihovi snabdevači pristupaju mernim i obračunskim podacima preko internet platforme koja prikazuje sve podatke dobijene daljinskim očitavanjem brojila kao i sve rezultate obračuna za korisnika. Korisnici preko ove platforme mogu pogledati i preuzeti samo one podatke koji se odnose na njihovo korišćenje prenosnog sistema, dok snabdevači mogu preuzeti samo one podatke vezane za merna mesta korisnika koje snabdevaju.
8.10.1.8. Baza mernih podataka sadrži sve potrebne podatke koji se odnose na rad merne opreme za poslednjih 5 godina.
8.10.1.9. Podaci stariji od 5 godina se čuvaju u arhivi baze podataka. Arhiviranje baze mernih podataka obavlja se redovno u cilju čuvanja podataka, a dužina čuvanja podataka u arhivi iznosi deset godina.
8.10.2. Daljinska akvizicija podataka
8.10.2.1. JP EMS je odgovoran za daljinsku akviziciju mernih podataka koje su lokalno zabeležila brojila kako bi se popunila baza podataka.
8.10.2.2. Ovakvo daljinsko prikupljanje podataka izvodi se u skladu sa komunikacionim protokolima navedenim u odeljku 8.6.6. Pravila, putem komunikacionog medijuma i komunikacionog interfejsa sa mernom opremom.
8.10.2.3. Ukoliko dođe do dužeg prekida komunikacije, JP EMS sprovodi lokalno očitavanje brojila i prebacuje očitane podatke direktno u bazu podataka. Ovaj postupak se mora obaviti u roku koji omogućava da svi neophodni merni podaci budu raspoloživi prilikom vršenja obračuna.
8.10.2.4. JP EMS redovno očitava merne podatke u svakom objektu u određenim vremenskim razmacima. Period očitavanja mora da bude u skladu sa potrebama obračuna pristupa prenosnom sistemu, u skladu sa potrebama obračuna balansnog odstupanja, kao i u skladu sa preuzetim ugovornim obavezama, uz uvažavanje vremena neophodnog za obavljanje procesa validacije i supstitucije podataka.
8.10.2.5. Vremenski interval očitavanja je jedan dan. Ukoliko su uslovi na komunikacionim linijama takvi da ne dozvoljavaju prikupljanje mernih podataka, JP EMS će preispitati periode akvizicije u cilju uvođenja češćeg očitavanja brojila.
8.10.3.1. JP EMS proverava i potvrđuje verodostojnost prikupljenih mernih podataka, vrši validaciju podataka, a pre unošenja mernih podataka u bazu podataka.
8.10.3.2. Svrha postupka provere validnosti podataka dobijenih merenjima je:
- da se proveri ima li nedostajućih podataka ili nepotpunih informacija nakon izvršenog očitavanja brojila;
- da se proveri da li je na mernoj opremi u toku provera, popravka i da li se vršila neka lokalna intervencija u periodu za koji je vršeno očitavanje;
- da se utvrdi da li uređaj za nadzor signalizira odsustvo pomoćnog napajanja u dane očitavanja podataka;
- da se utvrdi da nije bilo odstupanja lokalnog vremena na brojilu u odnosu na referentno vreme tokom čitavog obračunskog perioda;
- da se utvrdi da li su svi prikupljeni podaci realni i u skladu sa mogućim opterećenjima na konkretnom mernom mestu.
8.10.3.3. Prilikom validacije se upoređuju merni podaci dobijeni sa obračunskih i kontrolnih brojila, a potom se vrši upoređivanje energije dobijene na osnovu razlike stanja registara energije sa energijom dobijenom integracijom dijagrama opterećenja. Takođe, dobijeni podaci se upoređuju sa podacima iz prethodnog obračunskog perioda, kao i sa podacima za isti obračunski period u prethodnim godinama.
8.10.3.4. Dozvoljena razlika između vrednosti registrovanih preko obračunskog i kontrolnog brojila mora biti unutar granica deklarisane tačnosti brojila.
8.10.3.5. Dozvoljena razlika između vrednosti električne energije obračunate na osnovu dijagrama opterećenja i energije izračunate na osnovu početnih i krajnjih stanja registara brojila mora biti manja od 0,1%.
8.10.4.1. U slučaju nevalidnosti podataka ili utvrđivanja greške merenja, JP EMS obavlja supstituciju nevalidnih mernih podataka, odnosno nedostajućih mernih podataka.
8.10.4.2. JP EMS supstituiše nevalidne, odnosno, nedostajuće merne podatke uvažavajući sledeći redosled:
- podacima koje je registrovalo kontrolno brojilo, ukoliko je ovakvo brojilo sastavni deo merne opreme, i ako je izvršena provera tačnosti podataka;
- alternativno, podacima dobijenim preko SCADA sistema JP EMS ako su za takvo merno mesto raspoloživi podaci;
- procenom na osnovu sličnog prethodnog perioda razmene električne energije preko prenosne mreže (pravila o izboru takvih perioda utvrđuju se međusobnim sporazumom između JP EMS i korisnika prenosnog sistema).
8.10.4.3. U slučajevima utvrđenim propisom kojim se uređuju uslovi isporuke električne energije, supstitucija mernih podataka vrši se u skladu sa tim propisom.
8.10.4.4. JP EMS mora dokumentovati supstituciju mernih podataka za potrebe interne revizije i kontrole obračuna.
8.10.4.5. Ukoliko se tokom ispitivanja, redovne ili vanredne kontrole merne opreme, utvrdi da je merenje, odnosno registrovanje mernih podataka bilo netačno, merni podaci će se zameniti u bazi podataka u skladu sa pravilima za supstituciju iz ovog odeljka i to za period:
- od dana nastanka kvara, ako se vreme nastanka kvara može pouzdano utvrditi;
- koji se utvrdi na osnovu analize raspoloživih podataka.
8.10.4.6. Ako se supstitucija mernih podataka sprovodi nakon izvršenog obračuna, potrebno je izvršiti ispravku obračuna i supstituisane podatke dostaviti korisniku.
8.11.1. Direktan pristup mernim podacima sa brojila putem daljinske i lokalne komunikacije je dozvoljen samo ovlašćenim licima JP EMS zaduženim za konfiguraciju, održavanje, validaciju, supstituciju i akviziciju podataka i korisnicima mernih podataka. Korisnici mernih podataka su:
- korisnik prenosnog sistema ili njegovi ovlašćeni predstavnici radi uvida i prikupljanja podataka koji se odnose na njegovo merno mesto;
- snabdevač korisnika prenosnog sistema;
- druga lica u skladu sa propisima.
8.11.2. JP EMS je odgovoran za organizovanje i izdavanje odgovarajućih dozvola za pristup mernim podacima i za definisanje nivoa prava pristupa, vodeći istovremeno računa o sigurnosti lokalnih podataka u objektu i bazi podataka.
8.11.3. JP EMS obezbeđuje delegiranje prava daljinskog pristupa mernim podacima na brojilu tako što definiše spisak ovlašćenih korisnika mernih podataka u cilju izbegavanja konflikta između ovlašćenih strana. JP EMS dodeljuje vreme pristupa mernim podacima vodeći računa o potrebama za akvizicijom podataka JP EMS i korisnika mernih podataka u skladu sa principom nediskriminacije.
8.11.4. Nepoštovanje odredbi utvrđene raspodele vremena pristupa mernim podacima dovodi do ukidanja prava pristupa mernim podacima.
8.11.5. Ako korisnik mernih podataka to zahteva, JP EMS će na mernom mestu dozvoliti pristup odgovarajućem komunikacionom portu brojila za lokalno ili daljinsko očitavanje i to:
- u opštem smislu, preko IC komunikacionog porta prema IEC 62056-21;
- alternativno, preko serijskog komunikacionog porta i dlms protokola prema IEC 62056-42/46/53/61/62.
JP EMS dodeljuje korisniku mernih podataka pravo samoočitavanja sa lozinkama za pristup brojilu i vremenski interval u kojem se ova komunikacija može vršiti.
8.11.6. Obaveza korisnika mernih podataka je da koriste zvanične, licencirane aplikacije za daljinsku komunikaciju i prenos podataka kao i da koriste isključivo one lozinke za samoočitavanje koje im je dodelio JP EMS.
8.11.7. JP EMS obezbeđuje sigurnost lokalno registrovanih podataka na brojilima, kao i sigurnost baze mernih podataka i registara u brojilima.
8.11.8. JP EMS nema ovlašćenje da menja podatke koji su lokalno registrovani na brojilima, izuzev za vreme perioda ispitivanja brojila i provere instalacije (samo za period trajanja ispitivanja). O svakoj intervenciji nad brojilima sačinjava se zapisnik koji sadrži podatke o neregistrovanoj ili neispravno registrovanoj električnoj energiji.
PRELAZNE I ZAVRŠNE ODREDBE
9.1. Usaglašavanje sa pravilima
9.1.1.1. Prenosni objekti
9.1.1.1.1. Usaglašavanje tehničkih karakteristika prenosnih objekata i centara upravljanja JP EMS sa tehničkim uslovima iz Pravila mora se urediti u planovima razvoja prenosnog sistema u roku od tri godine nakon stupanja Pravila na snagu.
9.1.1.2. Distributivni objekti povezani sa prenosnim sistemom
9.1.1.2.1. Usaglašavanje tehničkih karakteristika distributivnih objekata povezanih sa prenosnim sistemom (objekti čijim delovima upravlja operator prenosnog sistema) i distributivnih centara upravljanja koji upravljaju ovim objektima sa tehničkim uslovima iz Pravila, mora se urediti u planovima razvoja distributivnih sistema u roku od tri godine nakon stupanja Pravila na snagu.
9.1.1.3. Objekti kupaca i proizvođača
9.1.1.3.1. U slučajevima za koje je predviđeno izdavanje Rešenja o priključenju mora se pristupiti potpunom usaglašavanju objekta i centara upravljanja kupca i proizvođača sa tehničkim uslovima iz Pravila, izuzev po onim pitanjima za koje je prethodno odobreno trajno izuzimanje od usaglašavanja.
9.1.1.4. Merenje električne energije
9.1.1.4.1. Postojeći ugrađeni merni transformatori koji ne zadovoljavaju kriterijume iz ovih pravila će se i dalje koristiti do prve veće rekonstrukcije objekta. U slučajevima postojećih mernih transformatora kojima drugo merno jezgro ne zadovoljava klasu tačnosti 0,2 do usaglašavanja može se koristiti njihovo prvo merno jezgro klase tačnosti 0,2 za galvansko priključenje i obračunskog i kontrolnog brojila. U slučaju strujnih mernih transformatora sa jednim mernim jezgrom, i obračunsko i kontrolno brojilo će biti galvanski priključeno na prvo merno jezgro.
9.1.1.4.2. Kod objekata gde postoji više prekidnih mesta u vezi merni transformator - brojilo, potrebno je pozvati se na tehničku dokumentaciju objekta i šemu merenja uraditi u skladu sa postojećim stanjem u objektu. Svaka intervencija na bilo kom prekidnom mestu na vezi merni transformator - brojilo mora biti dokumentovana i izveštaj dostavljen JP EMS.
9.1.2. Izveštaj o usaglašenosti
9.1.2.1. JP EMS u roku od 6 meseci nakon stupanja Pravila na snagu dostavlja korisnicima prenosnog sistema zahtev za podatke o neusaglašenosti sa tehničkim specifikacijama i standardima uređenim u Pravilima.
9.1.2.2. Korisnici prenosnog sistema su dužni da dostave JP EMS sve podatke u skladu sa zahtevom iz tačke 9.1.2.1. u roku od 3 meseca nakon prijema ovog zahteva.
9.1.2.3. Na osnovu podataka iz tačke 9.1.2.2. i rezultata redovnih i vanrednih ispitivanja JP EMS će izraditi izveštaje o usaglašenosti prenosnih objekata, te objekata i centara upravljanja korisnika prenosnog sistema sa odredbama Pravila najkasnije u roku od dve godine od dana stupanja na snagu Pravila.
9.1.3.1. U cilju određivanja postupka usaglašavanja centara upravljanja, prenosnih i objekata korisnika prenosnog sistema sa odredbama Pravila, a na osnovu izveštaja o usaglašenosti, izrađuju se planovi usaglašavanja.
9.1.3.2. JP EMS izrađuje planove usaglašavanja koji se odnosi na funkcionisanje celokupnog prenosnog sistema, centre upravljanja JP EMS i za prenosne objekte.
9.1.3.3. Korisnici prenosnog sistema izrađuju plan usaglašavanja za svoje objekte u roku i formatu koji odredi JP EMS.
9.1.3.4. U planovima usaglašavanja potrebno je navesti:
- opis potrebne opreme i radova;
- rok za sprovođenje plana usaglašavanja.
9.1.3.5. JP EMS odobrava, odnosno nalaže unošenja izmena u planove usaglašavanja korisnika prenosnog sistema.
9.1.3.6. Sve planove usaglašavanja potrebno je izraditi najkasnije u roku od dve godine od dana stupanja na snagu Pravila.
9.1.4. Trajno izuzimanje od usaglašavanja
9.1.4.1. Objekti za proizvodnju električne energije mogu biti trajno izuzeti od usaglašavanja sa Pravilima u slučajevima kada su kumulativno ispunjeni sledeći uslovi:
- usaglašavanje zahteva promenu agregata;
- neusaglašenost ne narušava uslove normalnog rada elektroenergetskog sistema;
- neusaglašenost ne ugrožava pristup prenosnom sistemu ostalim korisnicima prenosnog sistema.
9.1.4.2. Zahtevi za trajno izuzimanje od usaglašavanja sa Pravilima moraju se dokumentovati.
9.1.4.3. Pitanje narušavanja uslova normalnog rada elektroenergetskog sistema ocenjuje isključivo JP EMS.
9.1.4.4. JP EMS je ovlašćen da odluči o trajnom izuzimanju od usaglašavanja sa odredbama Pravila.
9.2.1. Sastavni deo Pravila su i sledeći prilozi:
- Prilog A: Standardni podaci;
- Prilog B: Koncepcija povezivanja tehničkih sistema upravljanja.
9.3.1. Inicijativu za izmenu, odnosno dopunu Pravila može dati JP EMS, Agencija, proizvođač električne energije, operator distributivnog sistema, javni snabdevač, snabdevač i kupac čiji je objekat priključen na prenosni sistem.
9.3.2. Inicijativa za izmenu, odnosno dopunu Pravila dostavlja se predsedniku Komisije, koji je prosleđuje članovima Komisije.
9.3.3. U roku od 30 dana od dana održavanja sednice na kojoj je Komisija razmatrala predlog za izmenu, odnosno dopunu Pravila, JP EMS sačinjava predlog za izmenu, odnosno dopunu Pravila i dostavlja ga Agenciji radi pribavljanja saglasnosti, ili Agenciji dostavlja obrazloženje zbog čega neće dostaviti predlog za izmenu, odnosno dopunu Pravila, zajedno sa zapisnikom sa sednice Komisije.
9.4.1. JP EMS je dužan da u roku od godinu dana nakon stupanja Pravila na snagu usaglasi sa odredbama Pravila sva opšta i druga akta, kao i zaključene sporazume i ugovore.
9.4.2. Tačka 6.5.2.1.4. primenjuje se nakon isteka tri meseca od stupanja na snagu Pravila. Do tada, centri upravljanja JP EMS izdaju sve naloge koji se odnose na proizvodnju.
9.5.1. Danom stupanja na snagu Pravila prestaju da važe Pravila o radu prenosnog sistema ("Službeni glasnik RS", br. 55/08 i 3/12).
9.5.2. Pravila o radu interkonekcije JP EMS objavljuje na svom zvaničnom internet sajtu.
9.5.3. Pravila se, po dobijanju saglasnosti Agencije za energetiku Republike Srbije", objavljuju u "Službenom glasniku Republike Srbije i stupaju na snagu osmog dana od dana objavljivanja.
STANDARDNI PODACI
A1. PLANIRANA POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U OBJEKTU
Podaci iz sledeće tablice dostavljaju se obavezno za narednih pet i za desetu godinu:
Mesec |
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
Pmax [MW] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
energija [MWh] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
SUMA [MWh] |
|
|||
gde je Pmax maksimalna snaga u posmatranom vremenskom periodu.
Ukoliko elektroenergetski objekat ima i proizvodnju i potrošnju, bilansi proizvodnje i potrošnje se upisuju odvojeno.
A2. PLANIRANA PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U OBJEKTU
Podaci iz sledeće tablice dostavljaju se obavezno za narednih pet i za desetu godinu:
Mesec |
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
energija [MWh] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
SUMA [MWh] |
|
|||
Pod proizvodnjom smatra se neto proizvodnja u mestu priključenja u kojoj se vrši predaja proizvedene energije, tj. potrebno je odbiti iznos sopstvene potrošnje.
Podaci iz sledeće tablice dostavljaju se obavezno za narednih pet i za desetu godinu, i to za svaki generator ponaosob:
referentno vreme |
snaga generatora u mestu priključenja |
u slučaju neraspoloživosti navesti razlog |
treća sreda u januaru u 10:30 |
|
|
treća sreda u januaru u 19:00 |
|
|
treća sreda u julu u 10:30 |
|
|
A4. GENERATOR I PRATEĆA OPREMA
Generator
nominalna prividna snaga |
MVA |
|
nominalna aktivna snaga |
MW |
|
faktor snage |
|
|
sprega namotaja statora |
|
|
nominalni napon statora |
kV |
|
nominalna struja statora |
A |
|
nominalna struja pobude |
A |
|
napon pobude pri nominalnom opterećenju |
kV |
|
negativna (inverzna) komponenta reaktanse |
p.u. |
|
negativna (inverzna) komponenta rezistanse |
p.u. |
|
nulta (homopolarna) komponenta reaktanse |
p.u. |
|
nulta (homopolarna) komponenta rezistanse |
p.u. |
|
reaktansa rasipanja statora |
p.u. |
|
rezistansa statora |
p.u. |
|
sinhrona reaktansa u direktnoj osi |
p.u. |
|
sinhrona reaktansa u poprečnoj osi |
p.u. |
|
tranzijentna reaktansa u direktnoj osi |
p.u. |
|
subtranzijentna reaktansa u direktnoj osi |
p.u. |
|
tranzijentna reaktansa u poprečnoj osi |
p.u. |
|
subtranzijentna reaktansa u poprečnoj osi |
p.u. |
|
mehaničko prigušenje |
p.u. |
|
aperiodična vremenska konstanta prigušenja struje kratkog spoja |
s |
|
vremenska konstanta tranzijentnog procesa u direktnoj osi pri otvorenim namotajima statora |
s |
|
vremenska konstanta subtranzijentnog procesa u direktnoj osi pri otvorenim namotajima statora |
s |
|
vremenska konstanta tranzijentnog procesa u direktnoj osi pri kratkospojenim namotajima statora |
s |
|
vremenska konstanta subtranzijentnog procesa u direktnoj osi pri kratko spojenim namotajima statora |
s |
|
vremenska konstanta tranzijentnog procesa u poprečnoj osi pri otvorenim namotajima statora |
s |
|
vremenska konstanta subtranzijentnog procesa u poprečnoj osi pri otvorenim namotajima statora |
s |
|
vremenska konstanta tranzijentnog procesa u poprečnoj osi pri kratkospojenim namotajima statora |
s |
|
vremenska konstanta subtranzijentnog procesa u poprečnoj osi pri kratkospojenim namotajima statora |
s |
|
inerciona konstanta agregata (H) |
s |
|
inerciona konstanta (Tj) |
s |
Dodaci:
1. |
Pogonski dijagram generatora |
2. |
Krive ogleda kratkog spoja i praznog hoda |
Sistem pobude generatora
nominalna jednosmerna struja pobude |
A |
|
nominalni jednosmerni napon pobude |
V |
|
minimalni jednosmerni napon pobude |
V |
|
maksimalni jednosmerni napon pobude |
V |
|
maksimalni iznos koraka promene struje pobude |
A |
|
minimalna struja pobude |
A |
|
vrsta pobude (mašinska ili statička) |
|
|
Dodaci:
1. |
Strukturni blok dijagram sa parametrima svih blokova |
2. |
Osnovni podaci o forsiranju pobude (faktor, vreme trajanja...) |
3. |
Električne zaštite i njihove karakteristike |
Primarni (turbinski) regulator
opseg statizma turbinskog regulatora |
|
- |
|
% |
opseg primarne regulacije |
%Pnom |
|||
neosetljivost regulatora |
mHz |
|||
Dodatak
1. |
Strukturni blok dijagram sa parametrima svih blokova |
Lokalna oprema za sekundarnu regulaciju
Dodatak
1. |
Strukturni blok dijagram sa parametrima svih blokova |
Sopstvena potrošnja
1. |
Iznos sopstvene potrošnje sa otcepa generatora u funkciji snage na generatoru |
2. |
Iznos sopstvene potrošnje generatora koja se preuzima iz prenosne mreže u funkciji snage generatora |
Tip |
|
|
visokonaponska strana |
|
|
nazivna prividna snaga |
MVA |
|
nazivni napon |
kV |
|
niskonaponska strana 1 |
|
|
nazivna prividna snaga |
MVA |
|
nazivni napon |
kV |
|
niskonaponska strana 2 |
|
|
nazivna prividna snaga |
MVA |
|
nazivni napon |
kV |
|
sprega (vektorska grupa) |
|
|
tip regulacije |
|
|
regulacioni opseg, korak regulacionog opsega |
% |
|
struja praznog hoda |
% |
|
napon kratkog spoja u12 |
% |
|
napon kratkog spoja u13 |
% |
|
napon kratkog spoja u23 |
% |
|
stepen iskorišćenja |
% |
|
gubici u bakru |
kW |
|
gubici u gvožđu |
kW |
Dodaci:
1. Predstavljanje transformatora u nultom (homopolarnom) sistemu - zamenska šema
2. Način uzemljenja neutralne tačke primarnog i sekundarnog namotaja
3. Električne zaštite i njihove karakteristike
nazivni napon |
kV |
|
ukupna dužina |
km |
|
broj sistema |
|
|
broj provodnika po fazi |
|
|
tip provodnika |
|
|
tip zaštitnog užeta (užadi) |
|
|
direktna (pogonska) rezistansa |
Ω |
|
direktna (pogonska) reaktansa |
Ω |
|
direktna (pogonska) susceptansa |
S |
|
nulta (homopolarna) rezistansa |
Ω |
|
nulta (homopolarna) reaktansa |
Ω |
|
nulta (homopolarna) susceptansa |
S |
Dodatak:
1. |
Električne zaštite i njihove karakteristike |
nazivni napon |
kV |
|
nazivna struja |
A |
|
nazivna moć prekidanja struje kratkog spoja |
kA |
|
nazivna struja uključenja |
|
kA |
A8. OPREMA ZA KOMPENZACIJU REAKTIVNE ENERGIJE
Tip |
|
|
nazivna snaga |
Mvar |
|
nazivni napon |
|
kV |
KONCEPCIJA POVEZIVANJA TEHNIČKIH SISTEMA UPRAVLJANJA
Skraćenice na slici B.1. imaju sledeća značenja:
- ENTSO-E TSO - operatori prenosnog sistema iz ENTSO-E;
- NDC - Nacionalni dispečerski centar JP EMS;
- RNDC - rezervni Nacionalni dispečerski centar JP EMS;
- RDC - regionalni dispečerski centar JP EMS;
- DDC - distributivni dispečerski centar operatora distributivnog sistema;
- PDC - područni dispečerski centar operatora distributivnog sistema.
Slika B.1 - koncepcija povezivanja tehničkih sistema upravljanja (fizičke telekomunikacione veze)
