Приложение N 1. Правила проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования

1. Настоящие Правила проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования (далее - Правила) разработаны в целях обеспечения единства подходов и систематизации требований к проведению испытаний генерирующего оборудования объектов по производству электрической энергии, функционирующих в составе электроэнергетической системы или присоединяемых к электроэнергетической системе, и определения общесистемных технических параметров и характеристик такого генерирующего оборудования.

2. Требования Правил распространяются на случаи:

технологического присоединения объектов по производству электрической энергии к электроэнергетической системе, в том числе при увеличении установленной генерирующей мощности генерирующего оборудования, функционирующего в составе электроэнергетической системы, произошедшем вследствие замены (модернизации, реконструкции) генерирующего оборудования, проведения мероприятий по его перемаркировке;

уменьшения установленной генерирующей мощности генерирующего оборудования, функционирующего в составе электроэнергетической системы;

замены (модернизации) турбины, котла или системы регулирования генерирующего оборудования;

изменения типа, заводских или эксплуатационных параметров и характеристик генерирующего оборудования, в том числе в связи с заменой (модернизацией) иного оборудования объекта по производству электрической энергии, не указанного в абзаце четвертом настоящего пункта Правил, влекущих изменение общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования, функционирующего в составе электроэнергетической системы, перечень которых определен в пунктах 5 и 6 Правил.

3. Правила распространяются на собственников и иных законных владельцев генерирующего оборудования (далее - собственник генерирующего оборудования), а также субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

4. В Правилах используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации, ГОСТ Р 57114-2016 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения", утвержденным приказом Росстандарта от 04.10.2016 N 1302-ст (Стандартинформ, 2016), а также термины и определения, указанные в приложении N 1 к Правилам.

В Правилах используются сокращения, указанные в приложении N 1 к Правилам.

5. Для каждой энергоустановки (энергоблока, единицы генерирующего оборудования) электрической станции (кроме ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей ВЭС и СЭС) в порядке, установленном настоящими Правилами, должны быть определены следующие общесистемные технические параметры генерирующего оборудования:

установленная генерирующая мощность;

максимальная располагаемая мощность (верхний предел регулировочного диапазона по активной мощности);

технологический минимум (нижний предел регулировочного диапазона по активной мощности);

технический минимум;

скорость набора активной мощности в пределах регулировочного диапазона по активной мощности;

скорость снижения активной мощности в пределах регулировочного диапазона по активной мощности;

регулировочный диапазон по реактивной мощности.

Для ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей ВЭС и СЭС должны быть определены следующие общесистемные технические параметры генерирующего оборудования:

установленная генерирующая мощность;

максимальная располагаемая мощность;

скорость снижения активной мощности (в отношении ветроэнергетических установок, фотоэлектрических солнечных модулей или их групп, работающих в составе энергосистемы через один преобразователь постоянного тока или на одно распределительное устройство напряжением 10 кВ и выше);

регулировочный диапазон по активной мощности;

технологический минимум;

регулировочный диапазон по реактивной мощности.

6. Для каждой энергоустановки (энергоблока, единицы генерирующего оборудования) электрической станции в порядке, установленном настоящими Правилами, должны быть определены следующие общесистемные технические характеристики:

готовность к участию в ОПРЧ - для всех типов генерирующего оборудования;

способность к пуску в автоматическом режиме - для ГТУ и гидроагрегатов ГЭС и ГАЭС;

готовность к работе ЧДА - для генерирующего оборудования ТЭС (за исключением ГУБТ, ДГА и ДГУ).

7. Собственником генерирующего оборудования должно быть обеспечено определение в порядке, установленном настоящими Правилами, общесистемных технических параметров и общесистемных технических характеристик для принадлежащего ему на праве собственности или ином законном основании генерирующего оборудования.

Общесистемные технические параметры (за исключением регулировочного диапазона по реактивной мощности, определяемого в соответствии с пунктом 59 Правил, и технического минимума, определяемого в соответствии с пунктом 78 Правил) и общесистемные технические характеристики генерирующего оборудования должны определяться в соответствии с требованиями настоящих Правил по результатам проведения комплексных испытаний генерирующего оборудования.

8. В целях определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования комплексные испытания генерирующего оборудования должны проводиться собственником генерирующего оборудования в случаях, указанных в пункте 2 Правил, в том числе при изменении типа, заводских или эксплуатационных параметров и характеристик генерирующего оборудования, влекущих изменение общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования.

9. Комплексные испытания генерирующего оборудования должны включать в себя следующие этапы:

10. В случаях технологического присоединения объектов по производству электрической энергии к электрическим сетям, в том числе при увеличении установленной генерирующей мощности генерирующего оборудования, функционирующего в составе электроэнергетической системы, произошедшем вследствие замены (реконструкции, модернизации или технического перевооружения) генерирующего оборудования, а также в случаях замены (модернизации) турбины, котла или системы регулирования генерирующего оборудования комплексные испытания должны быть проведены в объеме, предусмотренном пунктом 9 Правил.

В случае увеличения установленной генерирующей мощности работающего в составе электроэнергетической системы генерирующего оборудования, не связанного с проведением его реконструкции, модернизации или технического перевооружения, должны быть проведены этапы комплексных испытаний по работе с максимально возможной мощностью, определению скоростей набора и снижения нагрузки в пределах регулировочного диапазона по активной мощности и проведению автоматических пусков (для генерирующего оборудования, указанного в пункте 63 Правил).

В случае снижения установленной генерирующей мощности работающего в составе электроэнергетической системы генерирующего оборудования, а также в случаях изменения иных общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования в связи с изменением его типа, заводских или эксплуатационных параметров и характеристик без изменения установленной генерирующей мощности, в том числе в связи с заменой (модернизацией) иного оборудования объекта по производству электрической энергии, не указанного в абзаце первом настоящего пункта Правил, комплексные испытания должны быть в обязательном порядке проведены в объеме того этапа, который необходим для определения общесистемного технического параметра или характеристики генерирующего оборудования. В указанном случае потребность в проведении иных этапов комплексных испытаний определяется собственником генерирующего оборудования.

11. Утратил силу с 16 января 2021 г. - Приказ Минэнерго России от 20 октября 2020 г. N 917

12. Все указанные в пункте 9 Правил этапы комплексных испытаний должны проводиться для электростанций установленной генерирующей мощностью 5 МВт и более.

13. Для электростанций установленной генерирующей мощностью менее 5 МВт должны проводиться следующие этапы комплексных испытаний:

комплексное опробование;

работа с максимально возможной мощностью (для работающего в составе электроэнергетической системы генерирующего оборудования);

проведение автоматических пусков ГТУ и гидроагрегатов ГЭС;

подтверждение готовности к участию в ОПРЧ;

подтверждение готовности к работе ЧДА генерирующего оборудования ТЭС.

Определение остальных общесистемных технических параметров генерирующего оборудования электростанций, указанных в абзаце первом настоящего пункта Правил, осуществляется по результатам проведения соответствующих этапов комплексных испытаний или на основании паспортной, технической и иной документации на оборудование.

14. Комплексные испытания должны проводиться по схемам, предусмотренным проектной документацией, включая случаи поэтапного (очередями) ввода в работу генерирующего оборудования.

15. Комплексное опробование тепловых электростанций должно проводиться на основном топливе.

16. Этапы комплексных испытаний генерирующего оборудования по определению общесистемных технических параметров генерирующего оборудования должны быть проведены непрерывно без отключения генерирующего оборудования от электрической сети, с учетом особенностей, установленных настоящими Правилами для различных видов генерирующего оборудования.

17. Комплексные испытания генерирующего оборудования должны проводиться по программе комплексных испытаний, разработанной и согласованной в соответствии с требованиями главы III Правил и утвержденной собственником генерирующего оборудования.

18. Началом комплексных испытаний генерирующего оборудования должно признаваться начало выполнения первого этапа.

19. Общая продолжительность комплексных испытаний, составляющая календарный период времени от начала первого этапа до завершения последнего этапа комплексных испытаний, не должна превышать 60 календарных дней.

20. При проведении этапов комплексных испытаний для различных видов генерирующего оборудования, обработке их результатов и определении общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования должны соблюдаться требования глав III - X Правил.

21. Программа комплексных испытаний генерирующего оборудования должна содержать:

описание объекта проведения комплексных испытаний (в том числе станционный номер, тип, маркировку и номинальные основные параметры);

цель и основания проведения комплексных испытаний;

условия, выполнение которых необходимо для начала комплексных испытаний;

период времени, в рамках которого должны быть проведены комплексные испытания (этап испытаний);

порядок и последовательность проведения этапов комплексных испытаний;

требования к графику нагрузки электростанции и испытываемого оборудования (за исключением ВЭС, СЭС, ГУБТ и ДГА);

перечень параметров, подлежащих регистрации (проверке соответствия параметрам, указанным в документации организации-изготовителя и (или) в технических условиях на технологическое присоединение тестируемого оборудования к электрическим сетям) по итогам каждого этапа комплексных испытаний, в том числе параметров, необходимых для расчёта установленной мощности генерирующего оборудования (при определении или изменении его установленной мощности);

алгоритм расчета установленной мощности генерирующего оборудования (при определении или изменении его установленной генерирующей мощности в случаях, предусмотренных Правилами);

перечень необходимых для расчёта установленной мощности исходных данных, а также перечень поправок к располагаемой мощности, определяемый типом испытываемого оборудования;

критерии успешности завершения комплексных испытаний.

22. Утратил силу с 16 января 2021 г. - Приказ Минэнерго России от 20 октября 2020 г. N 917

23. Программа комплексных испытаний генерирующего оборудования, являющегося объектом диспетчеризации или подлежащего к включению в перечень объектов диспетчеризации, до ее утверждения должна быть согласована с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

В случае если по решению собственника генерирующего оборудования программа комплексных испытаний генерирующего оборудования разделена на отдельные программы (далее - программа этапа испытаний) и соответствующие этапы комплексных испытаний проводятся по таким отдельным программам, то должны быть выполнены следующие требования:

каждая из таких программ для генерирующего оборудования, указанного в абзаце первом настоящего пункта Правил, до ее утверждения должна быть согласована с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;

этапы комплексных испытаний по определению общесистемных технических параметров генерирующего оборудования должны быть объединены в одну программу;

этапы комплексных испытаний по определению общесистемных технических характеристик генерирующего оборудования, могут оформляться отдельными программами.

24. При получении от собственника генерирующего оборудования в соответствии с пунктом 23 Правил программы комплексных испытаний (программы этапа испытаний) субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должен рассмотреть и согласовать ее в течение 10 рабочих дней либо в тот же срок направить собственнику генерирующего оборудования обоснованные замечания и предложения к ней.

При получении от субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике замечаний и предложений по программе комплексных испытаний (этапа испытаний) собственник генерирующего оборудования обязан их устранить и повторно направить программу на согласование субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Повторное рассмотрение и согласование субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике программы комплексных испытаний (этапа испытаний) должно осуществляться в течение не более пяти рабочих дней.

25. Комплексные испытания генерирующего оборудования следует считать успешно завершенными при условии выполнения всех предусмотренных программой испытаний этапов в соответствии с требованиями Правил.

26. В случае отклонения фактического режима работы генерирующего оборудования от запланированного программой комплексных испытаний (программой этапа комплексных испытаний) или отключения генерирующего оборудования, не предусмотренного программой комплексных испытаний (программой этапа комплексных испытаний), соответствующий этап комплексных испытаний должен быть проведен повторно.

27. Повторное проведение этапа комплексных испытаний в случаях, предусмотренных пунктом 26 Правил, должно быть завершено в срок не позднее 60 календарных дней с даты начала комплексных испытаний.

28. В случае если причиной отключения генерирующего оборудования, не предусмотренного программой комплексных испытаний (программой этапа комплексных испытаний), является повреждение основного энергетического оборудования электростанции (паровой турбины, гидротурбины, газовой турбины, паровых котлов, котлов-утилизаторов, гидрогенераторов, турбогенераторов, ветроэнергетических установок, фотоэлектрических солнечных модулей, ядерной паропроизводящей установки), а также в случаях, если общая фактическая продолжительность комплексных испытаний превышает 60 календарных дней, комплексные испытания должны проводиться повторно в полном объеме.

28.1. Для определения установленной генерирующей мощности генерирующего оборудования должны проводиться этапы комплексных испытаний, предусматривающие его комплексное опробование или работу с максимально возможной мощностью в течение периода времени и при условиях, указанных в пунктах 29 - 35 Правил.

Для определения максимальной располагаемой мощности работающего в составе электроэнергетической системы генерирующего оборудования без изменения его иных общесистемных технических параметров и характеристик должен проводиться этап комплексных испытаний "работа с максимально возможной мощностью", предусматривающий непрерывную работу с максимально возможной в текущих условиях мощностью указанного генерирующего оборудования без отключения от электрической сети в течение не менее 8 часов подряд.

29. Комплексное опробование, работа с максимально возможной мощностью генерирующего оборудования ТЭС (за исключением мобильных ГТУ и иных видов передвижного генерирующего оборудования, работающего только на жидком виде топлива, ГУБТ, ДГА и ДГУ), АЭС, ГЭС с водохранилищами недельного, сезонного, годичного и многолетнего регулирования должны предусматривать непрерывную работу указанного генерирующего оборудования без отключения от электрической сети в течение не менее 72 часов подряд с максимально возможной в текущих условиях располагаемой мощностью.

30. Комплексное опробование, работа с максимально возможной мощностью генерирующего оборудования мобильных ГТУ и иных видов передвижного генерирующего оборудования, работающего только на жидком виде топлива, должны предусматривать непрерывную работу указанного генерирующего оборудования без отключения от электрической сети в течение не менее 72 часов подряд с любой нагрузкой в пределах регулировочного диапазона с обязательной работой в рамках указанного периода с максимально возможной в текущих условиях располагаемой мощностью в течение не менее 8 часов подряд.

31. Комплексное опробование, работа с максимально возможной мощностью генерирующего оборудования ГАЭС должны предусматривать не менее трех циклов, состоящих из периода непрерывной работы с максимально возможной в текущих условиях мощностью генерации 6 часов подряд и периода непрерывной работы с максимально возможной в текущих условиях мощностью потребления 6 часов подряд.

32. Комплексное опробование, работа с максимально возможной мощностью генерирующего оборудования ГЭС ВСР и ПЭС должны предусматривать непрерывную работу указанного генерирующего оборудования с максимально возможной в текущих условиях мощностью в течение 3 периодов по 6 часов подряд. Общее количество часов непрерывной работы в течение 72 часов должно определяться исходя из наличия гидроресурсов.

33. Комплексное опробование генерирующего оборудования СЭС и ВЭС должно предусматривать работу указанного генерирующего оборудования в течение не менее 24 часов с любой нагрузкой за период не более 45 календарных дней с момента начала комплексного опробования.

34. Комплексное опробование генерирующего оборудования ВОЛЭС, ГУБТ и ДГА должно предусматривать работу указанного генерирующего оборудования в течение не менее 24 часов с любой нагрузкой за период не более 30 календарных дней с момента начала комплексного опробования.

35. Комплексное опробование ДГУ должно предусматривать работу указанного оборудования в течение 6 часов подряд с максимально возможной в текущих условиях располагаемой мощностью.

36. Во время комплексного опробования, работы генерирующего оборудования с максимально возможной мощностью должна осуществляться фиксация фактической располагаемой мощности генерирующего оборудования за каждый часовой интервал периода проведения соответствующего этапа комплексных испытаний как средняя интегральная величина мгновенных значений нагрузки за соответствующий часовой интервал.

37. Итоговая величина максимальной располагаемой мощности генерирующего оборудования должна рассчитываться как средняя арифметическая величина фактической располагаемой мощности в каждом часовом интервале периода комплексного опробования, работы генерирующего оборудования с максимально возможной мощностью (для работающего в составе электроэнергетической системы).

Для генерирующего оборудования, указанного в пунктах 33 и 34 Правил, в отношении которого не установлено требование по работе с максимально возможной в текущих условиях располагаемой мощностью, максимальная располагаемая мощность принимается для СЭС равной произведению величины выходной мощности инверторной установки (суммы величин выходных мощностей инверторных установок СЭС) и коэффициента мощности равного 1, а для иных типов генерирующего оборудования электростанций - равной установленной генерирующей мощности.

38. Итоговая величина установленной генерирующей мощности генерирующего оборудования должна определяться по результатам комплексного опробования или работы генерирующего оборудования с максимально возможной мощностью:

для генерирующего оборудования ТЭС, ГЭС, ГАЭС и АЭС, а также ВОЛЭС, ГУБТ и ДГА - как минимальная из величин номинальной мощности генератора согласно технической документации организации-изготовителя и (или) результатов испытаний генератора на нагревание (при номинальном коэффициенте мощности) и номинальной мощности турбины (суммарной величины номинальных мощностей ПТУ и ГТУ для одновальных ПГУ), определённой с учётом требований Правил;

для генерирующего оборудования СЭС - как сумма номинальных мощностей фотоэлектрических модулей, входящих в состав СЭС, определяемых согласно паспортным данным организации-изготовителя соответствующего оборудования;

для генерирующего оборудования ВЭС - как сумма номинальных мощностей генераторов ветроустановок, определяемых согласно паспортным данным организации-изготовителя соответствующего оборудования; для генераторов ветроустановок, осуществляющих выдачу мощности в сеть через инверторные установки, установленная мощность ветроустановки, группы ветроустановок или ВЭС в целом должна определяться как минимальная величина из номинальной мощности генератора ветроустановки (суммы номинальных мощностей генераторов группы ветроустановок или ВЭС в целом) и произведения величины выходной мощности инверторной установки (суммы величин выходных мощностей инверторных установок группы ветроустановок или ВЭС в целом) и коэффициента мощности равного 1.

39. Установленная генерирующая мощность ПТУ и ГТУ должна определяться расчетным путем для нормальных условий и номинальных основных параметров генерирующего оборудования.

Для остальных типов генерирующего оборудования величина его установленной генерирующей мощности должна определяться согласно паспортным данным организации-изготовителя соответствующего оборудования.

40. Для определения установленной генерирующей мощности ПТУ и ГТУ их фактическая располагаемая мощность, определенная по результатам комплексного опробования или работы генерирующего оборудования с максимально возможной мощностью, должна быть приведена к нормальным условиям и номинальным основным параметрам путём введения соответствующих поправок к фактической располагаемой мощности.

Приведение должно осуществляться в отношении каждого часового значения фактической располагаемой мощности с использованием поправочных зависимостей в аналитическом и (или) графическом виде, содержащихся в технической документации организации-изготовителя соответствующего оборудования (в случае определения установленной мощности вновь вводимого оборудования), либо в нормативно-технической документации по топливоиспользованию на оборудование (в случае изменения установленной мощности действующего оборудования).

41. Установленная генерирующая мощность ПТУ и ГТУ и одновальных ПГУ должна определяться по следующей формуле:

, где:

- установленная генерирующая мощность;

i - часовой интервал испытаний в целях определения установленной мощности;

t - общее количество часовых интервалов испытаний в целях определения установленной мощности;

- средняя арифметическая величина фактической располагаемой мощности в каждом часовом интервале испытаний в целях определения установленной мощности;

- сумма поправок к фактической располагаемой мощности на отклонение фактических основных параметров оборудования и фактических условий проведения его испытания от номинальных величин;

i - общее число основных параметров оборудования и нормальных условий проведения его испытаний.

42. В качестве нормальных условий для ГТУ следует использовать:

температуру наружного (атмосферного) воздуха в плоскости входного фланца компрессора (или входного патрубка компрессора) - плюс 15 градусов Цельсия;

атмосферное давление в плоскости входного фланца компрессора (или входного патрубка компрессора) - 101,3 килопаскалей;

относительную влажность воздуха в плоскости входного фланца компрессора (или входного патрубка компрессора) - 60 процентов.

43. В качестве основных параметров ГТУ следует рассматривать:

низшую теплоту сгорания топлива;

потери давления в плоскости входного фланца компрессора (или входного патрубка компрессора), потери давления на выхлопе ГТУ.

44. В качестве номинальных основных параметров ГТУ следует использовать:

низшая теплота сгорания топлива - 50000 килоджоулей на килограмм (100% метан) для газообразного топлива и 42000 килоджоулей на килограмм для жидкого топлива; теплота сгорания при постоянном давлении жидкого и газообразного топлива должна определяться при давлении 101,3 килопаскалей и температуре плюс 15 градусов Цельсия;

потери давления в плоскости входного фланца компрессора (или входного патрубка компрессора), потери давления на выхлопе ГТУ, установленные в технической документации на соответствующее оборудование

45. В качестве основных параметров ПТУ следует использовать:

начальные параметры пара (давление и температура);

параметры пара после промежуточного перегрева (давление и температура);

давление за турбиной;

расход и давление пара в производственном и отопительном отборах, а также в выходных патрубках турбин с противодавлением;

влажность пара за сепаратором (для ПТУ АЭС).

46. Номинальные величины основных параметров ПТУ устанавливаются в технической документации на соответствующее оборудование.

47. Установленная генерирующая мощность энергоблоков ПГУ (за исключением одновальных) должна определяться как сумма установленных мощностей входящих в состав энергоблока ПТУ и ГТУ, определенных в соответствии с требованиями Правил.

48. Для гидроагрегатов величина установленной генерирующей мощности должна определяться как активная электрическая мощность, с которой гидроагрегат может работать при расчетном напоре, определяемая в соответствии с установленными организацией-изготовителем паспортными данными на оборудование.

49. Испытания по определению нижнего предела регулировочного диапазона по активной мощности должны проводиться для генерирующего оборудования ТЭС (включая мобильные ГТУ и иные виды передвижного генерирующего оборудования), АЭС и ГЭС с водохранилищами недельного, сезонного, годичного и многолетнего регулирования.

50. Во время испытания по определению нижнего предела регулировочного диапазона активной мощности должна осуществляться фиксация фактической нагрузки генерирующего оборудования за каждый часовой интервал периода проведения соответствующего этапа комплексных испытаний как средней интегральной величины за соответствующий часовой интервал.

51. Величина нижнего предела регулировочного диапазона испытываемого оборудования должна определяться как среднее значение мощности за период времени, в течение которого в соответствии с программой была запланирована разгрузка до минимальной мощности.

52. Для генерирующего оборудования ТЭС (включая мобильные ГТУ и иные виды передвижного генерирующего оборудования), АЭС и ГЭС с водохранилищами недельного, сезонного, годичного и многолетнего регулирования в рамках испытаний по определению нижнего предела регулировочного диапазона активной мощности генерирующего оборудования должна быть предусмотрена работа с минимально возможной мощностью в текущих условиях в течение не менее 8 часов подряд.

53. Для генерирующего оборудования ГАЭС, ГЭС ВСР, ПЭС, СЭС, ВЭС, ВОЛЭС, ГУБТ, ДГА и ДГУ испытания по определению нижнего предела регулировочного диапазона активной мощности не проводятся. В целях выполнения требований пункта 5 Правил технологический минимум для ГЭС ВСР, ПЭС, СЭС, ВЭС, ВОЛЭС, ГУБТ, ДГА и ДГУ должен приниматься равным нулю, а для ГАЭС - как средняя интегральная величина мгновенных значений нагрузки за период работы с максимально возможной мощностью потребления на этапе комплексного опробования в соответствии с требованиями пункта 31 Правил.

54. Испытания по определению скоростей набора и снижения активной мощности (нагрузки) в пределах регулировочного диапазона по активной мощности должны проводиться для генерирующего оборудования ТЭС (включая мобильные ГТУ и иные виды передвижного генерирующего оборудования), АЭС и ГЭС с водохранилищами недельного, сезонного, годичного и многолетнего регулирования.

55. Испытания должны проводиться в режиме набора и снижения нагрузки от максимально возможной до минимально возможной мощности не менее 4 циклов набора и снижения нагрузки.

56. Во время проведения испытаний по определению скоростей набора и снижения активной мощности в пределах регулировочного диапазона по активной мощности должна осуществляться фиксация фактической нагрузки генерирующего оборудования с минимально возможной дискретностью.

57. Скорость набора и снижения активной мощности в пределах регулировочного диапазона по активной мощности должна определяться как среднее значение скорости изменения нагрузки за период проведения испытаний по определению соответствующего параметра.

58. Скорости набора активной мощности в пределах регулировочного диапазона для генерирующего оборудования ГАЭС, ГЭС ВСР, ПЭС, ДГУ и скорости снижения активной мощности в пределах регулировочного диапазона для генерирующего оборудования СЭС, ВЭС, ГАЭС, ГЭС ВСР, ПЭС, ВОЛЭС, ГУБТ, ДГА и ДГУ должны определяться в соответствии заводскими или эксплуатационными параметрами и характеристиками генерирующего оборудования.

59. Регулировочный диапазон по реактивной мощности для всех типов генерирующего оборудования должен определяться в соответствии с характеристикой регулировочного диапазона по реактивной мощности в функциональной зависимости от текущей активной мощности для номинальных параметров охлаждающих сред при номинальном напряжении.

Указанная характеристика регулировочного диапазона по реактивной мощности должна определяться собственником генерирующего оборудования на основании технической документации, в том числе паспортных данных генератора и системы возбуждения генератора, а также результатов испытаний (при наличии) и параметров настройки системы возбуждения генератора и предоставляться в объеме следующих значений:

реактивная мощность в режиме максимальной генерации реактивной мощности;

реактивная мощность в режиме максимального потребления реактивной мощности;

реактивная мощность в режиме максимально возможной генерации реактивной мощности при максимально возможной активной мощности;

реактивная мощность в режиме максимально возможного потребления реактивной мощности при максимально возможной активной мощности.

Для СЭС и ВЭС регулировочный диапазон по реактивной мощности в функциональной зависимости от текущей активной мощности должен определяться и представляться для электростанции в целом.

60. Утратил силу с 16 января 2021 г. - Приказ Минэнерго России от 20 октября 2020 г. N 917

61. Утратил силу с 16 января 2021 г. - Приказ Минэнерго России от 20 октября 2020 г. N 917

62. Утратил силу с 16 января 2021 г. - Приказ Минэнерго России от 20 октября 2020 г. N 917

63. Автоматические пуски в рамках комплексных испытаний в обязательном порядке должны проводиться только для ГТУ (за исключением ГТУ в составе энергоблоков ПГУ, исключая энергоблоки ПГУ, имеющие техническую возможность работы с отключенной паровой турбиной без ограничения по продолжительности работы в таком режиме), а также генерирующего оборудования ГЭС (включая ГЭС ВСР и ПЭС) и ГАЭС.

64. Для генерирующего оборудования ГЭС и ГАЭС автоматические пуски должны проводиться в количестве не менее 3.

65. Для указанных в пункте 63 Правил ГТУ автоматические пуски должны проводиться в количестве не менее 10, в том числе не менее 3 автоматических пусков с набором максимально возможной в текущих условиях располагаемой мощности.

66. Для генерирующего оборудования ГЭС и ГАЭС автоматический пуск должен считаться успешным, если генерирующее оборудование, находящееся в остановленном состоянии, при получении дистанционной команды на пуск синхронизируется с электрической сетью и набирает максимально возможную в текущих условиях располагаемую мощность в автоматическом режиме.

67. Для указанных в пункте 65 Правил ГТУ автоматический пуск должен считаться успешным, если генерирующее оборудование, находящееся в остановленном состоянии, при получении дистанционной команды на пуск не менее 10 раз синхронизировалось с электрической сетью, в том числе не менее 3 раз набирало максимально возможную в текущих условиях располагаемую мощность в автоматическом режиме.

68. Дополнительно к требованиям пункта 67 Правил для ГТУ, работающих по открытому циклу, а также ГТУ, входящих в состав энергоблоков ПГУ, имеющих техническую возможность работы с отключенной паровой турбиной без ограничения по продолжительности работы в таком режиме, продолжительность каждого из автоматических пусков с синхронизацией с электрической сетью и набором максимально возможной в текущих условиях располагаемой мощности в автоматическом режиме не должна превышать 20 минут.

69. Для указанного в пункте 63 Правил генерирующего оборудования, работающего в составе технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, автоматические пуски должны проводиться без набора максимально возможной в текущих условиях располагаемой мощности.

70. Проверка и подтверждение готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ должны осуществляться в соответствии с Требованиями к участию генерирующего оборудования электростанций в общем первичном регулировании частоты, утвержденными Министерством энергетики Российской Федерации в соответствии с подпунктом "б" пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".

71. Определение готовности к работе ЧДА должно проводиться для генерирующего оборудования ТЭС, на которых в соответствии с проектной документацией предусмотрена реализация ЧДА.

72. Проверка работоспособности ЧДА, выполненной по схеме "выделение блока на свои собственные нужды", должна проводиться путем натурных испытаний с выделением указанного блока на собственные нужды.

73. Проверка готовности к работе ЧДА должна считаться проведенной успешно, если энергоблок проработал устойчиво на нагрузке собственных нужд в течение не менее 30 мин.

74. Проверка работоспособности ЧДА, выполненной по схеме "выделение генерирующего оборудования на собственные нужды всей станции" или по схеме "выделение генерирующего оборудования на район", должна проводиться путем имитационных (без непосредственного выделения) испытаний с определением величины допустимого небаланса мощности при выделении указанного генерирующего оборудования на изолированную нагрузку.

75. Результаты комплексных испытаний должны оформляться в виде отчета о результатах комплексных испытаний, составляемого и утверждаемого собственником генерирующего оборудования.

76. Отчет о результатах комплексных испытаний должен содержать пояснительную записку, а также следующие материалы и документы (с учетом фактического состава этапов комплексных испытаний):

программу комплексных испытаний;

описание объекта электроэнергетики и испытываемого генерирующего оборудования;

полный перечень зафиксированных фактических параметров работы генерирующего оборудования в табличном виде, в том числе параметров, необходимых для определения установленной мощности генерирующего оборудования;

техническую документацию, содержащую исчерпывающий перечень номинальных основных параметров, зависимостей одних технических параметров от других и поправочных характеристик в графическом или аналитическом виде, необходимых для определения общесистемных технических параметров генерирующего оборудования, в том числе документацию, указанную в пунктах 77 и 78 Правил;

расчеты по приведению почасовых значений фактической мощности, зафиксированной в рамках комплексного опробования, к нормальным условиям и номинальным параметрам в целях определения установленной мощности генерирующего оборудования;

итоговые значения общесистемных технических параметров генерирующего оборудования;

акт о результатах комплексных испытаний, составленный по форме, приведенной в приложении N 4 к Правилам, и утвержденный собственником генерирующего оборудования;

отчет (отчеты) по результатам испытаний по определению готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ и готовности к работе ЧДА.

Указанные в абзаце пятом настоящего пункта Правил зависимости и поправочные характеристики должны охватывать весь диапазон зарегистрированных в процессе комплексных испытаний параметров оборудования.

В случае изменения установленной генерирующей мощности и (или) типа работающего в составе электроэнергетической системы генерирующего оборудования указанная в абзаце пятом настоящего пункта Правил техническая документация должна содержать актуализированные номинальные основные параметры такого оборудования, обеспечивающие изменение его общесистемных технических параметров и характеристик, подтверждаемых по результатам комплексных испытаний.

77. Для определения значения установленной генерирующей мощности генерирующего оборудования с учетом требований пункта 38 Правил собственник генерирующего оборудования должен включить в отчет о результатах комплексных испытаний и предоставить субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике:

в отношении генерирующего оборудования ТЭС, ГЭС и АЭС - паспортную, техническую документацию организации-изготовителя и (или) результаты тепловых испытаний генератора, содержащие величину номинальной мощности генератора (при номинальном коэффициенте мощности);

паспортные данные организации-изготовителя, содержащие величину активной электрической мощности, с которой гидроагрегат может работать при расчетном напоре (для генерирующего оборудования ГЭС);

паспортные данные организации-изготовителя фотоэлектрических модулей, содержащие величину номинальной мощности каждого фотоэлектрического модуля, входящего в состав СЭС (в отношении генерирующего оборудования СЭС);

паспортные данные организации-изготовителя, содержащие величину номинальной мощности генератора ветроустановки (в отношении генерирующего оборудования ВЭС).

В случае отсутствия у собственника генерирующего оборудования паспортов на генерирующее оборудование, введенное в эксплуатацию до вступления в силу Правил, и невозможности их восстановления по причине ликвидации организации-изготовителя оборудования или официального отказа организации-изготовителя в предоставлении указанных паспортов, вместо указанных в настоящем пункте Правил паспортных данных должны быть предоставлены данные, содержащиеся в эксплуатационной документации на оборудование.

78. Для определения значения технического минимума и регулировочного диапазона по реактивной мощности для всех типов генерирующего оборудования, а также скорости набора и снижения активной мощности в пределах регулировочного диапазона генерирующего оборудования, указанного в пункте 58 Правил, собственник генерирующего оборудования должен включить в отчет о результатах комплексных испытаний и предоставить субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике техническую, в том числе паспортную, и иную документацию, содержащую значения вышеуказанных общесистемных технических параметров, а для регулировочного диапазона по реактивной мощности - также техническую и иную документацию, указанную в пункте 59 Правил, на основании которой собственником генерирующего оборудования определена характеристика регулировочного диапазона по реактивной мощности.

79. В случае проведения в рамках комплексных испытаний комплексного опробования собственник генерирующего оборудования должен оформить акт о результатах комплексного опробования по форме, приведенной в приложении N 2 к Правилам.

Акт о результатах комплексного опробования утверждается рабочей комиссией, создаваемой собственником генерирующего оборудования. Порядок создания и работы рабочей комиссии устанавливается локальными нормативными актами собственника генерирующего оборудования.

80. Общесистемные технические параметры и характеристики генерирующего оборудования должны оформляться актом об общесистемных технических параметрах и характеристиках генерирующего оборудования (далее - Акт), составленным по форме, приведенной в приложении N 3 к Правилам, и утвержденным собственником генерирующего оборудования в двух экземплярах.

В случаях, предусмотренных пунктами 10 и 11 Правил, должен оформляться новый Акт, в который включаются определенные по результатам испытаний измененные общесистемные технические параметры и (или) характеристики генерирующего оборудования. При этом остальные общесистемные технические параметры и (или) характеристики генерирующего оборудования сохраняются без изменений.

Акт должен быть утвержден собственником генерирующего оборудования не позднее 60 календарных дней со дня завершения комплексных испытаний, а в случае если в соответствии с Правилами определение общесистемных технических параметров осуществляется на основании технической или иной документации, без проведения испытаний - не позднее 60 календарных дней со дня внесения в такую документацию изменений (утверждения документации в новой редакции), являющихся основанием для изменения значений таких параметров.

81. Результаты комплексных испытаний, а также технические параметры, определение которых осуществляется на основе заводских или эксплуатационных параметров и характеристик генерирующего оборудования с учетом требований Правил, должны быть включены в Акт.

В случае изменения установленной генерирующей мощности в Акт всегда должна включаться новая величина максимальной располагаемой мощности генерирующего оборудования.

82. Один оригинальный экземпляр утвержденного Акта должен быть направлен собственником генерирующего оборудования субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в течение 5 рабочих дней со дня его утверждения.

83. В отношении генерирующего оборудования, относящегося к объектам диспетчеризации, утверждение Акта должно осуществляться после его согласования субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Условием утверждения Акта в указанном случае должно являться отсутствие замечаний со стороны субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике к содержащимся в Акте данным в части их соответствия результатам комплексных испытаний, а также к результатам комплексных испытаний в части их соответствия требованиям Правил.

84. В случае указанном в пункте 83 Правил в целях согласования проекта Акта собственник генерирующего оборудования обязан вместе с проектом Акта направить субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике:

отчет о результатах комплексных испытаний, составленный и утвержденный в соответствии с требованиями пунктов 76 - 78 Правил;

акт о результатах комплексного опробования (в случае проведения в рамках комплексных испытаний комплексного опробования), оформленный в соответствии с пунктом 79 Правил.

85. Рассмотрение проекта Акта и материалов, представленных в соответствии с пунктом 84 Правил, должно осуществляться субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике:

первично - в течение не более 10 рабочих дней;

повторно - в течение не более 5 рабочих дней.

86. Утратил силу с 16 января 2021 г. - Приказ Минэнерго России от 20 октября 2020 г. N 917

87. Собственники генерирующего оборудования, функционирующего в составе электроэнергетической системы, обязаны независимо от отсутствия оснований, указанных в пункте 2 Правил, в течение 6 месяцев с даты вступления Правил в силу оформить в соответствии с приложением N 3 к Правилам на основании имеющейся у них информации и результатов ранее проведенных испытаний и предоставить субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике утвержденные акты об общесистемных технических параметрах и характеристиках в отношении принадлежащего им генерирующего оборудования, введенного в эксплуатацию до вступления Правил в силу. Указанные в настоящем пункте акты согласования с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике не требуют.