Постановление Правительства Республики Казахстан от 19 июня 2013 года № 625 «Об утверждении Электросетевых правил» (утратило силу)

166. Для сборных шин 110-220 кВ подстанций, имеющих шиносоединительные или секционные выключатели, допускается устанавливать по одному комплекту дифференциальной защиты шин с выполнением отдельных секционирующих защит на шиносоединительных выключателях и секционных выключателях, если время действия этих отдельных защит удовлетворяет требованиям динамической устойчивости.

167. Устройство резервирования отказа выключателей действует на отключение выключателей смежных с отказавшим с запретом их автоматического повторного включения. Схемы устройства резервирования при отказе выключателей выполняются таким образом, чтобы предотвращалось их случайное срабатывание на отключение смежных присоединений.

168. Уставки устройств релейной защиты и автоматики в национальной и региональной электрической сети выбираются каждой стороной самостоятельно и взаимно согласовываются в соответствии с перечнем распределения линий и оборудования по способу диспетчерского управления. Сторона, которая выбирает уставки, обеспечивает правильный выбор и утверждение уставок релейной защиты и автоматики в части устройств релейной защиты и автоматики, находящихся в ее оперативном управлении, и осуществляет согласование уставок устройств релейной защиты и автоматики, находящихся в ее оперативном ведении. Если при выборе уставок устройств релейной защиты и автоматики затрагиваются уставки устройств релейной защиты и автоматики третьих сторон, то согласование должно быть распространено и на эти третьи стороны.

169. Выбор и согласование уставок устройств релейной защиты и автоматики и изменение существующих уставок релейной защиты и автоматики отдельного элемента сети необходимо выполнять при:

1) вводе в эксплуатацию новых линий, электростанций, подстанций и оборудования электроустановок;

2) модернизации устройств релейной защиты и автоматики;

3) работе с нарушением нормального режима и конфигурации схемы сети.

170. При выборе и согласовании уставок релейной защиты и автоматики соблюдаются основные требования к ним, в том числе:

1) обеспечение быстрого и надежного отключения с обеих сторон данного элемента сети любых видов возникающих на ней коротких замыканий;

2) обеспечение допустимого перетока мощности по всем элементам электропередачи в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах работы без излишних отключений;

3) обеспечение резервирования отказавших защит или выключателя;

4) обеспечение автоматического повторного включения выключателей с обеих сторон воздушной линии после отключения короткого замыкания действием защит, разрешающих автоматическое повторное включение;

5) обеспечение динамической устойчивости при принятых эксплуатационных режимах.

Отклонения от вышеуказанных принципов утверждаются руководством организаций, принимающих участие в выборе и согласовании данных уставок.

171. Системный оператор обеспечивает расчет и выбор уставок в части релейной защиты и автоматики, находящихся в его оперативном управлении, и производит согласование уставок в части релейной защиты и автоматики, находящихся в его оперативном ведении.

172. Все системы релейной защиты и автоматики проходят регулярные испытания и техническое обслуживание, производимые на основе их правил и норм технического обслуживания.

173. Урегулирование любых разногласий, возникающих в отношении уставок релейной защиты, или иных вопросов, связанных с системой защиты, производится в соответствии с нормативными документами.

11. Локализация и ликвидация технологических нарушений

174. Действия оперативного персонала системного оператора и взаимодействующих с ним пользователей сети во время различных аварийных ситуаций в ЕЭС Казахстана регламентируются Инструкцией по предотвращению, локализации и ликвидации аварий, утверждаемой системным оператором (далее - Инструкция), разрабатываемой системным оператором, в соответствии с Правилами осуществления мер по предотвращению аварийных нарушений в ЕЭС Казахстана и их ликвидации.

175. На основании данной Инструкции пользователи сети разрабатывают инструкции по ликвидации аварий для оперативного персонала своих электроустановок, в которых помимо прочего определены порядок и условия ручных действий оперативного персонала, связанных с:

1) повышением частоты;

2) понижением частоты;

3) повышением напряжения;

4) понижением напряжения;

5) перегрузкой межрегиональных и региональных связей;

6) возникновением асинхронного режима и синхронных качаний;

7) разделением ЕЭС Казахстана;

8) повреждением и отключением воздушной линии 220-500-1150 кВ;

9) потерей значительной части генерирующей мощности;

10) повреждением выключателей и разъединителей;

11) неисправностями и отказами устройств релейной защиты и автоматики и противоаварийной автоматики.

176. Полное отключение - ситуация, когда вся выработка прекратилась и нет никакого электрического питания в ЕЭС Казахстана, в том числе по межгосударственным линиям электропередачи. При этих обстоятельствах невозможно автоматическое восстановление режима функционирования электрической сети без руководства (распоряжений) системного оператора.

177. Частичное отключение - это прекращение выработки электроэнергии в отдельной части ЕЭС Казахстана с отключением межрегиональных линий электропередачи.

178. В течение полного обесточивания или частичного обесточивания и в течение последующего восстановления оперативный персонал действует в соответствии с инструкциями по ликвидации аварий.

179. Процедура восстановления начинается с подачи напряжения от части электрической сети, сохранившей нормальное функционирование.

Восстановление после полного обесточивания или частичного обесточивания производится достаточно гибко с учетом имеющихся в распоряжении электростанций, их эксплуатационных характеристик и регулировочного диапазона, а также эксплуатационных характеристик электрической сети. Системный оператор обеспечивает реализацию процедуры «разворота с нуля». Пользователи сети исполняют все распоряжения системного оператора по подъему нагрузки электростанций, ограничению (отключению) потребителей, по изменению схемы электрической сети для реализации мероприятий «разворота с нуля».

180. Во всех ступенях процесса управления принимается во внимание следующее:

1) необходимо удостовериться, что располагаемая генерируемая мощность больше или соответствует электропотреблению, при каждом подключении потребителей электропотребление будет обеспечено необходимым подъемом резервов мощности;

2) обеспечен достаточный диапазон регулирования на электростанциях для поддержания частоты;

3) управление сетевым напряжением в рабочих пределах;

4) обеспечение адекватного действия регуляторов тепловой электростанции;

5) восстановление электропотребления производить настолько быстро и надежно, насколько возможно.

181. Ключевые этапы «разворота с нуля» следующие:

1) выяснение схемы электрической сети, состояния основного оборудования электростанций;

2) подготовка путей восстановления;

3) «разворот с нуля» и подача напряжения;

4) для каждого этапа создание наиболее надежной жизнеспособной и устойчивой электрической схемы сети;

5) синхронизация электростанций и, в конечном счете, восстановление единой электроэнергетической системы;

6) полное восстановление электропотребления.

Электростанция осуществляет разработку плана «разворота с нуля», который ежегодно пересматривается, обновляется.

182. Проверка готовности электростанции к «развороту с нуля» проводится местным персоналом в условиях моделируемой аварии.

183. Средства связи, телеизмерений и телесигнализации являются основой для восстановления режима работы энергосистемы после полного обесточивания. Все жизненные средства связи, включая обеспеченные электропитанием от третьих лиц, функционируют, по крайней мере, 24 часа после полной потери электропитания. Отдельные ключевые объекты управления (центры управления) требуют более длинного периода работы после потери электропитания.

Системы управления опробуются ежегодно в условиях моделируемой аварии с потерей электропитания.

184. Персонал, вовлеченный в процесс восстановления электрической сети, периодически обучается практической реализации путей восстановления.

185. Там, где части ЕЭС Казахстана (энергоузла, электроустановки) выходят из синхронизма друг с другом, но нет полного или частичного отключения, системный оператор вправе разрешить пользователем сети самостоятельно регулировать выработку и/или электропотребление, чтобы достигнуть в самое кратчайшее время нормальной работы. Системный оператор сообщает пользователям сети, когда синхронизация имела место.

В обстоятельствах, где часть электрической сети, с которой связаны гидроэлектростанции, отделилась от остальной части электрической сети и нет никакого устройства синхронизации с остальной частью электрической сети, оперативный персонал электроустановок действует по указанию системного оператора.

186. В случае потери возможности осуществления диспетчерского управления ЕЭС Казахстана с основного диспетчерского центра, функции управления ЕЭС Казахстана передаются дублеру.

187. Пользователи сети обмениваются номерами телефонов с НДЦ СО и местными энергопередающими организациями в письменной форме с указанием представителей управления, уполномоченных принимать решения от имени организации и которые могут входить на контакт в течение 24 часов в сутки.

Для новых пользователей сети номера телефонов будут обеспечиваться при подписании ими договора связи. Номера передаются в письменной форме по мере изменения информации.

188. При возникновении нарушения:

1) если нарушение возникло на электроустановке пользователя сети, пользователь уведомляет об этом системного оператора и энергопередающие организации, к которым он присоединен;

2) если нарушение возникло на электроустановке энергопередающей организации, она уведомляет системного оператора и всех присоединенных пользователей сети об этом;

3) если нарушение возникло на электроустановке системного оператора, системный оператор сообщает об этом пользователям сети, в чьем управлении или ведении находится электроустановка.

189. После получения уведомления либо при самостоятельном обнаружении нарушения системный оператор определяет, является ли факт нарушения системной аварией. В случае подтверждения признаков системной аварии, системный оператор устанавливает причины системной аварии и приступает к ее ликвидации.

С момента установления причины аварии все коммуникации между диспетчерами РДЦ предоставляются диспетчеру НДЦ СО по его требованию.

12. Обмен информацией о работе и/или событиях

190. Объемы и сроки представления системным оператором и пользователями сети информации по вопросам управления ЕЭС Казахстана, использования сетей регламентируются положениями по взаимоотношениям между диспетчерскими центрами (службами), типовыми договорами на оказание услуг по технической диспетчеризации, оказание услуг по передаче электрической энергии.

191. Для поддержания связи все стороны гарантируют наличие соответствующего оборудования для обеспечения достоверного обмена необходимой информацией с системным оператором и/или энергопередающей организацией в зависимости от конкретной ситуации. Необходимые требования:

1) прямой телефонный канал;

2) факс;

3) специальный адрес электронной почты;

4) цифровой или аналоговый канал передачи данных телеметрии.

192. Для подстанций напряжением 220 кВ, 500 кВ и 1150 кВ, энергопроизводящих организаций с установленной мощностью свыше 10 МВт, потребителей электроэнергии мощностью в точке подключения к национальной электрической сети более 1 МВт, потребителей электроэнергии, подключенных к сети напряжением 220 кВ и выше, диспетчерских центров крупных потребителей электроэнергии необходима организация каналов связи и передачи данных телеметрии на диспетчерский центр системного оператора (РДЦ) по двум независимым направлениям.

Между НДЦ СО и РДЦ, между РДЦ, которые имеют смежные зоны управления, между НДЦ и диспетчерскими центрами энергосистем сопредельных государств необходима организация каналов связи и передачи данных телеметрии по двум независимым направлениям.

193. Диспетчерские центры(пункты) пользователей сети, независимо от форм собственности, оборудуются прямыми каналами связи и передачи данных телеметрии для оперативно-диспетчерского управления. Обеспечиваются связь и обмен данными телеметрии между:

1) диспетчерским центром региональной электросетевой компании и подстанциями 35 кВ и выше, находящимися в оперативном управлении этих диспетчерских центров;

2) диспетчерским центром региональной электросетевой компании и диспетчерским центром пользователя или подстанции пользователя при отсутствии у него диспетчерского центра;

3) диспетчерским центром региональной электросетевой компанией и РДЦ;

4) НДЦ СО и РДЦ;

5) РДЦ, которые имеют смежные зоны управления;

6) РДЦ и диспетчерским центром крупных потребителей электроэнергии или подстанциями пользователя при отсутствии диспетчерского центра;

7) НДЦ и диспетчерскими центрами энергосистем сопредельных государств.

Приложение 1

к Электросетевым правилам

Содержание «Схемы подключения пользователя»

1) обзор существующего состояния электроснабжения и перспективы развития на 3(5)-10 лет;

2) электрические нагрузки и источники их покрытия;

3) балансы мощности и электроэнергии (существующее состояние и перспектива на 3(5)-10 лет);

4) варианты схемы внешнего электроснабжения;

5) обоснование рекомендуемой схемы внешнего электроснабжения;

6) расчеты электрических режимов (нормальные, послеаварийные режимы) рассматриваемого района с прилегающими электрическими сетями;

7) расчет уровней токов короткого замыкания для выбора оборудования;

8) принципы выполнения релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики;

9) принципы организации диспетчерского и технологического управления;

10) учет электроэнергии;

11) планируемые мероприятия по энергосбережению;

12) объемы электросетевого строительства, укрупненный расчет стоимости строительства;

13) выводы;

14) чертежи: принципиальные схемы, карты-схемы или ситуационный план, результаты расчетов электрических режимов, схемы организации диспетчерского и технологического управления.

Содержание «Схемы выдачи мощности электростанции»

1) обзор существующего состояния электроснабжения рассматриваемого региона и перспективы развития на 3(5)-10 лет;

2) балансы мощности и электроэнергии рассматриваемого региона (существующее состояние и перспектива на 3(5)-10 лет);

3) варианты схемы выдачи мощности;

4) обоснование рекомендуемой схемы выдачи мощности;

5) расчеты электрических режимов (нормальные, послеаварийные режимы) рассматриваемого района с прилегающими электрическими сетями;

6) расчет уровней токов короткого замыкания для выбора оборудования;

7) принципы выполнения релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики;

8) принципы организации диспетчерского и технологического управления;

9) учет электроэнергии;

10) планируемые мероприятия по энергосбережению;

11) объемы электросетевого строительства, укрупненный расчет стоимости строительства;

12) выводы;

13) чертежи: принципиальные схемы, карты-схемы или ситуационный план, результаты расчетов электрических режимов, схемы организации диспетчерского и технологического управления.

Приложение 2

к Электросетевым правилам

УТВЕРЖДАЮ

________________

(подпись руководителя)

«____»_________ 20__ год

Заявка

На присоединение (существующих генерирующих установок)

_________________________________________________________________________________________________________

(полное наименование объекта (действующего, реконструируемого),

ведомственная принадлежность и его местонахождение)

к_________________________________________________________________________________________________________

(указать точку присоединения (шины ПС, наименование ЛЭП и т.д.)

1. Основание для выдачи технических условий:

__________________________________________________________________________________________________________

(указать пункт Электросетевых правил)

2. Установленная/располагаемая мощность объекта по годам

3. Приложения:

1. Ситуационный план размещения объекта.

2. Существующая и предполагаемая схема присоединения (выдачи мощности) генерирующих установок (с указанием количества и мощности генераторов, трансформаторов, протяженности и сечения провода ЛЭП, балансовой принадлежности сетей рассматриваемого района).

3. Перечень собственных потребителей (с указанием электрических нагрузок существующих и планируемых потребителей, технических характеристик их электроустановок).

4. Копии решений, актов о выделении земельных участков.

Приложение 3

к Электросетевым правилам

УТВЕРЖДАЮ

________________

(подпись руководителя)

«____»_________ 20__ год

Заявка

На присоединение (новых генерирующих установок)

_________________________________________________________________________________________________________

(полное наименование объекта, ведомственная принадлежность и его

местонахождение)

к_________________________________________________________________________________________________________

(указать точку присоединения (шины ПС, наименование ЛЭП и т.д.)

1. Основание для выдачи технических условий:

__________________________________________________________________________________________________________

(указать пункт Электросетевых правил)

2. Установленная/располагаемая мощность объекта по годам

3. Приложения:

1. Ситуационный план размещения объекта.

2. Предполагаемая схема присоединения (выдачи мощности) генерирующих установок (с указанием количества и мощности генераторов, трансформаторов, протяженности и сечения провода ЛЭП, балансовой принадлежности сетей рассматриваемого района).

3. Документ, на основании которого планируется строительство объекта (государственные, отраслевые программы).

4. Перечень собственных потребителей (с указанием электрических нагрузок существующих и планируемых потребителей, технических характеристик их электроустановок).

5. Копии решений, актов о выделении земельных участков.

Приложение 4

к Электросетевым правилам

УТВЕРЖДАЮ

________________

(подпись руководителя)

«____»_________ 20__ год

Заявка

На присоединение (существующего пользователя)

__________________________________________________________________________________________________________

(полное наименование объекта (действующего, реконструируемого),

ведомственная принадлежность и его местонахождение)

к _________________________________________________________________________________________________________

(указать точку подключения (шины ПС, наименование ЛЭП и т.д.)

1. Основание для выдачи технических условий:

___________________________________________________________________________________________________________

(указать пункт Электросетевых правил)

2. Заявленная мощность и электропотребление объекта по годам.

3. Характер нагрузки - постоянная, переменная, сезонная.

4. Категория электроприемников по надежности электроснабжения в целом и отдельных технологических установок в соответствии с ПУЭ (Правилами устройства электроустановок).

5. Перечень субпотребителей и технические характеристики их электроустановок.

6. Приложения:

1) ситуационный план размещения объекта;

2) существующая и предполагаемая схема внешнего электроснабжения объекта (с указанием протяженности и сечения провода ЛЭП, мощности и количества трансформаторов ПС и ведомственной, балансовой принадлежности сетей рассматриваемого района);

3) расчет электрических нагрузок, подтверждающий заявленную мощность объекта;

4) документ от энергопроизводящей организации, подтверждающий покрытие заявленной мощности объекта;

5) информация о собственных генерирующих источниках (с указанием мощности ГТУ, ДЭС) для использования в качестве резервного источника электроснабжения;

6) копии решений, актов о выделении земельных участков.

Приложение 5

к Электросетевым правилам

УТВЕРЖДАЮ

________________

(подпись руководителя)

«____»_________ 20__ год

Заявка

На присоединение (существующего пользователя)

__________________________________________________________________________________________________________

(полное наименование объекта, ведомственная принадлежность и его

местонахождение)

к__________________________________________________________________________________________________________

(указать точку подключения (шины ПС, наименование ЛЭП и т.д.)

1. Основание для выдачи технических условий:

___________________________________________________________________________________________________________

(указать пункт Электросетевых правил)

2. Заявленная мощность и электропотребление объекта по годам; соs (tg ) нагрузки.

3. Характер нагрузки - постоянная, переменная, сезонная.

4. Категория электроприемников по надежности электроснабжения в целом и отдельных технологических установок в соответствии с ПУЭ (Правилами устройства электроустановок).

5. Перечень субпотребителей и характеристики их электроустановок.

6. Приложения:

1) ситуационный план размещения объекта;

2) предполагаемая схема внешнего электроснабжения объекта (с указанием протяженности и сечения провода ЛЭП, мощности и количества трансформаторов ПС и ведомственной, балансовой принадлежности сетей рассматриваемого района);

3) документ, на основании которого планируется строительство объекта (государственные, отраслевые программы);

4) расчет электрических нагрузок, подтверждающий заявленную мощность объекта;

5) документ от энергопроизводящей организации, подтверждающий покрытие заявленной мощности объекта;

6) информация о собственных генерирующих источниках (с указанием мощности ГТУ, ДЭС) для использования в качестве резервного источника электроснабжения;

7) копии решений, актов о выделении земельных участков.

Приложение 6

к Электросетевым правилам

Срок выдачи технических условий

Приложение 7

к Электросетевым правилам

Порядок разработки, сроки согласований и утверждения графиков
отключений электроустановок и генерирующих установок
энергопередающих организаций

Приложение 8

к Электросетевым правилам

Допустимое повышение напряжения промышленной
частоты оборудования электроустановок 110-750 кВ

¹ Независимо от значений, указанных в таблице, по условию нагрева магнитопровода повышение напряжения в долях номинального напряжения установленного ответвления обмотки ограничивается при 1200 с до 1,15, при 20 с - до 1,3.

² Независимо от значений, указанных в таблице, собственное восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя ограничивается: по условию отключения неповрежденной фазы линии при несимметричном КЗ - до 2,4 или 2,8 (в зависимости от исполнения выключателя, указанного в технических условиях) для оборудования 110-220 кВ и до 3,0 - для оборудования 330-750 кВ, по условию отключения ненагруженной линии - до 2,8 для оборудования 330-750 кВ.

Приложение 9

к Электросетевым правилам

Типовая настройка АОСЧ

Примечания.

*) Требования к объему АЧР определяют минимальную суммарную мощность потребителей, подключенных к комплектам соответствующей категории АЧР, в % от прогнозного потребления энергосистемы с учетом потерь и собственных нужд энергопроизводящих организаций.

**) 1. Общая мощность совмещения с АЧР1 - не менее 60 % всей мощности нагрузки, подключенной к АЧР1.

2. Весь объем мощности, подключенной к устройствам АЧР-1 с уставками ниже 47.5 Гц, полностью совмещен с АЧР-2.

***) 1. Суммарная мощность подключаемых к ЧАПВ энергопринимающих установок потребителей не регламентируется и определяется по местным условиям работы энергосистемы.

2. Действия ЧАПВ в энергосистемах скоординированы с целью исключения перегрузки межсистемных связей.

****) Подключаемая к АЧР мощность нагрузки должна распределяться равномерно по очередям. Допускается незначительная неравномерность распределения по очередям АЧР мощности нагрузки при условии увеличения ее доли на очередях с более высокими уставками АЧР по частоте.